Caldera Sencilla Simulación en Hysys 3.2
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Calentadores Cerrados de Agua de Alimentación Calderas
Tipos de calentadores cerrados de agua de alimentación, (a) Calentador horizontal cerrado de tubos en U, para agua de alimentación, (b) Calentador vertical cerrado de cascada y tubos, para agua de alimentación, (c) Calentador cerrado de tres zonas, tipo alta presión, para agua de alimentación.
Fuente: Desaireador
Ablandadores de Agua Calderas
Equipo que "ablanda" el agua por el proceso de intercambio iónico, es decir, substituye o intercambia minerales duros (como calcio, magnesio, Sílice, etc..), por suaves (como sodio) a través de su carga eléctrica. El efluente atraviesa una cama de resina con carga iónica, removiendo los minerales contenidos en el fluido. Se puede optar por regeneración por tiempo, volumen tratado ó calidad de agua.
Lavadores de Gases Scrubbers
Los Lavadores de Gases son equipos empleados en la industria para remover Partículas, Gases y Olores en forma simultánea combinando los gases de proceso con un medio líquido para la remoción de las emisiones.
Son ideales para el manejo de gases muy calientes, húmedos, corrosivos y explosivos. Su costo de adquisición es menor al de otro tipo de colectores industriales y ocupan muy poco espacio. Son ideales para calderas, hornos de fundición, hornos de secado e incineradores y se aplica en la minería, industria química, industria alimenticia, siderúrgicas, hospitales y crematorios.
Fuente: Aralco25 | EnvitechAJO | Keiouniversity | Jackperson5 | EnvitechAJO | Dolphinblowers
Ampliar Capacidad de Calderas por Arnulfo O. Behn - Consultor Procesos Térmicos
En el presente artículo, se presentan los resultados del Estudio Técnico y posterior implementación del aumento en la capacidad de generación de vapor de una caldera.
Introducción
El aumento en la demanda de vapor y la falta de capacidad de generación de las calderas existentes, motivaron a una empresa agroindustrial a evaluar la factibilidad de aumentar la producción de vapor de los equipos existentes.
El aumento en la demanda de vapor era de aproximadamente 10 ton/h, lo que se traduciría en una inversión de aproximadamente US$ 160,000.00 por una nueva caldera instalada y funcionando.
La evaluación de la factibilidad de aumentar la capacidad de generación de las calderas existentes tenía por objetivo, satisfacer el aumento en la demanda de vapor con una inversión asociada menor.
La Planta Térmica estaba compuesta por un conjunto de calderas pirotubulares diseñadas para quemar carbón bituminoso en parrillas viajeras, entre las cuales destacaba una caldera H. BRIONES modelo CFTC-45, de dos fogones, capaz de generar 19.400 Kg/h de vapor a una presión de 10,5 Kg/cm2.
El aumento en la demanda de vapor y la falta de capacidad de generación de las calderas existentes, motivaron a una empresa agroindustrial a evaluar la factibilidad de aumentar la producción de vapor de los equipos existentes.
El aumento en la demanda de vapor era de aproximadamente 10 ton/h, lo que se traduciría en una inversión de aproximadamente US$ 160,000.00 por una nueva caldera instalada y funcionando.
La evaluación de la factibilidad de aumentar la capacidad de generación de las calderas existentes tenía por objetivo, satisfacer el aumento en la demanda de vapor con una inversión asociada menor.
La Planta Térmica estaba compuesta por un conjunto de calderas pirotubulares diseñadas para quemar carbón bituminoso en parrillas viajeras, entre las cuales destacaba una caldera H. BRIONES modelo CFTC-45, de dos fogones, capaz de generar 19.400 Kg/h de vapor a una presión de 10,5 Kg/cm2.
En la figura n°1 se muestra una caldera H. BRIONES para carbón bituminoso, de diseño similar al de la caldera que estamos analizando.
La caldera había sido fabricada en el año 1983 y posteriormente convertida para operar con petróleo n°6 en el año 1993, para lo cual fue equipada con dos quemadores NU-WAY modelo PF7A-C/15M, que le permitían generar 22.400 Kg/h de vapor a una presión de 10,5 Kg/cm2.
Al momento de habilitar esta caldera para utilizar petróleo n°6, se había aumentado su capacidad de generación en solo un 15 %.
La caldera había sido fabricada en el año 1983 y posteriormente convertida para operar con petróleo n°6 en el año 1993, para lo cual fue equipada con dos quemadores NU-WAY modelo PF7A-C/15M, que le permitían generar 22.400 Kg/h de vapor a una presión de 10,5 Kg/cm2.
Al momento de habilitar esta caldera para utilizar petróleo n°6, se había aumentado su capacidad de generación en solo un 15 %.
Evaluación Técnica Caldera
Nos atrevemos a hablar de solo un 15 %, sin haber realizado un recálculo térmico, considerando solamente su baja producción específica de vapor 35 Kg/h m2, el gran tamaño de sus fogones y su diseño original para operar con carbón bituminoso en parrillas viajeras.
Este tipo de calderas diseñadas por BABCOCK ENERGY LTD. y fabricadas bajo licencia por H. BRIONES, alcanzaban una generación especifica de 48 Kg/h m2 de vapor al utilizar petróleo n°6.
Esta importante generación especifica de vapor tenía relación con el hecho de contar con una cámara trasera o de inversión de llama acuotubular.
Por otro lado se debe considerar el gran tamaño de sus fogones dimensionados para poder instalar en su interior las parrillas viajeras en las que sería quemado el carbón.
De acuerdo a la Norma Británica BS-2790, dado el gran diámetro (1,75 m) de los fogones de la caldera, sería posible liberar en cada uno de ellos 12 MW, tal como desprende del gráfico incluido en la figura n°2.
Dado que en el fogón de una caldera el intercambio de calor se realiza principalmente por radiación y este a su vez depende directamente de la superficie de transferencia de calor expuesta a la llama, el hecho de retirar las parrillas para carbón al realizar la conversión para petróleo, aumentará la superficie de transferencia, ya que, dejará expuesta la parte de los fogones que estaban cubierta por estas parrillas .
La realización de un recálculo térmico de la caldera, para las condiciones actuales, permitió confirmar que la capacidad de generación podía ser aumentada en forma significativa.
En la tabla n°1 se muestran los resultados de los recálculos térmicos realizados para la situación actual y para la capacidad máxima de generación de la caldera.
La caldera había sido fabricada en el año 1983 y posteriormente convertida para operar con petróleo n°6 en el año 1993, para lo cual fue equipada con dos quemadores NU-WAY modelo PF7A-C/15M, que le permitían generar 22.400 Kg/h de vapor a una presión de 10,5 Kg/cm2.
Al momento de habilitar esta caldera para utilizar petróleo n°6, se había aumentado su capacidad de generación en solo un 15 %.
La caldera había sido fabricada en el año 1983 y posteriormente convertida para operar con petróleo n°6 en el año 1993, para lo cual fue equipada con dos quemadores NU-WAY modelo PF7A-C/15M, que le permitían generar 22.400 Kg/h de vapor a una presión de 10,5 Kg/cm2.
Al momento de habilitar esta caldera para utilizar petróleo n°6, se había aumentado su capacidad de generación en solo un 15 %.
Evaluación Técnica Caldera
Nos atrevemos a hablar de solo un 15 %, sin haber realizado un recálculo térmico, considerando solamente su baja producción específica de vapor 35 Kg/h m2, el gran tamaño de sus fogones y su diseño original para operar con carbón bituminoso en parrillas viajeras.
Este tipo de calderas diseñadas por BABCOCK ENERGY LTD. y fabricadas bajo licencia por H. BRIONES, alcanzaban una generación especifica de 48 Kg/h m2 de vapor al utilizar petróleo n°6.
Esta importante generación especifica de vapor tenía relación con el hecho de contar con una cámara trasera o de inversión de llama acuotubular.
Por otro lado se debe considerar el gran tamaño de sus fogones dimensionados para poder instalar en su interior las parrillas viajeras en las que sería quemado el carbón.
De acuerdo a la Norma Británica BS-2790, dado el gran diámetro (1,75 m) de los fogones de la caldera, sería posible liberar en cada uno de ellos 12 MW, tal como desprende del gráfico incluido en la figura n°2.
Dado que en el fogón de una caldera el intercambio de calor se realiza principalmente por radiación y este a su vez depende directamente de la superficie de transferencia de calor expuesta a la llama, el hecho de retirar las parrillas para carbón al realizar la conversión para petróleo, aumentará la superficie de transferencia, ya que, dejará expuesta la parte de los fogones que estaban cubierta por estas parrillas .
La realización de un recálculo térmico de la caldera, para las condiciones actuales, permitió confirmar que la capacidad de generación podía ser aumentada en forma significativa.
En la tabla n°1 se muestran los resultados de los recálculos térmicos realizados para la situación actual y para la capacidad máxima de generación de la caldera.
En relación a los resultados de los recálculos térmicos, para el caso de la generación máxima de vapor de la caldera, se puede comentar lo siguiente:
Evaluación Técnica Accesorios y Equipos Auxiliares
La evaluación técnica de la factibilidad de aumentar la capacidad de generación no terminaba con los positivos resultados del recálculo térmico, ya que, era necesario verificar además que los accesorios y equipos auxiliares de la caldera eran adecuados para la nueva producción de vapor.
La verificación de la capacidad de evacuación de las válvulas de seguridad, capacidad de alimentación de agua de las bombas y capacidad de la válvula de control de flujo de la alimentación modulante eran insuficientes y por lo tanto debían ser reemplazadas.
No obstante lo anterior la revisión de la capacidad de las bombas de petróleo, calefactores de petróleo, toberas y líneas de vapor eran suficientes para la nueva capacidad de generación de la caldera y por lo tanto podían ser reutilizados.
Implementación del Proyecto
La implementación del proyecto debió considerar el reemplazo de los quemadores, válvulas de seguridad, bombas de agua y válvula control de agua alimentación, además de la instalación de un secador de vapor externo a la caldera.
Los componentes más críticos eran claramente los quemadores, los que además de liberar la cantidad de calor necesaria para generar 30.000 Kg/h, debían ser capaces de ajustar sus llamas a la particular geometría de los fogones.
Los fogones de estas calderas tenían un gran diámetro (1.75 m), pero eran relativamente cortos (5.3 m) considerando la nueva capacidad de generación de vapor.
Dadas estas características de los fogones los quemadores seleccionados debían ser capaces de generar llamas cortas y de gran diámetro. Esta particular característica dejaba fuera a los quemadores atomizados por presión, cuya llama es larga y angosta.
Los quemadores seleccionados fueron marca COEN tipo Micro-NOx modelo HTE-20, los que pueden ser observados instalados en la caldera en la figura n°3.
Los quemadores retirados fueron instalados en otra de las calderas, logrando aumentar la capacidad de generación en 3 ton/h, lo que sumado a las 7,6 ton/h aumentadas en la caldera antes descrita, permitieron obtener el vapor para satisfacer el aumento en la demanda.
El costo total del proyecto fue de US$ 110,000.00, es decir, US$ 50,000.00 menos de lo que habría costado una caldera nueva.
- La capacidad de generación de la caldera H. BRIONES modelo CFTC-45 podía ser aumentada sin problemas hasta 30.000 Kg/h de vapor.
- El coeficiente de liberación volumétrica de calor alcanza 0,86 MW/m3, es decir, su valor es muy inferior a los 1.8 MW/m3 recomendados como máximo
- La temperatura de los productos de la combustión a la salida de los fogones es bastante baja (902 °C), debido a la gran superficie de transferencia de calor dada por los diámetros.
- La velocidad de vaporización (desprendimiento del vapor del espejo de agua del cuerpo de presión) alcanza los 0,070 m/s y supera en un 25 % el valor recomendado (0,056 m/s) para evitar problemas de arrastre de condensado con el vapor.
- Esta situación deberá ser corregida instalando secadores de vapor externos a la caldera, para evitar el suministro de vapor húmedo al proceso.
- La eficiencia térmica de la caldera pude ser aumentada desde 83,9 % a 84,6 %, debido al menor exceso de aire con el que trabajan los quemadores COEN empleados para aumentar la capacidad de generación.
Evaluación Técnica Accesorios y Equipos Auxiliares
La evaluación técnica de la factibilidad de aumentar la capacidad de generación no terminaba con los positivos resultados del recálculo térmico, ya que, era necesario verificar además que los accesorios y equipos auxiliares de la caldera eran adecuados para la nueva producción de vapor.
La verificación de la capacidad de evacuación de las válvulas de seguridad, capacidad de alimentación de agua de las bombas y capacidad de la válvula de control de flujo de la alimentación modulante eran insuficientes y por lo tanto debían ser reemplazadas.
No obstante lo anterior la revisión de la capacidad de las bombas de petróleo, calefactores de petróleo, toberas y líneas de vapor eran suficientes para la nueva capacidad de generación de la caldera y por lo tanto podían ser reutilizados.
Implementación del Proyecto
La implementación del proyecto debió considerar el reemplazo de los quemadores, válvulas de seguridad, bombas de agua y válvula control de agua alimentación, además de la instalación de un secador de vapor externo a la caldera.
Los componentes más críticos eran claramente los quemadores, los que además de liberar la cantidad de calor necesaria para generar 30.000 Kg/h, debían ser capaces de ajustar sus llamas a la particular geometría de los fogones.
Los fogones de estas calderas tenían un gran diámetro (1.75 m), pero eran relativamente cortos (5.3 m) considerando la nueva capacidad de generación de vapor.
Dadas estas características de los fogones los quemadores seleccionados debían ser capaces de generar llamas cortas y de gran diámetro. Esta particular característica dejaba fuera a los quemadores atomizados por presión, cuya llama es larga y angosta.
Los quemadores seleccionados fueron marca COEN tipo Micro-NOx modelo HTE-20, los que pueden ser observados instalados en la caldera en la figura n°3.
Los quemadores retirados fueron instalados en otra de las calderas, logrando aumentar la capacidad de generación en 3 ton/h, lo que sumado a las 7,6 ton/h aumentadas en la caldera antes descrita, permitieron obtener el vapor para satisfacer el aumento en la demanda.El costo total del proyecto fue de US$ 110,000.00, es decir, US$ 50,000.00 menos de lo que habría costado una caldera nueva.
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Ref: Arnulfo Oelker Behn - THERMAL ENGINEERING LTDA. Providencia 2133, Of. 207, Santiago, Chile Fono: 56 – 2 – 3347402
Desaireador Spray o Spray Type Desaireación Térmica vs. Química - Parte II
por Arnulfo O. Behn - Consultor Procesos Térmicos
La filosofía general de operación de los desaireadores tipo spray es la misma de los desaireadores de bandejas, pero difiere levemente en la operación.
Boquillas cargadas con resorte ubicadas en la parte superior de la torre, atomizan el agua dentro de una atmósfera cargada de vapor, para permitir su calentamiento hasta el punto de saturación, donde la solubilidad del O2 y CO2 es mínima. Ver figura.
Estos gases son eliminados del desaireador a través de un venteo ubicado en la parte superior del equipo.
Este tipo de desaireador permite reducir el contenido de O2 en el agua de alimentación de una caldera a 20 – 50 ppb.
Estos gases son eliminados del desaireador a través de un venteo ubicado en la parte superior del equipo.
Este tipo de desaireador permite reducir el contenido de O2 en el agua de alimentación de una caldera a 20 – 50 ppb.
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Ref: Arnulfo Oelker Behn - THERMAL ENGINEERING LTDA. Providencia 2133, Of. 207, Santiago, Chile Fono: 56 – 2 – 3347402
Desaireación Térmica vs. Química Parte I
por Arnulfo O. Behn - Consultor Procesos Térmicos
La necesidad de eliminar el oxígeno y dióxido de carbono del agua de alimentación utilizada en calderas, tiene por objetivo prevenir daños por corrosión en el lado agua de estos equipos.
La presencia de oxigeno disuelto en el agua causa daños por corrosión localizada, también conocidos como pitting.
En el caso de dióxido de carbono, su disolución en agua provocará bajos niveles de pH y la producción del corrosivo ácido carbónico.
En el caso de dióxido de carbono, su disolución en agua provocará bajos niveles de pH y la producción del corrosivo ácido carbónico.
Alternativas para Desairear el Agua
Las alternativas existentes para eliminar el O2 y CO2 del agua son básicamente las siguientes tres: desaireación por vacío, térmica y química, siendo las últimas dos las utilizadas con mayor frecuencia.
Desaireación por Vacío
Este tipo de desaireación no es utilizado con mucha frecuencia, siendo los más frecuentes la desaireación térmica, la química o una combinación de éstas.
En este caso se logra la desaireación al llevar al agua a su punto de saturación mediante la aplicación de vacío.
El agua es alimentada a estos equipos mediante boquillas, que la atomizan en finas gotas previo al ingreso a torres empaquetadas, para aumentar la superficie del líquido desde la que se puedan desprender los gases disueltos.
Los gases desprendidos del agua y vapor de agua son eliminados por el vacío mantenido por eyectores con vapor o bombas de vacío, según sea el tamaño del sistema.
La desaireación por vacío es menos eficiente que la presurizada o térmica, llegando a alcanzar niveles de O2 de 0.25 a 0.50 cm3/l o 330 a 650 ppb.
Desaireación por Vacío
Este tipo de desaireación no es utilizado con mucha frecuencia, siendo los más frecuentes la desaireación térmica, la química o una combinación de éstas.
En este caso se logra la desaireación al llevar al agua a su punto de saturación mediante la aplicación de vacío.
El agua es alimentada a estos equipos mediante boquillas, que la atomizan en finas gotas previo al ingreso a torres empaquetadas, para aumentar la superficie del líquido desde la que se puedan desprender los gases disueltos.
Los gases desprendidos del agua y vapor de agua son eliminados por el vacío mantenido por eyectores con vapor o bombas de vacío, según sea el tamaño del sistema.
La desaireación por vacío es menos eficiente que la presurizada o térmica, llegando a alcanzar niveles de O2 de 0.25 a 0.50 cm3/l o 330 a 650 ppb.
Desaireación Térmica
La desaireación se basa en los siguientes dos principios científicos:
La desaireación se basa en los siguientes dos principios científicos:
- El primer principio puede ser descrito por la Ley de Henry, que afirma que la solubilidad de un gas en una solución disminuye, cuando la presión parcial sobre la solución disminuye
- El segundo principio científico, que gobierna la desaireación, es la relación existente entre solubilidad y temperatura. Dicho de manera sencilla, la solubilidad de un gas en una solución disminuye a medida que la temperatura de la solución aumenta y alcanza la temperatura de saturación
Un desaireador térmico utiliza ambos principios, para eliminar O2, CO2 y otros gases no condensables del agua de alimentación de calderas.
El agua de alimentación es calentada hasta el punto de saturación, a través de la inyección de vapor y el aumento de la superficie del líquido, para facilitar la liberación de los gases disueltos y su posterior eliminación a través de un venteo.
La aplicación de estos principios permite reducir los niveles de O2 disuelto por debajo de 0.05 cm3/l o 5 ppb.
Existen básicamente dos tipos de desaireadores térmicos, que emplean estos principios: los de bandejas (tray type) y los spray (spray type).
Desaireador de Bandejas o Tray Type
Este tipo de deasireadores eliminan los gases disueltos en el agua, cuando ésta cae por distintos niveles de bandejas para aumentar su superficie, mientras es calentada hasta el punto de saturación por vapor alimentado en contraflujo (ver figura inicial).
El agua desaireada cae luego al estanque de almacenamiento, donde el flujo de vapor ascendente previene su re-contaminación.
Este tipo de desaireador permite reducir el contenido de O2 en el agua de alimentación de una caldera a 7 ppb.
El agua de alimentación es calentada hasta el punto de saturación, a través de la inyección de vapor y el aumento de la superficie del líquido, para facilitar la liberación de los gases disueltos y su posterior eliminación a través de un venteo.
La aplicación de estos principios permite reducir los niveles de O2 disuelto por debajo de 0.05 cm3/l o 5 ppb.
Existen básicamente dos tipos de desaireadores térmicos, que emplean estos principios: los de bandejas (tray type) y los spray (spray type).
Desaireador de Bandejas o Tray Type
Este tipo de deasireadores eliminan los gases disueltos en el agua, cuando ésta cae por distintos niveles de bandejas para aumentar su superficie, mientras es calentada hasta el punto de saturación por vapor alimentado en contraflujo (ver figura inicial).
El agua desaireada cae luego al estanque de almacenamiento, donde el flujo de vapor ascendente previene su re-contaminación.
Este tipo de desaireador permite reducir el contenido de O2 en el agua de alimentación de una caldera a 7 ppb.
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Ref: Arnulfo Oelker Behn - THERMAL ENGINEERING LTDA. Providencia 2133, Of. 207, Santiago, Chile Fono: 56 – 2 – 3347402
Instalación de un Economizador en una Caldera parte 4 - Análisis de Rentabilidad
por Arnulfo O. Behn - Consultor Procesos Térmicos
Para instalar un economizador en una caldera, ésta deberá contar con un sistema de alimentación continuo o modulante de agua, con lo cual se asegurará un flujo de agua permanente a través del economizador.
Asimismo, el tamaño de la caldera determinará el costo de instalación de un economizador y el tiempo que demorará este proceso.
En la figura N°1 se muestra un esquema típico para la instalación de economizadores en calderas y el la figura N°2 se muestra una fotografía de un economizador fabricado por ECO INC.
Las calderas “paquete” son las que se encuentran con mayor frecuencia en la industria nacional. En ellas, el costo de un economizador es bastante bajo y su instalación sumamente sencilla, ya que se trata de un equipo de forma cilíndrica y diseñado para instalarse directamente en la chimenea; siendo incorporado a la línea de alimentación de agua de la caldera, entre la descarga de las bombas y la entrada a la caldera.
En la figura N°1 se muestra un esquema típico para la instalación de economizadores en calderas y el la figura N°2 se muestra una fotografía de un economizador fabricado por ECO INC.
Las calderas “paquete” son las que se encuentran con mayor frecuencia en la industria nacional. En ellas, el costo de un economizador es bastante bajo y su instalación sumamente sencilla, ya que se trata de un equipo de forma cilíndrica y diseñado para instalarse directamente en la chimenea; siendo incorporado a la línea de alimentación de agua de la caldera, entre la descarga de las bombas y la entrada a la caldera.
La instalación de un economizador en una caldera “paquete” no debiera prolongarse más de 3 días.
Análisis de Rentabilidad
A continuación se presenta un ejemplo con el análisis de rentabilidad del proyecto de instalación de un economizador en una caldera de 10 ton/h que opera con gas natural y posee una temperatura de salida de gases de 290º C.
♦ Se considerará para el gas natural un precio de 0,12 US$/Nm3 y una temperatura de los productos de la combustión a la salida del economizador de 140º C.
♦ Para efectos del análisis, la caldera operará durante 24 horas del día y durante los 30 días del mes a un 85% de su capacidad nominal.
♦ El consumo mensual de gas natural será de aproximadamente 495.000 Nm3 y el gasto en combustible será de US$ 59,400.
♦ La instalación de un economizador que permita reducir la temperatura de los productos de la combustión desde 290 a 140º C, traerá consigo un ahorro mensual de combustible del 6% (US$ 3,564.00).
♦ El precio de un economizador para esta aplicación será de aproximadamente US$ 16,000 y la instalación debiera considerar otros US$ 4,000, con lo que la inversión es recuperada en menos de un año.
Análisis de Rentabilidad
A continuación se presenta un ejemplo con el análisis de rentabilidad del proyecto de instalación de un economizador en una caldera de 10 ton/h que opera con gas natural y posee una temperatura de salida de gases de 290º C.
♦ Se considerará para el gas natural un precio de 0,12 US$/Nm3 y una temperatura de los productos de la combustión a la salida del economizador de 140º C.
♦ Para efectos del análisis, la caldera operará durante 24 horas del día y durante los 30 días del mes a un 85% de su capacidad nominal.
♦ El consumo mensual de gas natural será de aproximadamente 495.000 Nm3 y el gasto en combustible será de US$ 59,400.
♦ La instalación de un economizador que permita reducir la temperatura de los productos de la combustión desde 290 a 140º C, traerá consigo un ahorro mensual de combustible del 6% (US$ 3,564.00).
♦ El precio de un economizador para esta aplicación será de aproximadamente US$ 16,000 y la instalación debiera considerar otros US$ 4,000, con lo que la inversión es recuperada en menos de un año.
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Ref: Arnulfo Oelker Behn - THERMAL ENGINEERING LTDA. Providencia 2133, Of. 207, Santiago, Chile Fono: 56 – 2 – 3347402
Ventajas de un Economizador Economizadores parte 3
por Arnulfo Oelker Behn - Consultor Procesos Térmicos
La principal ventaja o beneficio de un economizador es la importante reducción de los gastos en combustible, resultante del mejoramiento de la eficiencia de las calderas, lo que permite quemar una menor cantidad de combustible para aportar el calor requerido para generar vapor.
En el gráfico Nº 1 se observa cómo aumenta la eficiencia térmica de una caldera con la reducción de la temperatura de salida de los gases. A modo de referencia se puede señalar que por cada 50º C que se reduce la temperatura de salida de gases, es posible lograr un aumento de la eficiencia de 1,5% y ahorros de combustible de 2,0%.
El hecho de requerir de una menor cantidad de combustible se traduce también en una reducción de las emisiones contaminantes de una caldera, puesto que éstas dependen de la cantidad de combustible quemado.Finalmente, existen beneficios operacionales asociados al funcionamiento de la caldera con una temperatura del agua de alimentación más elevada. El hecho de alimentar una caldera con agua a una mayor temperatura permitirá operar con una presión más estable, reduciendo las fluctuaciones de presión presentes al realizar la alimentación de agua.
También evitará los choques térmicos producidos cuando el agua de alimentación a baja temperatura entra en contacto con las superficies calientes de la caldera.
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Ref: Arnulfo Oelker Behn - THERMAL ENGINEERING LTDA. Providencia 2133, Of. 207, Santiago, Chile Fono: 56 – 2 – 3347402
Diseño de un Economizador Economizadores - parte 2
por Arnulfo Oelker Behn - Consultor Procesos Térmicos
En el diseño de un economizador se debe considerar una baja pérdida de carga, tanto en el lado agua como en el lado gases, para evitar que se produzcan problemas con la alimentación de agua y descarga de gases producto de la combustión.
Las velocidades del agua en un economizador generalmente fluctúan entre 0,3 a 1,5 m/s, permitiendo mantener la pérdida de carga del equipo por debajo del 5% de la presión de trabajo de la caldera.
Las velocidades de los productos de la combustión a través del economizador están limitadas por la pérdida de carga y las características abrasivas de la ceniza presente en estos gases. A modo de referencia para el caso de las calderas que utilizan carbón, se recomiendan velocidades de 9 a 11 m/s.
La cantidad de calor que puede ser recuperada por el economizador desde los productos de la combustión, estará limitada por la temperatura a la que se produce la ebullición del agua (dependiente de la presión de trabajo de la caldera) y el ya mencionado punto rocío ácido de los productos de la combustión.
En general, se recomienda calentar el agua hasta una temperatura que permita mantener una diferencia de 20 a 30º C de la temperatura de ebullición del agua (dependiendo del tamaño del economizador).
Los coeficientes de transferencia de calor de estos equipos dependen las velocidades y temperaturas del agua y los productos de la combustión. En general los coeficientes de transferencia de calor fluctúan entre 30 y 60 W/m2ºK para economizadores con tubos aletados.
Las fórmulas que rigen la transferencia de calor en un economizador son las siguientes:
En general, se recomienda calentar el agua hasta una temperatura que permita mantener una diferencia de 20 a 30º C de la temperatura de ebullición del agua (dependiendo del tamaño del economizador).
Los coeficientes de transferencia de calor de estos equipos dependen las velocidades y temperaturas del agua y los productos de la combustión. En general los coeficientes de transferencia de calor fluctúan entre 30 y 60 W/m2ºK para economizadores con tubos aletados.
Las fórmulas que rigen la transferencia de calor en un economizador son las siguientes:
Q = U * A * DTML
Q : Calor transferido en el economizador.
U : Coeficiente global de transferencia de calor del economizador.
A : Superficie de calefacción del economizador.
DTML: Diferencia de temperatura media logarítmica.
Qa = mg * cp * DT
Qa : Calor transferido al agua.
ma : Flujo másico de agua alimentación.
cp : Calor específico del agua.
DT : Diferencia de temperatura del agua entre la entrada y salida del economizador.
Qg = mg * cp* DT
Qg : Calor recuperado de los productos de la combustión
mg : Flujo másico de productos de la combustión.
cp : Calor específico de los productos de la combustión.
DT : Diferencia de temperatura de los productos de la combustión.
Entre la entrada y salida del economizador.
Ref: Arnulfo Oelker Behn - THERMAL ENGINEERING LTDA. Providencia 2133, Of. 207, Santiago, Chile Fono: 56 – 2 – 3347402
Economizadores - parte 1 Mejora de Eficiencia de Calderas
por Arnulfo Oelker Behn - Consultor Procesos Térmicos
La creciente competencia que existe hoy día obliga a las empresas a buscar alternativas para reducir los costos operacionales de sus procesos productivos.
Un costo de significativa importancia en la operación de las empresas es el correspondiente a los gastos en combustible asociados a la generación de vapor, considerando que las calderas están presentes en prácticamente todos los procesos productivos y, por ende, en una amplia gama del sector industrial (papeleras, cerveceras, curtiembres, textiles, procesadoras de alimentos, fábricas de neumáticos, entre otras).
Con la reciente incorporación del gas natural al país, sin embargo, es posible contar con una nueva alternativa para mejorar la eficiencia térmica de las calderas y de esa manera reducir los gastos en combustible.
Con la reciente incorporación del gas natural al país, sin embargo, es posible contar con una nueva alternativa para mejorar la eficiencia térmica de las calderas y de esa manera reducir los gastos en combustible.
Se trata de los economizadores, los que debido a los bajísimos contenidos de azufre (4 ppm) del gas natural, permiten recuperar una cantidad importante de calor de los productos de la combustión, sin provocar problemas de corrosión en las calderas o los ductos de evacuación de gases.
Hasta antes de la aparición de este gas en el país, los elevados contenidos de azufre en los combustibles generalmente utilizados - 1,5% en el petróleo residual y 2,0% en el carbón -, habían impedido considerar a los economizadores como un componente estándar de una caldera.
El Rol de un Economizador
Un economizador es un intercambiador de calor de tubos aletados, que permite recuperar parte del calor sensible de los productos de la combustión que emite una caldera, transfiriéndolo al agua de alimentación y aumentando de esta manera la eficiencia térmica.
La cantidad de calor que estos equipos pueden recuperar está limitada por el punto rocío ácido (temperatura de condensación componentes ácidos) de los productos de la combustión generados por el combustible utilizado en la caldera. El punto rocío ácido está determinado por el azufre contenido en el combustible (dióxido de azufre en los productos de la combustión).
En la tabla Nº 1 se muestran los puntos de rocío ácido, las temperaturas mínimas en chimenea y las temperaturas del agua alimentación para diferentes combustibles.
Tal como se aprecia en esta taba, al operar con gas natural es posible recuperar una mayor cantidad de energía de los productos de la combustión, puesto que es posible llegar a temperaturas más bajas en chimenea, sin presentar problemas de corrosión ácida.
Hasta antes de la aparición de este gas en el país, los elevados contenidos de azufre en los combustibles generalmente utilizados - 1,5% en el petróleo residual y 2,0% en el carbón -, habían impedido considerar a los economizadores como un componente estándar de una caldera.
El Rol de un Economizador
Un economizador es un intercambiador de calor de tubos aletados, que permite recuperar parte del calor sensible de los productos de la combustión que emite una caldera, transfiriéndolo al agua de alimentación y aumentando de esta manera la eficiencia térmica.
La cantidad de calor que estos equipos pueden recuperar está limitada por el punto rocío ácido (temperatura de condensación componentes ácidos) de los productos de la combustión generados por el combustible utilizado en la caldera. El punto rocío ácido está determinado por el azufre contenido en el combustible (dióxido de azufre en los productos de la combustión).
En la tabla Nº 1 se muestran los puntos de rocío ácido, las temperaturas mínimas en chimenea y las temperaturas del agua alimentación para diferentes combustibles.
Tal como se aprecia en esta taba, al operar con gas natural es posible recuperar una mayor cantidad de energía de los productos de la combustión, puesto que es posible llegar a temperaturas más bajas en chimenea, sin presentar problemas de corrosión ácida.
Ref: Arnulfo Oelker Behn - THERMAL ENGINEERING LTDA. Providencia 2133, Of. 207, Santiago, Chile Fono: 56 – 2 – 3347402
Productos Químicos - Ciclos de Concentración Tratamiento de Agua para Caderas
por Arnulfo Oelker Behn
Los productos químicos utilizados generalmente en calderas son los secuestrantes de oxígeno, dispersantes, anti-incrustantes, protectores y neutralizantes para las líneas de retorno de condensado.
La dosificación de los productos químicos debe ser realizada al estanque de almacenamiento de agua, en el caso de los secuestrantes de oxígeno, que son más efectivos mientras mayor es su tiempo de residencia en el agua antes de llegar a la caldera y a la línea de alimentación de agua en el caso de los dispersantes, anti-incrustantes y tratamiento para las líneas de retorno de condensado.Los ciclos de concentración de las impurezas presentes en el agua de una caldera determinan los requerimientos de purga necesarios para prevenir problemas de corrosión y/o incrustaciones.
Las purgas son necesarias, ya que, al producirse la evaporación del agua los sólidos disueltos en el agua permanecen en la caldera, pudiendo llegar a concentrarse por sobre su solubilidad y precipitar formando incrustaciones.
La definición de los ciclos de concentración con los que debe trabajar una caldera se realiza a partir del análisis del agua de alimentación de la caldera y los parámetros recomendados.
La definición de los ciclos de concentración con los que debe trabajar una caldera se realiza a partir del análisis del agua de alimentación de la caldera y los parámetros recomendados.
Los ciclos de concentración de una caldera quedan definidos por la siguiente fórmula:
Nc= Cc / Ca
Donde:
Nc : Ciclos de concentración.
Ca : Concentración impurezas en agua de alimentación.
Cc : Concentración impureza en caldera.
Entre las impurezas para las que deben determinarse los ciclos de concentración figuran las siguientes:
◘ Sólidos disueltos
◘ Sílice
◘ Alcalinidad
◘ Hierro
El ciclo de concentración utilizado para determinar el régimen de purgas en la caldera será el menor de los calculados para las anteriores impurezas.
El control de que el ciclo de concentración que se mantiene en una caldera es el requerido se realiza mediante la medición de los cloruros en el agua de alimentación y agua de la caldera. Los cloruros son utilizados como variable de control, ya que, no participan en el tratamiento de agua y son fáciles de medir (método de las gotas: reacción entre el nitrato de plata y el cloruro, para formar cloruro de plata y producir un cambio de coloración).
En el caso de contar con un conductivímetro es posible controlar el ciclo de concentración utilizado, comparando la conductividad del agua de alimentación con la del agua de la caldera.
◘ Sólidos disueltos
◘ Sílice
◘ Alcalinidad
◘ Hierro
El ciclo de concentración utilizado para determinar el régimen de purgas en la caldera será el menor de los calculados para las anteriores impurezas.
El control de que el ciclo de concentración que se mantiene en una caldera es el requerido se realiza mediante la medición de los cloruros en el agua de alimentación y agua de la caldera. Los cloruros son utilizados como variable de control, ya que, no participan en el tratamiento de agua y son fáciles de medir (método de las gotas: reacción entre el nitrato de plata y el cloruro, para formar cloruro de plata y producir un cambio de coloración).
En el caso de contar con un conductivímetro es posible controlar el ciclo de concentración utilizado, comparando la conductividad del agua de alimentación con la del agua de la caldera.
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Ref: Arnulfo Oelker Behn - THERMAL ENGINEERING LTDA. Providencia 2133, Of. 207, Santiago, Chile Fono: 56 – 2 – 3347402
Equipos Tratamiento de Agua de Calderas
por Arnulfo Oelker Behn
En la figura 1 se muestran los equipos que intervienen en el tratamiento de agua de una planta térmica. En ella se pueden observar ablandadores, bombas dosificadoras y un desgasificador con su respectiva estanque de almacenamiento de agua.
Ablandadores
La función de los ablandadores es eliminar los iones de Ca y Mg, que conforman la dureza del agua y favorecen la formación de incrustaciones en una caldera.El principio de funcionamiento de estos equipos se basa en un proceso llamado “intercambio iónico”, que consiste en la sustitución de estos iones por sodio (Na) para obtener agua para ser utilizada en calderas.
Los ablandadores están compuestos por resinas, que poseen una capacidad de intercambio de iones de calcio y magnesio por sodio.
| Agua Dura | Resina | Agua Blanda |
|---|---|---|
| Ca(HCO3)2 | ||
| Mg(HCO3)2 | ||
| CaSO4 | NaHCO3 | |
| MgSO4 | + R – Na --> | Na2SO4 |
| CaCl2 | NaCl | |
| MgCl2 | ||
| NaCl |
En el caso de que la capacidad de entrega de agua blanda de estos equipos se vea disminuida (agua entregada con dureza mayor a 6 ppm expresada como CaCO3), es necesario llevar a cabo una regeneración para recuperar la capacidad de intercambio de las resinas.
La regeneración es realizada con sal sódica (NaCl) de calidad técnica con una concentración de 150 a 250 gr/l de resina.
Desgasificador
La función de un desgasificador en una planta térmica es eliminar el oxígeno y dióxido de carbono disuelto en el agua de alimentación de las calderas para prevenir problemas de corrosión o “pitting”.
En la figura 3 se muestra el arreglo típico de los desgasificadores generalmente utilizados para eliminar los gases disueltos del agua de alimentación de las calderas.
Los componentes principales de un desgasificador son los siguientes:
(1) : Torre de desgasificación.La regeneración es realizada con sal sódica (NaCl) de calidad técnica con una concentración de 150 a 250 gr/l de resina.
Desgasificador
La función de un desgasificador en una planta térmica es eliminar el oxígeno y dióxido de carbono disuelto en el agua de alimentación de las calderas para prevenir problemas de corrosión o “pitting”.
En la figura 3 se muestra el arreglo típico de los desgasificadores generalmente utilizados para eliminar los gases disueltos del agua de alimentación de las calderas.
Los componentes principales de un desgasificador son los siguientes:
(2) : Estanque de agua de alimentación.
(3) : Manómetro.
(4) : Termómetro bimetálico.
(5) : Nivel de agua.
(6) : Válvula venteo.
(7) : Válvula drenaje estanque de agua alimentación.
(8) : Válvula retención línea retorno de condensado.
(9) : Válvula retención línea agua de reposición.
(10) : Válvula rompedora de vacío.
(11) : Trampa de vapor de flotador para el rebalse.
(12) : Válvula reductora de presión de vapor.
(13) : Filtro línea vapor.
(14) : Válvula de paso línea vapor.
(15) : Válvula de seguridad.
(16) : Válvula de paso línea vapor.
(17) : Válvula de retención línea vapor.
(18) : Control de nivel.
(19) : Botella control de nivel.
(20) : Válvulas de paso control de nivel.
(21) : Controlador de nivel.
(22) : Válvula solenoide.
(23) : Filtro línea agua de reposición.
(24) : Válvulas de paso línea agua de reposición.
(25) : Válvula termostática (control temperatura agua estanque almacenamiento).
(26) : Filtro línea vapor (calentamiento agua estanque almacenamiento).
(27) : Válvula de paso línea vapor (calentamiento agua estanque almacenamiento).
(28) : Válvula de retención línea vapor.
El principio de funcionamiento de los desgasificadores se basa en el hecho que la solubilidad de los gases disueltos en el agua (O2 y CO2) disminuye cuando el agua está en el punto de ebullición (100 °C a presión atmosférica), tal como lo muestra la figura 4.
La torre de los desgasificadores está compuesta por bandejas y/o boquillas en las que se aumenta la superficie del agua alimentada, formando cascadas o atomizándola para favorecer la liberación de los gases disueltos.
El agua que desciende por la torre es calentada hasta la temperatura de ebullición por vapor alimentado en contraflujo. La cantidad de vapor alimentada a la base del desgasificador es controlada por una válvula reductora de presión, encargada de mantener la presión de ebullición del agua.También existe una válvula termostática que controla la cantidad de vapor alimentada al estanque de almacenamiento para mantener el agua a la temperatura de ebullición.
Los gases descargados por el agua son eliminados a través del venteo existente en la parte superior de la torre.
Purgas Automáticas
Las purgas automáticas utilizadas generalmente en calderas son las purgas automáticas de fondo y las purgas automáticas de superficie.
La purga automática de fondo (6) está compuesta por una válvula con un actuador y un temporizador en el que se programan los ciclos de purgas (cantidad y duración) de fondo requeridas por el tratamiento de agua utilizado en la caldera.
La purga de fondo automática permite realizar en forma automática las tareas de purga, que debe efectuar el operador en forma manual.
La purga automática de superficie (3) está compuesta por un sensor de conductividad, una válvula con actuador y un controlador. El sensor de conductividad mide la conductividad del agua de la caldera (sólidos disueltos) y envía esta información al controlador. El controlador compara esta medición con el valor de conductividad máxima programado, para luego abrir o cerrar la válvula de purga según los resultados de esta comparación.La purga automática de superficie permite mantener en forma automática los ciclos de concentración requeridos por la caldera. La instalación de este tipo de purgas en una caldera permite obtener ahorros (referencia ahorro = 1,5 %) de energía (combustible) por cuanto se elimina por la purga solo la cantidad de agua necesaria para satisfacer los requerimientos del tratamiento de agua.
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Ref: Arnulfo Oelker Behn - THERMAL ENGINEERING LTDA. Providencia 2133, Of. 207, Santiago, Chile Fono: 56 – 2 – 3347402
Problemas más Frecuentes en el Tratamiento de Agua de Calderas
por Arnulfo Oelker Behn
A continuación se describen los problemas, asociados al tratamiento de agua, encontrados con mayor frecuencia en las calderas.
Corrosión
Las principales fuentes de corrosión en calderas son la Corrosión por Oxígeno o “Pitting” y la Corrosión Cáustica.
A continuación se describe en que consiste cada uno de estos tipos de corrosión, cuáles son los factores que la favorecen, que aspecto tiene y de que manera pueden ser prevenidas.
A continuación se describe en que consiste cada uno de estos tipos de corrosión, cuáles son los factores que la favorecen, que aspecto tiene y de que manera pueden ser prevenidas.
Corrosión por Oxígeno o “Pitting”
La corrosión por oxígeno consiste en la reacción del oxígeno disuelto en el agua con los componentes metálicos de la caldera (en contacto con el agua), provocando su disolución o conversión en óxidos insolubles.
Los resultados de este tipo de corrosión son tubérculos de color negro, los que se forman sobre la zona de corrosión, tal como lo muestra la figura 1:
Los resultados de este tipo de corrosión son tubérculos de color negro, los que se forman sobre la zona de corrosión, tal como lo muestra la figura 1:
Dado que la corrosión por oxígeno se produce por la acción del oxígeno disuelto en el agua, esta puede producirse también cuando la caldera se encuentra fuera de servicio e ingresa aire (oxígeno).
La prevención de la corrosión por oxígeno se consigue mediante una adecuada desgasificación del agua de alimentación y la mantención de un exceso de secuestrantes de oxígeno en el agua de la caldera.
Corrosión Cáustica
La corrosión cáustica se produce por una sobreconcentración local en zonas de elevadas cargas térmicas (fogón, cámara trasera, etc.) de sales alcalinas como la soda cáustica.
Este tipo de corrosión se manifiesta en forma de cavidades profundas, semejantes al “pitting” por oxígeno, rellenas de óxidos de color negro, presentes solamente en las zonas de elevada liberación térmica (fogón, placa trasera y cámara trasera) de una caldera.
La corrosión cáustica puede ser prevenida manteniendo la alcalinidad, OH libre y pH del agua de la caldera dentro de los límites recomendados.
La prevención de la corrosión por oxígeno se consigue mediante una adecuada desgasificación del agua de alimentación y la mantención de un exceso de secuestrantes de oxígeno en el agua de la caldera.
Corrosión Cáustica
La corrosión cáustica se produce por una sobreconcentración local en zonas de elevadas cargas térmicas (fogón, cámara trasera, etc.) de sales alcalinas como la soda cáustica.
Este tipo de corrosión se manifiesta en forma de cavidades profundas, semejantes al “pitting” por oxígeno, rellenas de óxidos de color negro, presentes solamente en las zonas de elevada liberación térmica (fogón, placa trasera y cámara trasera) de una caldera.
La corrosión cáustica puede ser prevenida manteniendo la alcalinidad, OH libre y pH del agua de la caldera dentro de los límites recomendados.
Corrosión Líneas Retorno Condensado
Las líneas de retorno de condensado, lógicamente no forman parte de una caldera, sin embargo, su corrosión tiene efectos sobre las calderas y puede ser prevenida con el tratamiento de agua.
La corrosión de la las líneas de retorno de condensado tiene efectos sobre una caldera, ya que, los óxidos (hematita) producidos son arrastrados a la caldera con el agua de alimentación. Toda caldera cuyo lado agua tiene un color rojizo presenta problemas de corrosión en las líneas de retorno de condensado.
La corrosión en las líneas de retorno de condensado se produce por la acción del ácido carbónico que en éstas se forma.
La prevención de la corrosión en las líneas de retorno de condensado, puede ser conseguida mediante aminas neutralizantes que neutralizan la acción del ácido carbónica y aminas fílmicas que protegen las líneas.
Estas aminas son volátiles por lo que al ser dosificadas a las líneas de alimentación de agua, son arrastradas por el vapor producido en la caldera.
Incrustaciones
Las incrustaciones corresponden a depósitos de carbonatos y silicatos de calcio y magnesio, formados debido una excesiva concentración de estos componentes en el agua de alimentación y/o regímenes de purga insuficientes.
En la figura n°3 es posible observar la corrida superior de los tubos de humo de una caldera con incrustaciones de espesores superiores a los 8 mm.
La acción de dispersantes, lavados químicos o las dilataciones y contracciones de una caldera pueden soltar las incrustaciones, por lo que deben ser eliminadas de una caldera muy incrustada para prevenir su acumulación en el fondo del cuerpo de presión, tal como lo muestra la figura n°4.
En el caso de que estas incrustaciones no sean removidas, se corre el riesgo de embancar la caldera y obstruir las líneas de purga de fondo, con lo que el problema puede tornarse aun más grave.
La presencia de incrustaciones en una caldera es especialmente grave debido a su baja conductividad térmica actúa como aislante térmico, provocando problemas de refrigeración de las superficies metálicas y puede llegar a causar daños por sobecalentamiento.
En la figura n°5 se muestra el efecto del espesor de la capa de incrustaciones de una caldera, en la temperatura del metal. A medida que aumenta el espesor de la capa de incrustaciones, para un mismo flujo de calor, aumenta la temperatura del metal.
La formación de incrustaciones en una caldera puede ser prevenida, satisfaciendo los requerimientos del agua de alimentación y agua de la caldera, tratando el agua de alimentación y manteniendo adecuados regímenes de purga.
Arrastre de Condensado
El arrastre de condensado en una caldera tiene relación con el suministro de vapor húmedo (con gotas de agua). El suministro de vapor húmedo puede tener relación con deficiencias mecánicas y químicas.
Las deficiencias mecánicas tienen relación con la operación con elevados niveles de agua, deficiencias de los separadores de gota, sobrecargas térmicas, variaciones bruscas en los consumos, etc.
Por otro lado las deficiencias químicas tienen relación con el tratamiento de agua de la caldera, específicamente con excesivos contenidos de alcalinidad, sólidos totales (disueltos y en suspensión) y sílice, que favorecen la formación de espuma.
Para prevenir el arrastre debido a deficiencias en el tratamiento de agua, se recomienda mantener los siguientes límites de los contenidos de alcalinidad, sólidos totales y sílice:
◘ Alcalinidad total (CaCO3) < 700 ppm
◘ Contenido de sílice (SiO2) < 150 ppm
◘ Sólidos disueltos < 3500 ppm
En la figura n°6 se muestra una vista interior de la cámara de vapor de una caldera, en cuyas paredes se nota la irregularidad del nivel de agua provocada por un excesivo contenido de sólidos en el agua.
La corrosión de la las líneas de retorno de condensado tiene efectos sobre una caldera, ya que, los óxidos (hematita) producidos son arrastrados a la caldera con el agua de alimentación. Toda caldera cuyo lado agua tiene un color rojizo presenta problemas de corrosión en las líneas de retorno de condensado.
La corrosión en las líneas de retorno de condensado se produce por la acción del ácido carbónico que en éstas se forma.
La prevención de la corrosión en las líneas de retorno de condensado, puede ser conseguida mediante aminas neutralizantes que neutralizan la acción del ácido carbónica y aminas fílmicas que protegen las líneas.
Estas aminas son volátiles por lo que al ser dosificadas a las líneas de alimentación de agua, son arrastradas por el vapor producido en la caldera.
Incrustaciones
Las incrustaciones corresponden a depósitos de carbonatos y silicatos de calcio y magnesio, formados debido una excesiva concentración de estos componentes en el agua de alimentación y/o regímenes de purga insuficientes.
En la figura n°3 es posible observar la corrida superior de los tubos de humo de una caldera con incrustaciones de espesores superiores a los 8 mm.
La acción de dispersantes, lavados químicos o las dilataciones y contracciones de una caldera pueden soltar las incrustaciones, por lo que deben ser eliminadas de una caldera muy incrustada para prevenir su acumulación en el fondo del cuerpo de presión, tal como lo muestra la figura n°4.
En el caso de que estas incrustaciones no sean removidas, se corre el riesgo de embancar la caldera y obstruir las líneas de purga de fondo, con lo que el problema puede tornarse aun más grave.
La presencia de incrustaciones en una caldera es especialmente grave debido a su baja conductividad térmica actúa como aislante térmico, provocando problemas de refrigeración de las superficies metálicas y puede llegar a causar daños por sobecalentamiento.
En la figura n°5 se muestra el efecto del espesor de la capa de incrustaciones de una caldera, en la temperatura del metal. A medida que aumenta el espesor de la capa de incrustaciones, para un mismo flujo de calor, aumenta la temperatura del metal.
La formación de incrustaciones en una caldera puede ser prevenida, satisfaciendo los requerimientos del agua de alimentación y agua de la caldera, tratando el agua de alimentación y manteniendo adecuados regímenes de purga.
Arrastre de Condensado
El arrastre de condensado en una caldera tiene relación con el suministro de vapor húmedo (con gotas de agua). El suministro de vapor húmedo puede tener relación con deficiencias mecánicas y químicas.
Las deficiencias mecánicas tienen relación con la operación con elevados niveles de agua, deficiencias de los separadores de gota, sobrecargas térmicas, variaciones bruscas en los consumos, etc.
Por otro lado las deficiencias químicas tienen relación con el tratamiento de agua de la caldera, específicamente con excesivos contenidos de alcalinidad, sólidos totales (disueltos y en suspensión) y sílice, que favorecen la formación de espuma.
Para prevenir el arrastre debido a deficiencias en el tratamiento de agua, se recomienda mantener los siguientes límites de los contenidos de alcalinidad, sólidos totales y sílice:
◘ Alcalinidad total (CaCO3) < 700 ppm
◘ Contenido de sílice (SiO2) < 150 ppm
◘ Sólidos disueltos < 3500 ppm
En la figura n°6 se muestra una vista interior de la cámara de vapor de una caldera, en cuyas paredes se nota la irregularidad del nivel de agua provocada por un excesivo contenido de sólidos en el agua.
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Ref: Arnulfo Oelker Behn - THERMAL ENGINEERING LTDA. Providencia 2133, Of. 207, Santiago, Chile Fono: 56 – 2 – 3347402
Agua de Alimentación y de Caldera Requerimientos
por Arnulfo Oelker Behn
Sobre la base de las recomendaciones de la Norma Británica BS – 2486, la ABMA (American Boiler Manufacturing Association) y el TÜV, se han preparado las siguientes tablas que muestran los requerimientos que deberá satisfacer el agua de alimentación y el agua de una caldera para prevenir incrustaciones y corrosión en calderas de baja presión (hasta 10 bar).
Ref: Arnulfo Oelker Behn - THERMAL ENGINEERING LTDA. Providencia 2133, Of. 207, Santiago, Chile Fono: 56 – 2 – 3347402
Agua de Calderas Parámetros a Considerar para su Tratamiento
por Arnulfo Oelker Behn
Los principales parámetros involucrados en el tratamiento del agua de una caldera, son los siguientes:
♦ pH. El pH representa las características ácidas o alcalinas del agua, por lo que su control es esencial para prevenir problemas de corrosión (bajo pH) y depósitos (alto pH).
♦ Dureza. La dureza del agua cuantifica principalmente la cantidad de iones de calcio y magnesio presentes en el agua, los que favorecen la formación de depósitos e incrustaciones difíciles de remover sobre las superficies de transferencia de calor de una caldera.
♦ Oxígeno. El oxígeno presente en el agua favorece la corrosión de los componentes metálicos de una caldera. La presión y temperatura aumentan la velocidad con que se produce la corrosión.
♦ Dureza. La dureza del agua cuantifica principalmente la cantidad de iones de calcio y magnesio presentes en el agua, los que favorecen la formación de depósitos e incrustaciones difíciles de remover sobre las superficies de transferencia de calor de una caldera.
♦ Oxígeno. El oxígeno presente en el agua favorece la corrosión de los componentes metálicos de una caldera. La presión y temperatura aumentan la velocidad con que se produce la corrosión.
♦ Hierro y cobre. El hierro y el cobre forman depósitos que deterioran la transferencia de calor. Se pueden utilizar filtros para remover estas sustancias.
♦ Dióxido de carbono. El dióxido de carbono, al igual que el oxígeno, favorecen la corrosión. Este tipo de corrosión se manifiesta en forma de ranuras y no de tubérculos como los resultantes de la corrosión por oxígeno.
La corrosión en las líneas de retorno de condensado generalmente es causada por el dióxido de carbono. El CO2 se disuelve en agua (condensado), produciendo ácido carbónico. La corrosión causada por el ácido carbónico ocurrirá bajo el nivel del agua y puede ser identificada por las ranuras o canales que se forman en el metal.
♦ Aceite. El aceite favorece la formación de espuma y como consecuencia el arrastre al vapor.
♦ Fosfato. El fosfato se utiliza para controlar el pH y dar protección contra la dureza.
♦ Sólidos disueltos. Los sólidos diosueltos la cantidad de sólidos (impurezas) disueltas en al agua.
♦ Sólidos en suspensión. Los sólidos en suspensión representan la cantidad de sólidos (impurezas) presentes en suspensión (no disueltas) en el agua.
♦ Secuestrantes de oxígeno. Los secuestrantes de oxígeno corresponden a productos químicos (sulfitos, hidrazina, hidroquinona, etc.) utilizados para remover el oxígeno residual del agua.
♦ Sílice. La sílice presente en el agua de alimentación puede formar incrustaciones duras (silicatos) o de muy baja conductividad térmica (silicatos de calcio y magnesio).
♦ Alcalinidad. Representa la cantidad de carbonatos, bicarbonatos, hidróxidos y silicatos o fosfatos en el agua. La alcalinidad del agua de alimentación es importante, ya que, representa una fuente potencial de depósitos.
♦ Conductividad. La conductividad del agua permite controlar la cantidad de sales (iones) disueltas en el agua.
♦ Dióxido de carbono. El dióxido de carbono, al igual que el oxígeno, favorecen la corrosión. Este tipo de corrosión se manifiesta en forma de ranuras y no de tubérculos como los resultantes de la corrosión por oxígeno.
La corrosión en las líneas de retorno de condensado generalmente es causada por el dióxido de carbono. El CO2 se disuelve en agua (condensado), produciendo ácido carbónico. La corrosión causada por el ácido carbónico ocurrirá bajo el nivel del agua y puede ser identificada por las ranuras o canales que se forman en el metal.
♦ Aceite. El aceite favorece la formación de espuma y como consecuencia el arrastre al vapor.
♦ Fosfato. El fosfato se utiliza para controlar el pH y dar protección contra la dureza.
♦ Sólidos disueltos. Los sólidos diosueltos la cantidad de sólidos (impurezas) disueltas en al agua.
♦ Sólidos en suspensión. Los sólidos en suspensión representan la cantidad de sólidos (impurezas) presentes en suspensión (no disueltas) en el agua.
♦ Secuestrantes de oxígeno. Los secuestrantes de oxígeno corresponden a productos químicos (sulfitos, hidrazina, hidroquinona, etc.) utilizados para remover el oxígeno residual del agua.
♦ Sílice. La sílice presente en el agua de alimentación puede formar incrustaciones duras (silicatos) o de muy baja conductividad térmica (silicatos de calcio y magnesio).
♦ Alcalinidad. Representa la cantidad de carbonatos, bicarbonatos, hidróxidos y silicatos o fosfatos en el agua. La alcalinidad del agua de alimentación es importante, ya que, representa una fuente potencial de depósitos.
♦ Conductividad. La conductividad del agua permite controlar la cantidad de sales (iones) disueltas en el agua.
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