control eficiencia calderas

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1. GENERALIDADES

1.1 CALDERA

Una caldera es un recipiente a presión diseñado para generar vapor de agua, absorbiendo el calor liberado en la combustión de un combustible o también de gases calientes provenientes de un proceso externo o de elementos eléctricos. Una caldera está compuesta por las siguientes partes: • Partes de presión, incluyendo superficies de calentamiento • Conexiones para entradas y salidas tanto de agua como vapor • Hogar • Conexiones para el manejo de aire y gases • Aislamiento y refractarios • Soportes estructurales • Estructura de soporte para el equipo de combustión y auxiliares • Tapas para inspección y acceso • Válvulas y accesorios • Sistemas de control

1.1.1 Capacidad de producción de vapor de las calderas

La producción de un generador de vapor se da frecuentemente en libras de vapor por hora, pero como quiera que el vapor a distintas presiones y temperaturas posee diferentes cantidades de energía, aquel sistema no mide exactamente la energía producida. La capacidad de una caldera de vapor se expresa más concretamente en forma de calor total transmitido a través de sus superficies en Btu/hr (KW), en el cual el calor transmitido es igual a la variación de la entalpía del fluido. Por consiguiente, la producción de la caldera medida por el calor absorbido por el agua y vapor será:

Btu/hr hf) - (h m = Q s Donde:

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Q = Producción de la caldera, en Btu/hr (1 KJ/s) ms = Peso del vapor producido por la caldera en lb/hr (Kg/s) h = Entalpía del vapor en Btu/lb (KJ/Kg) hf = Entalpía del agua de alimentación a la caldera en Btu/lb (KJ/Kg) Para unidades pequeñas se utiliza el concepto de caballo de calderas o BHP, el cual fue definido en 1889 por la ASME, basado en una máquina de vapor que empleaba 30 libras de vapor por HP-hora a una presión relativa de 72 psig con agua de alimentación a 101°F. Esto corresponde a la vaporización de 34.5 lbs. (15.6 Kg) de agua por hora a 100°C en vapor seco a 100°C, a la presión atmosférica normal de 14,7 Psig, cantidad que es igual a 33.472 Btu/hr. En estas condiciones cada libra de vapor producida requiere primero entalpía de vaporización a la presión atmosférica normal, la cual vale 970,3 Btu/lb. 2.252.2 KJ/Kg. Por consiguiente, la capacidad de una caldera podrá expresarse de la siguiente forma:

B34.5 * ,hf) - (h m

= Caldera de HP s

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Con la ayuda de la figura 1.1, se puede determinar la cantidad vapor producida por cada Bhp-hr para diferentes condiciones de temperatura de agua de alimentación y presión de vapor de la caldera. Aunque el término "HP de caldera” no se considera actualmente como una unidad aceptable de capacidad, su uso a través de muchos años se ha generalizado y se sigue aplicando particularmente a calderas pirotubulares.

1.1.2 Parámetros de diseño de una caldera

Datos mínimos que deben dársele al diseñador: 1. Presión de operación de vapor 2. Temperatura de vapor 3. Temperatura del agua de alimentación 4. Generación de vapor por hora 5. Análisis del combustible y su poder calorífico 6. Eficiencia requerida 7. Condiciones de estabilidad de carga 8. Elevación sobre el nivel del mar Basado en los anteriores datos, el diseñador selecciona los siguientes

parámetros: 9. Liberación térmica volumétrica

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hogar del Volumenecombustibl el por hogar el en odesprendid Calor

= LVC

(15.000 Btu/pie3 - hr a 150.000 Btu/pie3 - hr) (559.200 KJ/m3 . hr a 5.592.300 KJ/m3 . hr 10. Liberación térmica por unidad de superficie del hogar

hogar del Superficiehogar el en total Calor

= LSC

(60.000 Btu/pie2 - hr a 220.000 Btu/pie2 - hr) (681.400 KJ/m2 . hr a 2.948.500 KJ/m2 . hr 11. Liberación térmica por unidad de superficie de parrilla para

combustibles sólidos

la de parrilSuperficieel hogarstible en r el comburendido poCalor desp

LPC =

(400.000 Btu/pie2 - hr a 1.000.000 Btu/pie2 - hr) (681.400 kj/M2 . HR A 11.357.500 KJ/m2 . hr)

�Figura 1.1 Lb /Bhp-hr vs Presión de vapor

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1.2 TIPOS DE CALDERAS

� Pirotubulares Cámara trasera seca Cámara trasera húmeda Parrilla viajante interna Parrilla viajante externa Parrilla estática inclinada

Acuatubulares Circulación natural Compactas

Industriales

Circulación controlada Circulación forzada

1.2.1 Pirotubulares

Como su nombre lo indica, el gas circula dentro de los tubos y el agua por fuera. (ver figura 1.2)

Figura 1.2- Caldera pirotubular

FUENTE: Catálogo Comercial Cleaver Brooks Este tipo de calderas se fabrican en capacidades que van desde 1 BHP hasta aproximadamente 900 BHP, en unidades estandarizadas de 5, 10, 20, 40, 100, 200 y más BHP. Las presiones de operación más comunes son

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150 Psi y 250 Psi, aunque por supuesto pueden trabajar a presiones muy bajas también. La máxima producción de vapor que se puede conseguir con una unidad de este tipo es del orden de 30.000 lb/hr (3.8 Kg/s) y solo producen vapor saturado. No es conveniente diseñarlas para presiones mayores a 300 Psi (20.7bar) ni para producir vapor sobrecalentado. Son de bajo costo ya que su fabricación es sencilla y se utilizan para quemar combustibles gaseosos, líquidos y sólidos. Se subdividen en cámara trasera seca, cámara trasera húmeda, parrilla viajante interna, parrilla viajante externa y parrilla estática inclinada. - Cámara trasera seca: Se caracteriza porque la parte posterior es de refractario, son para combustibles gaseosos y líquidos, Son de dos o tres pasos de gases y tienen una liberación térmica volumétrica del orden de 150,000 Btu/pie3 - hr (5,592,300 KJ/m3 . hr) (ver figura 1.3)

Figura 1.3.- Cámara trasera seca

- Cámara trasera húmeda: La cámara trasera es enfriada por agua evitando recalentamiento en su parte posterior. Otras características iguales a la cámara trasera seca (ver figura 1.4)

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Figura 1.4.- Cámara trasera húmeda - Parrilla viajante interna: Posee dentro de la cámara de combustión una parrilla viajante para efectuar combustión sobre lecho, quemando carbón únicamente. Requiere liberaciones térmicas de parrilla entre 400.000 y 500.000 Btu/pie2 - hr (4,543,000 y 5,678,800 KJ/m3 . hr) dependiendo del carbón (ver figura 1.5). Se deben adicionar una serie de auxiliares como colector de ceniza, ventilador de tiro inducido, cámara de combustión y tubos de mayor diámetro.

Figura 1.5.- Caldera de parrilla viajante interna

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- Parrilla viajante externa: La caldera posee en su parte frontal un hogar formado por paredes aleteadas y cabezales y en su parte inferior se ubica la parrilla. Tiene como ventajas un mayor volumen de hogar para producir una mejor combustión y la posibilidad de quemar otros combustibles como maderas, aceite No.6 o gas natural. Requiere también auxiliares como en la parrilla viajante interna. - Parrilla estática inclinada: Igual que la anterior pero con parrilla estática inclinada para quemar en pila combustibles celulósicos. Su precio es más económico (ver figura 1.6).

Figura 1.6. Caldera de parrilla estática inclinada

1.2.2 Acuatubulares

Cuando se requieren presiones superiores a 300 Psig (20.7 Bar) se hace indispensable la utilización de calderas acuatubulares, aunque desde luego pueden operar de 120 Psig (8.3 Bar) en adelante.

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Las capacidades de estas calderas se acercan a los 10 millones de libras por hora de vapor (1258 Kg/s) y aún más, y presiones de 2,500 Psig (172.4 a 275.9 Bar) a 4,000 Psig a la salida del sobrecalentador con temperaturas de vapor sobrecalentado y recalentado de 1.025°F (551.7°C). Lo anterior ha sido posible gracias a la calidad de materiales y a la elaboración de maquinaria que permite su fabricación (ver figura 1.7)

Figura 1.7 Caldera acuatubular

FUENTE: Distral S.A. La capacidad de estas calderas no se acostumbra medirlas en BHP, normalmente se expresan en lb/hr (Kg/s) de vapor producido o en Mbtu/hr, teniendo en cuenta que cada libra de vapor a una presión y temperatura dadas dispone de una cantidad determinada de Btu (KJ). Se dividen en acuatubulares de circulación natural, circulación controlada y circulación forzada.

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1.2.2.1 Circulación natural

Es debida al mayor peso aportado por el agua de entrada contra la mezcla agua - vapor saturado.

La presión máxima aceptable es de 2,800 Psig (193.1 Bar).1.2.2.1.1 Compactas Dentro de esta clasificación están las unidades tipo A y Tipo D (ver figuras 1.8 y 1.9).

�Figura 1.8 Caldera tipo D

FUENTE: Distral S.A.

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Figura 1.9 Caldera tipo A

Las tipo A constan de tres tambores, uno de vapor y dos inferiores de lodos. Posee un hogar cuyas liberaciones térmicas son del orden de 50,000 a 90,000 Btu/pie3-hr (1,864,000 a 3,355,000 KJ/m3-hr) y superficiales de 140,000 a 220,000 Btu/pie2-hr. (1,590,000 a 2,498,000 KJ/m2-hr). El flujo de gases circula por los dos bancos de tubos simétricos. Se le puede colocar sobrecalentador de vapor hasta de 750°F (398.9°C) y se pueden operar hasta 800 Psig (55.2 Bar) cómodamente. Su eficiencia es del 85% con aceite y del 80% con gas natural cuando utilizan equipos recuperadores de calor (calentadores de aire o economizadores). Normalmente se fabrican en planta y se transportan al sitio semiensambladas, si las carreteras y el medio de transporte lo permiten. Los tipos D poseen los mismos parámetros de diseño que la de tipo A y se diferencian solamente en su arreglo físico, pues el hogar está a un lado y solo tienen un banco de tubos por donde circulan todos los gases. Se puede fabricar calderas tipo D hasta 800,000 lb/hr (101 Kg/s) de vapor; presiones de 1,500 Psig (103,4 Bar) y temperaturas de 950°F (510°C). Las calderas tipos A y D no se recomiendan para cargas inestables��

1.2.2.1.2 Industriales Las industriales son de mayor tamaño que las compactas y para un trabajo más pesado. (ver figura 1.10)

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Las liberaciones térmicas son de 15,000 a 40,000 Btu/pie3-hr (559,200 a 1,491,200 KJ/m3-hr) y superficiales de 60,000 Btu/pie2-hr (681,400 KJ/m2-hr). Dentro del tipo industrial tenemos los siguientes:

1.2.2.1.3 Convencional De dos tambores, uno de vapor y otro de lodos; quemadores frontales y flujo de gases perpendicular al eje del tambor. Combustibles como el aceite y el gas natural o de refinería. Normalmente utiliza sobrecalentador, economizador o calentador de aire. Requieren un solo ventilador que suministre el aire de combustión y sea capaz de transportar los gases a través de todo el sistema.

Figura 1.10 Caldera industrial para carbón

FUENTE: Steam its Generation and Use B&W. 1972

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1.2.2.1.4 Industriales para combustibles sólidos Pueden quemar cualquier combustible, incluyendo bagazo, basuras, carbones, cascarilla de algodón, madera, etc. Normalmente requieren un sistema de combustión consistente en alimentadores esparcidores y parrilla. Son de tiro balanceado requiriendo ventilador de tiro forzado, inducido y sobrefuego. La capacidad se limita por el tamaño de las parrillas y se puede obtener hasta 350,000 lb/hr (44 Kg/s) de vapor presiones de 1,000 Psig (69 Bar) y temperaturas hasta de 950°F (510°C). Aunque su principal utilización es para proceso, también se construyen para generación de energía.

Figura 1.11 Caldera para quemar carbón (parrilla volcable)

Dependiendo del combustible requieren calentador de aire para los combustibles húmedos y economizador para los no húmedos. La liberación térmica volumétrica es de 30,000 Btu/pie3 - hr (1,118,400 KJ/m3-hr) y las liberaciones de parrilla fluctúan entre 400,000 Btu/pie2-hr a 1,000,000 Btu/pie2-hr (4,543,000 a 11,357,500 KJ/m2-hr) dependiendo del combustible, humedad y contenido de cenizas del mismo. De acuerdo con los requerimientos, posee parrillas estáticas, volcables y viajantes y dependiendo de las anteriores, su diseño varía pudiéndose diseñar del tipo soportadas sobre la parte inferior de la caldera o soportadas desde el techo afectando el precio de venta sensiblemente.

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Las eficiencias con bagazo, madera y celulósicos en general fluctúan de 60% a 70% y con carbón, del 78% a 85% aproximadamente.

1.2.2.1.3 Térmicas El vapor que se genera se utiliza para producción de energía eléctrica Se construyen para generaciones desde muy pequeñas capacidades hasta unidades de 1.000 MW. A medida que las presiones y las temperaturas suben, se obtiene mayor generación de energía con consumos proporcionales menores de combustible. (ver tabla adjunta) Tabla 1.1 Presiones y temperatura vs. Generación de energía Generación MW Generación Vapor lb/hr (Kg/hr) Presión operación Psig (Bar) Temperatura vapor sobrecalentado °F Temperatura vapor recalentado °F (°C) Flujo de carbón lb/hr (Kg/hr) Relación calor generación Btu/Kw-hr (Kwt/Kwe)

66 628.307

(284,623) 1.322 (91.2) 960 ---

88.966 (40,302) 11.687 (3,43)

150 1.089.491 (493,539)

1.874 (129.2) 1.005 1.005

(540.6) 112.235 (50,842)

9.832 (2.88)

300 2.200.000 (996,600)

2.400 (165.5) 1.005 1.005

(540.6) 220.630 (99,945)

9.663 (2.83)

�Como podrá verse, las calderas con recalentador permiten mejor aprovechamiento del calor. Este consiste en un banco de vapor sobrecalentado que proviene de una extracción de la turbina de alta presión a presiones del órden de 600 Psig (41.4 Bar) y retorno a la entrada de la turbina de presión intermedia. El recalentador que normalmente está colocado en una zona de alta temperatura de gases eleva la del vapor a cifras iguales a la del vapor principal de la caldera mejorando el ciclo térmico del sistema. Puesto que estos recalentadores deben dar caídas bajas de presión en el vapor y por estar sometidos los metales a altas temperaturas, se requiere en su totalidad aceros de aleación con altos contenidos de Cr, Ni y en algunos casos aceros inoxidables. Las calderas, dependiendo de su tamaño, tienen banco principal en vez de economizador y por lo tanto dos tambores como se puede ver en las unidades de 66 MW. Las de mayor tamaño tienen un solo tambor donde se colecta el vapor saturado, un hogar donde sucede la generación de vapor, precalentador de aire el cual normalmente es del tipo regenerativo.

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Figura 1.12 Caldera de un solo tambor

FUENTE: Steam its Generation and Use B&W. 1972

Equipo que merece una aclaración es el calentador de aire regenerativo, el cual tiene una forma cilíndrica y en su interior contiene diferentes sectores de láminas con diferentes calidades de materiales de acuerdo con el servicio al que va a ser sometido. El calentador está dividido en dos secciones, una por donde pasan los gases calientes cediendo el calor a las láminas, las cuales rotan y entran a la vertiente del aire frío calentándolo. Las ventajas de este calentador son su tamaño reducido y la facilidad de montaje. Un inconveniente es que requiere adicionarle además del aire de combustión, un aire para el sello que se introduce al flujo de gases. Lo anterior implica ventiladores y motores muy grandes con alto costo.

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El combustible más apropiado para las térmicas en mención es desde luego el carbón por su precio reducido, el cual se tritura, transporta, almacena, pulveriza y finalmente se lleva al hogar por medio de tubos en transporte neumático con un aire primario previamente calentado para extraer la humedad del carbón. Vale la pena aclarar que aunque el carbón es el combustible más barato para calderas de generación termoeléctrica, hay que tener en cuenta las inversiones extras requeridas par limpieza de gases, cenizas, almacenamiento, transporte y mantenimiento de equipos. El carbón entra al hogar bien sea por la pared frontal o por las esquinas y a diferentes niveles. La alimentación de carbón por las esquinas permiten dirigir el chorro de carbón en combustión hacia el centro del hogar formando un vértice que hace que haya más absorción de calor en el hogar. También se pueden dirigir los chorros hacia arriba o hacia abajo alterando la temperatura de los gases en el hogar para obtener una temperatura deseada en la salida del recalentador. El control de temperatura del sobrecalentador se hace con agua inyectada en una etapa intermedia del mismo. Después de atravesar el último banco, o sea, el economizador es normal por lo menos en unidades de 150 MW hacia arriba establece dos corrientes de gases, cada una con un calentador de aire, precipitador electrostático y ventilador de tiro inducido. Al igual pasa con las corrientes de aire, o sea dos ventiladores de tiro forzado, etc.

1.2.2.2 Circulación controlada

Para presiones hasta 2,850 Psig (196.6 Bar) se consideran estas unidades que disponen en el circuito tambor de vapor-hogar bombas de baja diferencias de presión para obtener la circulación apropiada de la caldera. Dichas unidades en cuanto a los demás componentes son iguales a las de circulación natural.�

1.2.2.3 Circulación forzada

Como su nombre lo indica, el agua es forzada por un circuito (no hay circulación) que la va calentando hasta obtener el vapor a las condiciones de sobrecalentamiento requeridas. La bomba de alimentación tiene que suministrar la presión requerida para la operación como la caída del circuito.

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Tiene como inconveniente que el tratamiento del agua tiene que ser muy estricto por cuanto no hay purgas que extraigan lodos e impurezas. (ver figura 1.13)

Figura 1.13 Caldera de circulación forzada

A manera de contraste, relacionamos en las tablas 1.2 y 1.3 información sobre el tipo y capacidad de calderas en E.U.

Tabla 1.2.- Población total de calderas en E.U. por tipo de combustible �

Combustible No. de Calderas Capacidad Total MW Térmicos 106 Btu/hr

Gas natural Aceite residual Aceite destilado Carbón

954.350 389.104 244.206 214.400

588.590 358.570 127.040 239.110

2.008.800 1.223.800 433.600 815.830

FUENTE: EPA-600/7-79-178a, agosto 1979, “Population and characteristics of Industrial/Comercial Boilers in the U.S.”

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Tabla 1.3 Distribuciòn de calderas en E.U. por tipo y capacidad �

�� !"� #!� $�� !"� #!%� &��!�!'��!��(!"�Acuatubular Pirotubular Hierro Forjado

50.500 275.000

1.500.000

57 23 20

�FUENTE: EPA-600/7-79-178a, agosto 1979, “Population an characteristics of Industrial/Comercial Boilers in the U.S.”

1.3 COMPONENTES Y AUXILIARES DE CALDERA

Materiales: Los materiales que se han desarrollado en los últimos años han permitido fabricar calderas que llegan a presiones hasta de 4,000 Psig (275.9 Bar), capacidades de generación hasta 10 millones de libras de vapor por hora (1264.7 Kg/s) y temperatura de vapor sobrecalentado y recalentado hasta de 1,025°F (551.7°C). En calderas industriales se utilizan materiales cobijados por los códigos ASME y ASTM los que tienen que ser importados de países como el Japón, Estados Unidos y Alemania, dependiendo del precio en el mercado. Para presiones hasta 900 Psig (62.1 Bar) se puede utilizar tubos SA 178 Gr A que son soldados y laminas para los tambores SA 515 Gr 70. Para presiones hasta de 2.500 Psig (172.4 Bar) los tubos son sin vena SA 210 Gr AI y la lamina de los tambores en SA-515 Gr 70. Para presiones hasta de 2.500 Psig (172.4 Bar) los tubos son sin vena SA 210 Gr AI y la lamina de los tambores en SA 299. Los materiales mencionados son para el hogar y los domos, cuyas temperaturas de metal están debajo de los 700°F (371.1°C). En sobrecalentadores y recalentadores se usan diferentes aleaciones que soportan temperaturas mayores y varían desde el SA-213 hasta el inoxidable SA 213 TP 304 H. En cuanto al aislamiento normalmente es de lana mineral y como los diseños de las acuatubulares son de paredes de membrana los espesores requeridos difícilmente sobrepasan las 3” (7.62 cm) de espesor. El refractario tal como se utilizaba antes está prácticamente abolido. La cubierta externa es de aluminio acostillado que le da buena apariencia y protege la unidad de la intemperie.

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Los otros componentes grandes son las estructuras y plataformas en acero al carbono, algunas veces galvanizadas dependiendo de la ubicación. La chimenea puede ser de concreto o metálica.

1.3.1 Calentador de aire

Existen del tipo tubular y del tipo regenerativo. Su objetivo es precalentar el aire y es absolutamente indispensable en unidades donde el combustible contiene alta humedad. Del regenerativo se hizo una aclaración en el numeral 1.2.2.6 y en cuanto al tubular, como su nombre lo indica, compuesto de tubos y placas tubulares. El gas va por dentro de los tubos y el aire por fuera, aunque puede invertirse el orden. Un calentador de aire incrementa la eficiencia de una caldera del orden de 5 por ciento y en una unidad de 100.000 lb/hr (12.6 Kg/s) puede significar el ahorro de 50 galones por hora de aceite combustible y en un año de 8,000 horas de trabajo 9,524 barriles o $96,000,000 de pesos colombianos, considerando el galón a $240.oo pesos. Un calentador de aire siempre puede pagarse entre 1 y 2 años. El calentador de aire desde luego incrementa el número de ductos, estructura, aislamiento, requiere motores y ventiladores más grandes.

1.3.2 Economizador

Es un precalentador del agua de alimentación a la caldera recuperando calor de los gases que irían a la chimenea perdiendo su energía. El calentador de aire significa ahorro de dinero por un menor consumo de combustible. Cuando los gases de combustión contienen azufre (aceite y carbón especialmente), se requieren altas temperaturas de alimentación a la entrada del economizador para evitar condensación de gases y corrosión por formación de ácido sulfúrico. Cuando se quema exclusivamente gas natural se recomienda el uso del economizador, pues con este combustible no se requieren altas temperaturas de alimentación y resulta más económico que un calentador de aire. No siempre se pueden instalar estos equipos en calderas, especialmente en pirotubulares de baja presión, pues la temperatura de saturación es muy baja y se puede obtener evaporación en el economizador y problemas en el metal del banco.

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1.3.3 Sobrecalentador de vapor

El sobrecalentador incrementa la temperatura del vapor saturado para asegurar o que esté bien seco o para obtener una temperatura requerida en turbinas o procesos. Este banco es uno de los más difíciles de diseñar, porque el trabajo y las condiciones a los que está sometido pueden hacer que falle su comportamiento, como una diferente calidad de combustible, un diferente exceso de aire, variaciones de presión y temperatura, entre otros��

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2. COMBUSTIBLES PARA CALDERAS Un combustible puede definirse como una sustancia cuyo fin principal es producir energía calorífica al combinarse químicamente con el oxígeno. Una caldera puede quemar una gran variedad de combustible, desde el gas natural hasta materiales de desecho. Los combustibles comúnmente empleados en calderas son: Combustibles Sólidos: Carbón, desechos agroindustriales, bagazo, basuras. Combustibles Líquidos: F.O. No.2 (ACPM), F.O. No.6 y en el interior del país el llamado Crudo Castilla (próximo a descontinuarse). Combustibles Gaseosos: Gas natural, propano, butano, gas de alto horno. Nota: No se incluye combustible para plantas nucleares.

2.1 PROPIEDADES DE LOS COMBUSTIBLES

Para cualquier tipo de combustible es importante conocer su poder calorífico o calor desprendido por la combustión de una cantidad unitaria (masa o volumen) de combustible. Puede ser de dos tipos: 1. Poder Calorífico Superior (Bruto) HHV

Generalmente se determina en el laboratorio utilizando una bomba de oxígeno. Considera el agua inicial del combustible y la formada en la combustión, en el estado líquido y a la temperatura del ensayo. Se representa por las letras HHV y se reporta Btu/lb (MJ/Kg).

2. Poder Calorífico Inferior (Neto) LHV

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Puede obtenerse restando al poder calorífico superior el calor latente del agua presente al final de la combustión. Se representa por las letras LHV y se reporta en Btu/lb (MJ/Kg) o Btu/pie3 (MJ/m3).

Ejemplo: un carbón, cuyo poder calorífico superior es 12,500Btu/lb (29,114 KJ/Kg), produjo durante la combustión 0,8 lb (0,32 Kg) de agua. El poder calorífico inferior en Btu/lb (KJ/Kg) será:

12,500 – 0,8 * 1,060 = 11,652 (27,138) El valor de 1.060 Btu/lb corresponde al calor latente de vaporización del agua a 60°F (15,6°C).

Tabla 2.1 Valores caloríficos de combustión

Para Gases 60°F (14.7 psi) Poder Calorífico

(Btu) Elemento ó Compuesto

Fórmula

Peso Molecular

Peso (lb/pie3) Vol (pie3/lb) lb. Pie3 Carbono Azufre Hidrógeno Monóxido C. Oxígeno Nitrógeno Aire Gas Carbónico Agua

C S H2 CO O2 N2 --

CO2 H2O

12 32 2 28 32 28 29 44 18

--- ---

0.00531 0.07385 0.08440 0.07421 0.07636 0.1167

---

--- ---

188 13.53 11.85 13.48 13.10 8.58

---

14,093 3,983 61,100 4,347

--- --- --- --- ---

--- ---

325 322 --- --- --- --- ---

FUENTE: Power Hadbook, McGraw - Hill, Inc. NOTA: Para todos los gases, el volumen de un mol es el mismo a una presión y temperatura dadas. A 32°F y 14.7 Psia, el volumen de un "gas perfecto" es 359 pies cúbicos/mol (22,4 m3/Kmol).

2.1.1 Análisis de Carbones

Dos son los tipos de análisis comúnmente empleados para carbones. 1. Análisis Próximo. Incluye los siguientes términos como porcentajes en

peso: humedad, materia volátil (MV), cenizas y carbono fijo (CF). Es

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costumbre incluir en este tipo de análisis el porcentaje en peso de azufre y el HHV que se efectúan por separado.

En la tabla 2.2 se presenta una comparación promedio de los diferentes carbones colombianos.

Tabla 2.2 Carbones colombianos

Cerrejón Parámetros

Z. Nte. Z: Cent. Cundinamarca

Boyacá Norte de

Santander

Antioquia Humedad (%) Cenizas (%) Volátiles (%) HHV (Btu/lb)

9.2 8.0 34.9

11,900

8.2 8.3 34.0

12,200

9

16.9 26.3

11,200

9.0 8.2 35.7

12,500

8.8 12.3 36.4 9,800

FUENTE: "División de análisis y procesos del carbón". Carbocol, 1984

2. Análisis Último. Se denomina también composición elemental. Incluye

el porcentaje en peso de los siguientes elementos: carbono, hidrógeno, oxígeno, nitrógeno y azufre. También se incluye el contenido de cenizas y la humedad libre.

2.1.1.1 Clasificación de los Carbones

Las clasificaciones más sencillas se han efectuado a partir del análisis próximo del carbón. 1. Clasificación ASTM: Toma en cuenta el contenido del carbono fijo (CF)

y se limita únicamente a aquellos que contienen menos de 31% de materia volátil (MV).

82% - 92 Entre - III Grupo 92% - 98 Entre - II Grupo

CF. de 98% del Mayor - I Grupo Antracitas

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69% - 78 Entre - V Grupo 78% - 86 Entre -IV Grupo

sBituminoso

Los carbones bituminosos restantes, sub-bituminosos y lignitos se clasifican según su poder calorífico.

2. Clasificación "United States Bureau of Mines": Esta clasificación esta basada en la relación (CF/MV). Es generalmente aceptada y los intervalos están dados a continuación:

Rango CF/MV

Antracita 10 - 60 Semi-antracita 6 - 10 Semi-bituminoso 3 - 6 Bituminoso 0.5 - 3

Algunos carbones de rango sub-bituminoso y lignito, tienen relaciones CF/MV entre 0.5 y 3 pero se caracterizan por el elevado contenido de agua y oxígeno.

3. Clasificación de SEYLER: Es una de las más completas y toma en

cuenta los porcentajes de carbono, hidrógeno y materia volátil, así como el poder calorífico y el índice de hinchamiento. La tabla 2.3 muestra la clasificación de Seyler y toda esta información está contenida en el diagrama de Seyler figura 2.1. La clasificación de Seyler, con su gráfica y sus relaciones, proporciona los datos más exactos y útiles que se puedan obtener de cualquier clasificación basada principalmente en el análisis elemental.

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Figura 2.1 Clasificación de SEYLER FUENTE:

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Tabla 2.3 Clasificación de carbones según seyler

Rango % C % H % MV HHV I.H.

Antracita

Semi-antracita

Semi-bituminoso

Bituminosos

Lignitosos

Lignitos

>93.3

93.3 - 91.2

93.3 - 91.2

M 91.2 - 89 O 89 - 87 P 87 - 84

M 84 - 80 O 80 - 85

< 75

3.0 - 3.8

3.8 - 4.4

4.4 - 5.0

4.4 - 5.4 4.7 - 5.6 4.9 - 5.7

5.0 5.7 5.0 - 5.7

5.0 – 5.7

5.0 - 10

10 - 14

14 - 20

20 - 28 28 - 31 31 - 36

36 - 42 42 - 49

49 - 59

8,560

9,370

8,790

8,730 8,620 8,340

7,950 7,390

6,500

1

1

3.5

9 9 9

2 1 1

I.H. Índice de hinchamiento.

2.1.1.2 Fórmula de Dulong

La Fórmula de Dulong nos permite determinar el poder calorífico de un carbón a partir de las proporciones de carbono e hidrógeno hallados por el análisis elemental.

HHV = 14,600 + 62,000 ��

��

�

80

- H + 4,050 S (Btu/lb)

Donde: C, H, O, S son las fracciones en peso de cada uno en el análisis último del carbón. Considerando que el hidrógeno se combina químicamente con todo el oxígeno del carbón, el hidrógeno restante suele llamarse hidrógeno neto (Hn) y la fórmula anterior podría expresarse como:

HHV = 14,600 + 62,000 Hn + 4,050 S (Btu/lb)

Estas fórmulas son suficientes para fines prácticos y raramente dan un error de 3%. Si se requiere una mayor exactitud deben emplearse las fórmulas de Seyler.

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Teniendo en cuenta que el poder calorífico es más fácil de determinar en un carbón, las fórmulas anteriores se utilizan mejor en la determinación del carbono o del hidrógeno neto.

2.1.1.3. Fórmulas de Seyler

La fórmula de Dulong fue modificada por Seyler quien también estableció relaciones entre los parámetros del carbono, hidrógeno y materia volátil, así como el poder calorífico de los carbones.

a) Modificación de la fórmula de Dulong que elimina el factor ��

��

�

80

- H .

HHV = 388 H + 124 C - 4,270 (cal/gr)

La fórmula anterior puede corregirse por descomposición exotérmica de carbones de bajo rango así:

HHV = 388 H + 124 C - 4,270 + ��O

(cal/gr)

b) Relaciones entre materia volátil y análisis último. Para carbones por debajo del rango de la antracita.

MV = 10.61 H - 1.24 C + 84.15

Para antracitas:

Log MV = 0.23364 H - 0.02706 C + 2.579

c) Cálculo de carbono e hidrógeno a partir de la determinación del poder calorífico y la materia volátil.

H = 0.069 (%) 2.86 - MV HHV

��

��

� +��

C = 0.59 (%) 43.4 3MV 1.1

- HHV +�

�

��

�

��

HHV en Btu/lb y MV en %. Las fórmulas anteriores tienen gran exactitud para carbones brillantes y presentan cierta aproximación (error del 1.0%) para carbones mates.

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2.1.1.4 Impurezas Minerales en el Carbón

La eliminación de las impurezas minerales puede hacerse imposible mediante procesos corrientes de lavado por encontrarse íntimamente mezclada con el carbón. La siguiente tabla muestra algunas de las impurezas minerales las cuales se encuentran formando diferentes tipos de compuestos.

Elemento % Total de Impurezas

Si - Al 50 - 90 Fe < 10 Cu 0 - 20 Mg 0 - 8 Na, K 0 - 4

Mn 0 - 2 En la combustión, algunos de los compuestos primitivos se descomponen y los materiales residuales pueden recombinarse o reaccionar con otros derivados en las cenizas del carbón. La ceniza luego de la combustión, no es por lo tanto, la medida exacta de la materia mineral existente. La fórmula del Parr se utiliza para corregir los análisis por impurezas minerales.

MM = 1.08 A + 0.55 S Donde: MM = Porcentaje de impureza mineral en el carbón A = Porcentaje de ceniza S = Porcentaje de azufre

2.1.1.5 Formación de Escoria

Puede considerarse la escoria como una masa dura de ceniza, carbón fino y cenizas fundidas, que obstruyen las parrillas de la caldera y reducen el paso de aire. La formación de escoria es causada entre otros por los siguientes factores: a) El punto de fusión de las cenizas. El mínimo aceptable es 1300°C, por

debajo de este valor es propenso a formar gran cantidad de escoria. b) El mayor espesor del lecho puede crear condiciones reductoras. Los

sulfuros de hierro, de bajo punto de fusión, pueden oxidarse y formar óxidos de hierro de un alto punto de fusión.

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c) La ceniza fundida o blanda se adhiere más fácilmente a las superficies calientes que a las frías y en consecuencia un enfriamiento con agua previene este fenómeno.

d) Los carbones menudos y sucios con alto contenido de hierro y azufre,

son más propensos a producir escoria.

2.1.1.6 Características Generales del Combustible para Todos los Tipos de Calderas de Parrilla ("Stokers")

• Humedad: Aceptan un amplio rango, aunque el máximo recomendable

es de 12%. • Materias Volátiles: Aceptan un amplio rango y se pueden quemar

mezclas y hasta finos de coque. Si se requiere quemar materias primas como la antracita o el lignito solamente son necesarias ciertas adaptaciones en el diseño.

• Cenizas: Exceptuando la caldera de parrilla de alimentación

ascendente, que es bastante limitada, los demás tipos aceptan carbones con un máximo que va de 12 - 18% y en algunos casos más.

• Poder Aglutinante: Carbones con un alto poder aglutinante (como los

medio volátil), no son aceptables solos, pero si en cierto grado de mezclas. Las calderas más flexibles son las de parrilla móvil. Todas pueden aceptar carbones con algo de poder aglutinante.

• Temperatura de fusión de cenizas: Tienen gran flexibilidad,

exceptuando carbones con temperatura de fusión muy baja. • Granulometría: Por lo general no aceptan un alto contenido de finos

bajo 3mm, siendo el valor máximo recomendado un contenido del 20% bajo 3 mm, exceptuando las calderas de parrilla móvil que aceptan entre 35 - 45% bajo 3 mm.

• Índice de Hardgrove: No tiene mucha importancia porque el carbón no

hay que pulverizarlo (lo mismo el índice de abrasión).

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2.1.1.7 Influencia de las propiedades de las cenizas sobre la combustión del carbón pulverizado

Propiedades

El Cerrejón Promedio 22 años

Observaciones

Óxidos de Silice Relación SiO2/Al203

Minerales Alcalinos (sodio-cloro-potasio) Índice de taponamiento (Fouling) Valor Medio I.T. = 0.5 Índice de escoriación (Slagging) Valor Medio I.E. = 0.6 Temperatura de fusión de cenizas 1238°C (Deformación inicial - reducción) Preferido 1200°C Mínimo 1050°C Humedad total (como se recibe) Preferida hasta 10% Máximo 17% Cenizas (como se recibe) Preferida hasta 15% Máximo 25% Materias volátiles Preferida 32 - 37% Mínimo 30% Azufre total (como se recibe) Preferida 0.60 % Mínimo 0.35 % Máximo 1.00 % Poder calorífico (bruto) (como se recibe) Mínimo Molienda – Índice Hardgrove Mínimo para: I.H. 50 - I.H. 44 - Granulometría Máximo Máximo % en el rango 0 - 0.5 mm.

SiO2 61.5 % Czna. Al2O3 20.5 % Czna. Na2O 1.3 % Czna. P2O5 0.2 % Czna. K2O 2.1 % Czna. Cloro 0.02%

0.17 - 0.43

0.11 - 0.15

9.3 %

8.5 %

41.3 %

0.6 %

6,580 Kcal/Kg 6,375 Kcal/Kg 5,650 Kcal/Kg

46 5,650 Kcal/Kg 6,650 Kcal/Kg

75 mm.

15%

No existen límites pero a mayor cantidad más problemas de erosión en los equipos. Inciden en el cálculo de Taponamientos (Fouling) el contenido de alcalinos debe ser el menor. Existirán graves taponamientos. Hay diferentes formas de calcular el índice. Graves problemas de escoriación. Se puede calcular como la relación entre cenizas básicas o ácidas, o como la dependencia de la viscosidad de la ceniza contra la temperatura. Se puede reducir dependiendo de los índices de taponamiento y escoriación. Problemas de secado. Reduce la producción de los molinos. Problemas de manejo del carbón (alimentadores, Bunkers, etc.). Reduce la producción de los molinos y la carga de las calderas. Limitación si no hay molino extra. Posibles problemas de los equipos de manejo de cenizas. Problemas de combustión. Si es mayor de 40 - 45% es necesario tomar precauciones en el secado y almacenamiento. Necesario soporte adicional para cargas altas (fuel - oil o gas). Reduce la eficiencia del precipitador. Aumenta la emisión del SO2 (índice de escoriación). Corrosión. Reduce la producción de los molinos y la carga en la caldera. Limitaciones si no existe un molino extra Lo mismo que el punto anterior Ç Problemas de almacenamiento y molienda. Problemas de transporte, cribado y almacenamiento.

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2.1.1.8 Efecto de las Cenizas sobre la Operación y Mantenimiento de las Calderas

Las cenizas son el residuo que permanece después de la combustión del carbón, bajo circunstancias específicas. Se determina como el resultado de los cambios químicos de la materia mineral durante el calentamiento y el proceso de oxidación. Un alto contenido de cenizas reduce el poder calorífico y aumenta los problemas de manejo y afecta las operaciones de minería, preparación y transporte. De igual manera, retarda la combustión e incrementa las pérdidas de carbono, involucra costos para remoción y disposición y significa más emisión de ceniza volante. Un estudio de TVA revela que por cada aumento del 1% en el contenido de ceniza, el rendimiento de la caldera disminuye en 0,034%. Cuando se utilizan carbones con alto contenido de ceniza en calderas con parrilla, para mantener la altura del lecho debe darse mayor velocidad a la parrilla, lo cual puede incrementar los inquemados. Puede decirse que un carbón "completamente descenizado" de cualquier tipo o rango puede quemarse en cualquier caldera. Sin cenizas, todas las calderas podrían diseñarse fácilmente sobre la base de transferencia de calor. Las cenizas le imprimen al carbón su carácter. El entendimiento que existe hoy en día del comportamiento de las cenizas es únicamente una guía para el diseño, dimensionamiento y operación de calderas. No existe aún una fórmula mágica que represente los diferentes comportamientos. Por tal razón a continuación se presentan algunas propiedades físicas y químicas de las cenizas y se discute algunos parámetros que las categorizan.

2.1.1.8.1 Reacciones Químicas durante la Combustión Los compuestos minerales del carbón cambian considerablemente a medida que pasan a través del hogar y están sujetos a las altas temperaturas de la caldera. Las reacciones químicas se realizan entre estas sustancias y los gases reductores y el carbón caliente formando nuevos y más complejos compuestos que contienen menos oxígeno que los constituyentes originales.

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Como regla general, las cenizas con alto contenido de sílice o alúmina tienen alta temperatura de ablandamiento y su temperatura no se afecta mucho por una atmósfera reductora. Los compuestos de metales alcalinos y alcalinotérreos como Na2O, K2O y MgO tienden a temperaturas de ablandamiento más bajas.

2.1.1.8.2 Escoriamiento y Depositación de Cenizas Para evaluar el comportamiento de las cenizas del carbón y su efecto sobre la formación de escoria y depósitos tanto en las paredes como en las superficies de convección, se utiliza un gran número de parámetros, entre los cuales se tienen: temperatura de fusibilidad de las cenizas, relación base/ácido, relación hierro/calcio, relación sílica alúmina, relación hierro/dolomita, porcentaje de dolomita, porcentaje de óxido férrico, álcalis totales, índice de ensuciamiento (fouling) e índice de escoriamiento (slagging). Los anteriores índices ayudan a predecir el comportamiento de las cenizas bajo las condiciones de quemado. Algunas veces puede presentarse confusión entre los términos escoria y depósitos. Las definiciones que se aplican para la combustión de carbón son: Escoria: Depósitos fundidos o material fundido y resolidificado que se forma principalmente sobre las paredes de la caldera y otras superficies expuestas predominantemente a calor radiante o a altas temperaturas. Depósitos: Cenizas enlazadas, sinterizadas o cementadas que se forman principalmente sobre las superficies de convección tales como el sobrecalentador y también en las paredes de la caldera pero a mas baja temperatura que la de producción de escoria. Relación Base/Ácido (B/A) Se define como la relación entre los óxidos básicos y los óxidos ácidos de las cenizas. B/A = (Fe2 O3 + CaO + MgO + Na2O + K2O) / (SiO2 + Al2O3 + TiO2)

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Con la mayoría de las cenizas, una relación base/ácido en el intervalo de 0.4 a 0.7 manifiesta una temperatura baja de fusibilidad y por ende un alto potencial de escoriamiento. Relación Hierro/Calcio Se define por la relación Fe2O3 / CaO Relaciones entre 10 y 0.2 tienen un marcado efecto en la disminución de la temperatura de fusión de las cenizas. Relación Sílica/Alúmina Se define como SiO2 / Al2O3 El intervalo general está entre 0.8 y 4.0. Potencial de Ensuciamiento Muestra la relación entre los óxidos básicos y los óxidos ácidos, multiplicados por el contenido de óxidos de sodio.

(B/A) Na2O Índices menores a 0.2 indican una tendencia baja al ensuciamiento; entre 0.2 y 0.5 una tendencia media; entre 0.5 y 1.0 tendencia alta y mayor de 1.0 una tendencia severa. Potencial de Escoriamiento Muestra la relación entre los óxidos básicos y ácidos, multiplicados por el contenido de azufre. Corrosión por las Cenizas Durante la operación normal de calderas ocurre desgaste del metal, principalmente en las paredes de agua cercanas a la zona de fuego, en las secciones del sobrecalentador y recalentador de alta temperatura y en los pasos de gas a baja temperatura y calentadores de aire. Los estudios demuestran que los compuestos alcalinos, alcalinotérreos, ferrosos y el azufre son los constituyentes más importantes y que contribuyen a la corrosión de alta temperatura.

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2.1.1.8.3 Análisis Misceláneos Son aquellos utilizados para determinar las propiedades físicas, mecánicas, térmicas y eléctricas de un carbón. A continuación se describen algunos de ellos: Granulometría En general, para la combustión en parrilla con distribuidor o lanzador de carbón, el tamaño de partícula de combustible es una propiedad importante que las características coquizantes, aglomerantes, contenido de cenizas, fusibilidad de las cenizas, etc., por cuanto una porción del combustible quema en suspensión (finos), mientras que el remanente (gruesos), quema sobre una parrilla móvil o estacionaria. En este tipo de equipos entre el 25 y el 50% del carbón, se quema en suspensión y por lo tanto, la consistencia del carbón alimentado tiene un efecto directo sobre la eficiencia de la caldera y la tendencia de la instalación a emitir partículas. Los carbones con gran porcentaje de finos, tendrán altas emisiones de partículas y mayores pérdidas de carbón. Si el carbón es grueso con pequeños porcentajes de finos, la respuesta de la caldera o variación de carga no se ve afectada, debido a que la ignición del carbón depende de los finos. Para un carbón, tal como aquellos entre un 17 y 22% de materia volátil o bajo volátil, el mejor comportamiento se obtiene con tamaños gruesos entre 1 1/4" y 1 1/2" y cisco en que no mas del 50% pasa a través del tamiz de 1/4". Para carbones no friables, tales como los alto volátiles los mejores resultados se obtienen con gruesos en el 95% para el tamiz de 3/4" y cisco en que no mas del 50% pase a través del tamiz de 1/4" con un tamaño tope de 1 1/4". Las calderas de parrilla viajera y lecho constante pueden quemar carbones bituminosos pero debe tenerse cuidado con los carbones aglomerantes. La granulometría debe ser tal que se queme carbón de 1" con no más del 20 al 60% de carbón que pase a través del tamiz de 1/4". Fineza Es un parámetro guía para la evaluación de los sistemas de pulverización en términos de especificaciones de fineza.

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Dureza / Abrasividad Da una indicación de la dureza y sobre la acción de abrasión del carbón. Friabilidad Habilidad del carbón para degradarse en tamaño por manejo y transporte e indica la tendencia al rompimiento. Índice de Pulvurencia Indica la cantidad de polvo producido por el manejo del carbón. Índice de Hinchamiento Libre Medida de incremento en volumen cuando el carbón se calienta sin restricción. Los índices se reparten en estándares que van del 0 al 9. Entre mayor sea el índice, es mayor la posibilidad de hinchar y aglomerar el carbón.

2.1.1.9 Tratamiento y Manejo del Carbón

El carbón tal como se extrae de la mina, no es apto para la utilización directa en la mayoría de los procesos y por este motivo es necesario emplear diferentes procesos para convertirlo en una forma manejable para su eventual uso. Entre los principales procesos se incluyen: reducción de tamaño, clasificación o tamizado, limpieza o remoción de alguna materia mineral, secado, etc. La preparación del carbón es actualmente la operación más importante en la industria de la minería del carbón, en la que no importa que tan sucio, fino o húmedo llegue a la planta de tratamiento, sino que el producto obtenido cumpla con las especificaciones de los contratos de compraventa en lo referente a granulometría, humedad, contenido de cenizas y azufre. En cuanto al almacenamiento del carbón, se puede decir que éste cumple con la misma función que los inventarios de materia prima en cualquier industria de procesos: mantener una reserva en un sitio seguro hasta que se le necesite, La operación de almacenamiento de carbón debe incluir la construcción y mantenimiento de pilas para protegerlo de deterioro o de las pérdidas de manejo. La experiencia recomienda mantener carbón para 15 o 20 días de operación, pero dependiendo del riesgo de cortes en el

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suministro puede llegar a considerarse inventarios para 60 a 90 días con todos los costos que ello implica. El principal esfuerzo para el almacenamiento del carbón debe ser protegerlo de los cambios que ocurren en sus propiedades físicas y químicas cuando se expone al aire a temperatura ambiente.

2.1.1.9.1 Cambios en el Carbón durante el Almacenamiento Los cambios que ocurren en el carbón durante el almacenamiento dependen de las siguientes situaciones: a) Todos los constituyentes de los carbones, excepto las cenizas y la

humedad, consumen oxígeno del aire. b) Las perdidas de humedad de los carbones, especialmente sub-

bituminosos, causan degradación del tamaño. La variación de la calidad del carbón expuesto al aire se acelera si la temperatura de la pila aumenta. Al ocurrir esta elevación de temperatura, puede presentarse "combustión espontánea".

Cualitativamente, los cambios generales que tienen lugar en el carbón almacenado (exceptuando la combustión espontánea) son incrementos en peso, contenido de oxígeno, higroscopicidad y temperatura de ignición. Se produce disminución del contenido de carbono e hidrógeno, poderes caloríficos y coquizante y tamaño promedio de la partícula. La magnitud de estos cambios depende del tiempo de exposición al aire y de la velocidad de reacción de oxidación. Una de las causas de mayor deterioro del carbón es la combustión espontánea, la cual resulta de su propiedad de reaccionar con el oxígeno del aire a bajas temperaturas en un proceso exotérmico que, en circunstancias favorables a la acumulación del calor desprendido, conduce a autocalentamiento del carbón induciendo la formación de fuego. Las etapas y reacciones que conducen a la combustión espontánea en la pila de carbón puede resumirse como sigue: • El carbón comienza a oxidarse entre 25-40°C • Por cada incremento de 15°C, la velocidad de oxidación se dobla.

La combustión espontánea puede ocurrir tres días después de que la temperatura alcance los 85°C.

• A los 150°C se produce CO2 y vapor de agua, los cuales son detectables.

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• A los 340°C, el carbón prende y quema vigorosamente

2.1.1.9.2 Almacenamiento a la Intemperie Para el almacenamiento a la intemperie deben considerarse unos criterios básicos: • Optimizar el uso del terreno para obtener el mas alto valor de área útil y

que sea consistente con los requerimientos ambientales y de almacenamiento.

• Mantener fácil acceso al material almacenado. • Maximizar el factor de eficiencia carga-distancia. • Minimizar los costos totales en términos de pesos por tonelada

manejada, combinando costos de operación y capital. • Mejorar o mantener la uniformidad, integridad y calidad del material

almacenado. A continuación se mencionan algunas consideraciones prácticas para un buen almacenamiento de carbón: • El terreno debe ser afirmado y nivelado, libre de material extraño,

tuberías de vapor, agua caliente, o cualquier tipo de tubería y debe drenar naturalmente. Algunas veces las áreas de almacenamiento son revestidas con material asfáltico.

• La pila debe constituirse en capas sucesivas cada una de no más de 15 a 60 cm. de espesor y deben estar bien compactadas para eliminar el flujo de aire. La densidad suele ser de 56.0 a 72.0 lb/pie3 (0.9 a 1.2 ton/m3.).

• La pila debe constituirse en una forma redondeada, piramidal o trapezoidal con una pendiente lo más inclinada posible para prevenir la penetración de la lluvia en la pila.

• Las caras de la pila y la parte superior deben cubrirse con una capa de finos compactados y por lo menos un pie (30 cm) y rematar con una capa de un pie (30 cm) de carbón de tamaño no superior a 15 cm con el fin de evitar la erosión por vientos.

• La temperatura debe chequearse periódicamente y debe hacerse particularmente en las aristas y lados pendientes. Una temperatura de 158°F (70°C) es una temperatura crítica. Un método empírico consiste en la introducción de una varilla de acero de punta y si al palparla está caliente, entonces existen problemas.

• Si la temperatura supera los 70°C el carbón debe secarse y utilizarse inmediatamente o removerlo para enfriarlo y luego compactarlo en otro sitio.

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• Las siguientes alturas de pilas de almacenamiento se recomiendan como seguras. Para carbón fino con contenido de MV > 18%, de 12 a 14 pies (3.6 a 4.2 m). Para carbón grueso con MV > 18%, de 18 a 20 pies (5.5 a 6.0 m). Para carbón fino con MV < 18% se recomienda 19,7 pies (6 m).

2.1.1.9.3 Precios y Forma de Pago Para el segmento de lo que podríamos llamar medianos y grandes consumidores de carbón en nuestro medio (a criterio personal, calderas entre 2.5 y 6.3 Kg/s (20.000 y 50.000 lb/hr) de vapor y mayores de 6.3 Kg/s (50.000 lb/hr) de vapor, se han propuesto algunas fórmulas de pago, que tienen en cuenta las variables más importantes de calidad del carbón para un diseño específico de caldera. Los parámetros de calidad considerados generalmente son: poder calorífico, contenido de cenizas, humedad, materia volátil, azufre, índice de molienda, granulometría, temperatura de fusión de las cenizas y propiedades de ensuciamiento y escoriamiento de las cenizas. Para cada tipo de caldera, con base a especificaciones de fabricante, se establece como calidad deseada del carbón, los intervalos deseados de algunas de sus propiedades más importantes desde el punto de vista combustión. Así por ejemplo, para una caldera de 100.000 lb/hr de vapor (12.6 Kg/s) que quema carbón en un sistema de parrilla viajera, se han definido los siguientes intervalos: -Humedad Menor al 5% -Materia volátil Superior al 22% -Cenizas Inferior al 15% -Azufre Menor al 1.5% -Granulometría Tamaño máximo 1�" y que no pase más del 15% el

tamiz de ¼". El carbón que no cumpla con dichos intervalos debe penalizarse de acuerdo con algún sistema de pago previamente acordado. Para el carbón que cumpla con la calidad deseada:

Precio Final (PF) = Precio Básico (PB) + Precio de Transporte (PT)

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El precio básico se fija por tonelada de carbón en boca de mina o centro de acopio y el precio de transporte se establece de acuerdo con las tarifas existentes en el mercado. Si el carbón no cumple con la calidad deseada, el precio final estará dado por:

PF = PB x H x Y x S x G + PT

Donde H es la humedad, Y es el factor que puede incluir ceniza y materia volátil, S el contenido de azufre y G es la granulometría. Para humedad (cuando es mayor del 5%):

H = (105 - HT) / 100

Donde HT = Humedad Total Para incumplimiento por contenido de cenizas (cuando es > 15%):

100cenizas % - 115

Y =

Para incumplimiento por contenido de material volátil (cuando es < 22%):

100volátil) materia - (22% - 100

Y =

Si existe incumplimiento de las características tanto por cenizas como por materia volátil, se debe considerar la relación de combustibilidad, RF (contenido de carbono fijo / contenido de materia volátil), así: Si 1.2 < RF < 2.2 � se penaliza como si fuera por contenido de cenizas Si RF > 2.2 o RF < 1.2 � debe penalizarse como si fuera por contenido de materia volátil. Por incumplimiento por contenido de azufre (máximo 1.5%):

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%S - 101.5 S =

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Para incumplimiento por contenido de finos:

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finos % - 115 G =

2.1.2 Combustibles Líquidos

Los principales combustibles líquidos son derivados del petróleo. Desde el punto de vista químico cualquier derivado constituye una mezcla de hidrocarburos pertenecientes a las series: parafínica, naftenica, olefínica y aromática. Cada serie difiere en su contenido de hidrógeno y azufre. La serie predominante en estos derivados es la serie parafínica y nafténica. Según lo anterior se hace impracticable la determinación cuantitativa por medios químicos de la proporción exacta de los compuestos pertenecientes a cada serie.

2.1.2.1 Propiedades de Combustibles Líquidos

Desde el punto de vista práctico solo importa conocer los elementos y la proporción en que intervienen en la combustión. Lo anterior es posible mediante la determinación de ciertas propiedades físicas comunes, tales como: Densidad Puede expresarse en dos escalas. La "gravedad específica" denominada por la letra G, se define como la relación entre el peso de un volumen igual de agua a la misma temperatura. En la industria del petróleo la densidad API (American Petroleum Institute) es más utilizada. Es una escala arbitraria, calibrada en grados y que relaciona la gravedad específica por medio de la fórmula:

G

141.5 API Grados = - 131.5

En la tabla 2.4 se presenta los rangos de gravedad API para los diferentes tipos de F.O.

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Tabla 2.4 Rango de gravedad api para fuel oils

Tipo Rango de Gravedad API

No.2 No.4 No.5 No.6

29° - 39° 24° - 28° 16° - 22° 6° - 15°

FUENTE: Dyer, D.F., and 6 Maples, "Boiler Efficiency Improvement", 1981. Mediante el empleo de la figura 2.2 se puede estimar el valor calórico del F.O. con base en la densidad API.

Figura 2.2 Calor de combustión de combustibles líquidos

Relación aproximada de Btu/Gravedad FUENTE: Steam its Generation and Use B&W. 1992

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Viscosidad Es la medida de la resistencia interna de un líquido a fluir. Para evaluar numéricamente la viscosidad de combustibles, se utilizan el viscosímetro cinemático directo cuya unidad de medición es el centistoke (CST) y el viscosímetro Saybolt cuyas unidades de medición son el Segundo Saybolt Universal (SSU) y el Segundo Saybolt Furol (SSF). Existen otros métodos como el Reedwood y el Engler utilizados principalmente en Europa. Desde el punto de vista del control de eficiencia de la combustión es importante tener en cuenta que la presencia de agua emulsificada (proveniente de condensación, escapes, acción bacteriana) incrementa la viscosidad del combustible. La tabla 2.5 lista un resumen de datos publicados por diferentes entidades que nos da la viscosidad de un F.O. pesado a diferentes temperaturas y con diferentes contenidos de agua.

Tabla 2.5 Viscosidad de un F.O. pesado como función de % Agua y temperatura

Viscosidad, Centipoices

%Agua A 60° C. A 120° C.

40 20 10 0

950 400 300 200

75 42 32 22

FUENTE: Borras T.G., "Improving Boiler Performance", 1984 Punto de inflamación Es la mínima temperatura a la cual existen suficientes vapores del líquido para crear una mezcla de aire y combustible que arda por algunos segundos en presencia de una llama. Se utilizan los métodos de Cleveland de cápsula cubierta para combustibles cuyo punto de inflamación esté por encima de 79°C y el método de Pensky Martens de cápsula cerrada para

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combustibles de bajo punto de inflamación. Los combustibles para calderas generalmente se prueban por el método de cápsula abierta. Destilación Esta característica se basa en la destilación de un volumen de 100 cm3 de combustible y determinación sucesiva del porcentaje de recuperado y la temperatura correspondiente. En general esta prueba determina el rango de temperatura dentro del cual ebulle dicho combustible. El 50% de esta destilación puede tomarse como el "Punto de Ebullición Medio". Punto de Anilina Esta prueba mide la temperatura a la cual un volumen de anilina recién destilado es completamente soluble en un volumen igual de un combustible. Se utiliza para calcular el poder calorífico de combustibles tales como la gasolina, el kerosene y el ACPM.

2.1.2.2 Análisis de Combustibles Líquidos

Mediante correlación de propiedades físicas la Universal Oil Products Company estableció una caracterización del petróleo y sus derivados basándose en que los hidrocarburos parafínicos de más alto contenido de hidrógeno son un punto de referencia y los hidrocarburos aromáticos de mínimo contenido de hidrógeno son el otro punto. El factor de caracterización (U.O.P.) fue definido en función de la gravedad específica G y el punto de ebullición medio T.e.m.

G.m.e.T

K�

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Donde: K = Factor de caracterización U.O.P. T.e.m. = Temperatura de ebullición media (°R) a 1 atm. G = Gravedad específica a 60°F. La propiedad anterior permite calcular el contenido de hidrógeno de un combustible (libre de azufre), mediante la utilización de la Figura 2.3.

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Figura 2.3 Factor de caracterización vs. % en peso de H2

Cuando se trata de combustibles residuales, no es corriente determinar la temperatura de ebullición media; en este caso debe utilizarse la viscosidad y la Figura 2.4 para el conocimiento del punto de ebullición medio y el factor de caracterización.

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Figura 2.4 punto de ebullición medio

La relación atómica (H/C) podrá determinarse por la fórmula:

H-100H 12

(H/C) atómica laciónRe =

Donde H es el porcentaje de hidrógeno en el combustible. Los resultados obtenidos mediante las relaciones anteriores son lo suficientemente válidos para las pruebas de rutina, sin embargo para combustibles muy viscosos el error del punto de ebullición medio puede alcanzar hasta 50°F (10°C), debido a la gran variación que experimenta la viscosidad para pequeños cambios en la gravedad específica. En la determinación del Poder Calorífico superior de un combustible líquido se utiliza la densidad API:

HHV = 17,687 + 57.9 (°API) Btu/lb

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2.1.2.3 Clases de Combustibles Líquidos Empleados en Calderas

Los combustibles líquidos de mayor utilización en calderas en la actualidad, sean puros o mezclados son los siguientes: • ACPM (F.O. No.2) • Fuel.Oil. No.6 • Crudo castilla El ACPM constituye una fracción de la destilación en refinería y es por lo tanto un combustible de fácil quemado. El combustóleo F.O. No.6) es un combustible residual utilizado en quemadores de tipo industrial. Los más pesados requieren para su manejo y atomización un precalentamiento previo. El crudo de castilla es el petróleo crudo proveniente de los Llanos Orientales, de tipo pesado, el cual es sometido a tratamientos previos de deshidratación en frío por medio de aditivos para posteriormente utilizarlo directamente o mezclado, como combustible para quemadores industriales y calderas. A corto plazo este combustible será descontinuado debido a problemas de contaminación ambiental. Un análisis típico para un F.O. contiene la siguiente información: • Análisis último • Gravedad API • Poder calorífico • Viscosidad • Punto de escurrimiento • Punto de inflamación • Agua y sedimentos Un análisis último de un F.O. es similar en información al de un carbón. Normalmente este reporta datos de: contenido de azufre, hidrógeno, carbón, nitrógeno, oxígeno y ceniza. Los F.O. son generalmente comercializados sobre la base de su volumen a temperatura de 60°F (16°C). Para diferentes temperaturas, se aplican factores de corrección de volumen, dependiendo del rango de gravedad API del F.O.

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Figura 2.5 Factores de corrección de volumen por temperatura para

combustibles líquidos Tabla 2.6 Características típicas de combustibles colombianos

para calderas Características Kerosene ACPM Comb.

No.3 Comb. No.6

Crudo Castilla

Combus-tóleo

Gravedad API Azufre, % peso Cenizas, % peso BSW, % Vol Pto. Fluidez °F Viscosidad Cst (104°F) Cst (122°F) Pto. Inflamación (°F) Carbón conradson % peso Agua y sedim. % vol. Met (PPM), Vanadio Níquel Hierro Sodio Destilación (°F), inic. 50% Pto final HHV (Btu/gal)

37.9

0.141 0.0

149

30 0.5 0.0 0.1 29.3

8

208

453 572 661

139,660

1.5 0.1

32 60

131

0.5

2.5

140

2.0

13.3 2.2 0.09 0.6 60

1,360 668 82

14.1

320 99 32 2

150,204

8.6

1.96 0.1

0.33 33.8 1,166 535

170.6 22.6

330 120 33

152,977

FUENTE: ECOPETROL, Departamento de Ingeniería de Proceso, 1984.

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Como referencia en la tabla 2.7 se presenta información de algunas características promedio importantes para el control de combustión de F.O. No.6 proveniente de diferentes productores del mundo.

Tabla 2.7 Análisis promedio de F.O. No.6 proveniente de diferentes fuentes

Fuente Azufre % Vanadio PPM Gravedad API

USA: Costa Este USA: Costa Oeste Centro América Sur América Norte Europa Mediterráneo Asia y Australia

2,36 1,76 2,63 2,68 3,23 3,13 3,22

249 95

143 182 70

110 33

13.60 12.62 13.29 14.06 14.30 13.05 16.73

FUENTE: Delaneu, Rachelle, "Future Bunker Fuel", Marine. Eng., Nov. 1981.

2.1.2.4 Cálculos con Combustibles Líquidos

La mayoría de los cálculos con combustibles líquidos refinados conducen en primer término a caracterizar el combustible mediante las propiedades físicas: gravedad API, temperatura media de ebullición, viscosidad.

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Figura 2.6 Factor de caracterización Tomemos como ejemplo el ACPM cuyas características típicas son las siguientes: Gravedad API 30 Temperatura Media (°F) 572 Azufre (% peso) 0.5 Mediante la Figura 2.6 se determina lo siguiente: a) Factor de caracterización (K) = 11.5 b) Masa Molecular = 230 El factor de caracterización también puede obtenerse a partir de ecuación, así:

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Tb (°R) = 572°F + 460 = 1.032°R

G = [141.5/(°API) + 131.5] = 0.876

11.54 0.8761,032

K ==�

A partir de la Figura 2.3 se tiene:

H (% peso) = 12.5% C (% peso) = 100 - 12.5 = 87.5%

La composición anterior se considera sobre una base libre de azufre. La fórmula condensada del combustible se calcula en la siguiente forma: Atomos de C = (87.5/12) = 7.29 Atomos de H = (12.5/1) = 12.5 Relación atómica (H/C) = (12.5/7.29)) = 1.714

Fórmula: (C H1.714)n

Para determinar el valor de n se utiliza la masa molecular obtenida anteriormente, así:

n = (230/13.714) = 16.77

Fórmula: (C H1.714)16.77

Lo anterior indica que la molécula de ACPM es una mezcla de hidrocarburos con un promedio de carbones de 16.77. Conocer más acerca de la composición de un combustible líquido como el ACPM es costoso e implica otro tipo de análisis cuyos resultados finales no son importantes para la aplicación como combustible de calderas. Por cada 100 gr de combustible hay 0.5 gr de azufre, por tanto:

Atomos de azufre = (0.5/32) = 0.0156

C átomos / S átomos 0.00214 C átomos 7.29

S átomos 0.0156 =

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Como se puede ver, la cantidad de azufre es muy baja y el SO2 formado a partir de él no es una cantidad significativa en el volumen de los gases producidos en la combustión. Solo debe tenerse en cuenta por su efecto corrosivo en las partes internas de calderas y chimeneas metálicas. Los cálculos anteriores son válidos para fracciones combustibles de petróleo, incluidos los aceites residuales como el F.O. No.6, pero no ofrecen garantía cuando se trata de crudos de petróleo.

2.1.3 Combustibles Gaseosos

Los principales combustibles gaseosos son el gas natural, el gas de alto horno, el gas de hornos de coque, el propano y el butano. Los combustibles gaseosos son los que mayor facilidad ofrecen para la combustión puesto que solo se requiere mezclarlos con el aire, con una ventaja adicional que es un combustible muy limpio. El gas natural contiene en general hidrocarburos gaseosos del C1 al C4 junto con gasolina ligera y agua cuando proviene de pozos productores de petróleo. Si el gas es procedente de pozos secos, es principalmente metano y etano, con pequeñas cantidades de impurezas, tales como hidrógeno, nitrógeno y gases inertes. Cuando un combustible gaseoso tiene una composición más complicada (mezclas de hidrocarburos saturados y no saturados), la determinación analítica particular de cada componente en la mezcla no es factible para fines industriales ordinarios. Un método sencillo para determinar la composición aproximada, consiste en determinar por separado el carbono y el hidrógeno. Los hidrocarburos parafínicos saturados se indican como un compuesto hipotético Cn H2n+2 que representa la composición media de la mezcla de parafinas en el gas. En la misma forma los hidrocarburos no saturados se indican en función de un compuesto hipotético CnHm. Un análisis promedio de este gas podría ser: CO 40% C2,5H4,2 (no saturados) 7% C1.2H4.4 (parafinados) 11% � � H2 42%

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2.1.3.1Plan de Masificación del Gas en Colombia

Desde 1989 fue lanzado por el gobierno colombiano el plan de promoción de gas natural para la utilización racional de energía en la industria, así como el suministro de energía en zonas aisladas. Las principales metas a lograr son las siguientes: • Construcción de 4.400 Km de gasoductos de cobertura nacional año

2010. • Masificación del consumo en el sector residencial, preferentemente en

estratos de menores recursos económicos. • Penetración progresiva del GLP (Gas Licuado de Petróleo) en el área

rural para sustituir el alto consumo de leña en el rector residencial. • Ampliación de la capacidad de generación térmica para llegar al año

2010 a 8719 MW (base gas). • Ahorro de electricidad entre 3600 y 3800 GWH (Giga Watios Hora) para

el año 2000, equivalente al 4% de la demanda total de potencia proyectada.

• Vinculación de capital privado para consolidar el sistema de gasoductos, incrementar la exploración y explotación de los yacimientos de Opón y Volcanera y la construcción de la segunda plataforma de Chuchupa en la Guajira y en la construcción de centrales térmicas a gas.

• Sustitución de energéticos en el sector industrial: carbón 10%, F.O. 10%, Crudo de Castilla 10%, GLP entre 60 y 80% y ACPM 60%.

• Incentivo a la sustitución de gasolina y diesel por gas natural comprimido (GNC) y GLP en el sector transporte. Contar con cerca de 200 estaciones de llenado para abastecer de gas natural a por lo menos 3.000 vehículos en el año 2000.

• Reordenamiento institucional mediante la creación de una empresa de dedicación exclusiva a la construcción y operación de gasoductos ECOGAS��

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2.1.3.2 Propiedades del Gas Natural

Las propiedades del gas natural y las condiciones de operación del sistemas de gas combustible, representan parte de la información que manejan los diseñadores y operadores de plantas. Algunos de los parámetros mas importantes son: la cantidad, flujo, presión, temperatura,

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puntos de rocío, contenido de agua y condensados, composición, peso molecular, densidad y poder calorífico entre otros. Algunas Características promedio del gas natural son: Poder calorífico: 35.315 – 44.143 Btu/m3 (1000 – 1250 Btu/pie3) Densidad relativa: 0.5 – 0.8 Límite de inflamabilidad: 4 – 15% Número de Wobbe: 1397 – 1414 Btu/m3 Sulfuro de hidrógeno: < 5 partes por millón Composición del Gas Natural Normalmente la composición del gas es dada en base seco y porcentualmente en volumen. En la tabla 2.8 se dan los datos promedio de composición del gas natural.

Tabla 2.8 Composición del gas natural

Compuestos Moles (%)

N2

CH4 CO2

Etano Propano

Isobutano N-butano

Neopentano Isopentano N-pentano

C6+ Sulfuro

1.2623 97.9538 0.3475 0.2785 0.0826 0.0418 0.0143 0.001 0.0164 0.0028 0.0001 < 0.1

Poder Calorífico Neto 48421 KJ/Kg

FUENTE: Ecopetrol, División de Gas Natural y Combustibles Domésticos, 1997

En la tabla 2.10 se presentan las propiedades principales características de gases provenientes de diferentes campos de producción en Colombia.

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2.1.3.3 Conversión de diferentes energéticos a volumen de Gas Natural

Tabla 2.9 Equivalentes energéticos

Energéticos M3 de Gas Natural

Propano / Galón ACPM / Galón

Crudo C. / Galón Kerosene / Galón Fuel Oil / Galón

Carbón mineral / Kg Energía eléctrica / Kwh

2.60 3.90 4.30 3.79 4.24 0.68

0.09661

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Tabla 2.10 Características de gases combustibles colombianos

CAMPO Propiedad APIAY PAYOA EL CENTRO HUIZA GUAJIRA GUIEPAJE CUSIANA OPON

Peso molecular

Metano % Molar

Etano % Molar

Propano % Molar

Butano % Molar

n-Butano % Molar

Otros hidroc.pes.

Nitrógeno % Mol.

CO2 Molar

Gravedad específ.

Poder Cal. Bruto

(Btu/pie3)

18.63

86.2

8.45

1.18

0.12

0.11

0

0.77

3.17

0.64

1,057

17.87

90.29

6.47

1.73

0.15

0.17

0.09

0.35

0.75

0.62

1,084

17.32

91.61

6.73

0.028

0.011

0.012

0.02

0.85

0.739

0.6

1,047

19.47

85.06

6.18

2.84

0.46

0.69

0.43

1.13

3.21

0.67

1,095

16.41

97.76

0.38

0.2

0

0

0

1.29

0.37

0.57

999

16.55

96.98

0.58

0.18

0.09

0.03

0.1

1.98

0.06

0.57

1,003

21.57

75.68

11.15

4.70

0.78

0.95

0.63

0.91

5.20

0.74

1,162

18.13

91.79

4.36

1.83

0.13

0.53

1.04

0

0.32

0.63

1,114

FUENTE: ECOPETROL, División Gas Natural y Combustibles Domésticos, 1997.

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2.1.3.4 Poderes caloríficos de diferentes fuentes de energìa

Tabla 2.11 Poderes calorìficos

Combustible Poder calorìfico Unidad

Energía Eléctrica

Gasolina ACPM

Kerosene Gas propano Gas natural

Fuel Oil Crudo de castilla

3.412

115.400 138.000 134.000 92.000 35.315 150.000 152.000

Btu / Kwh

Btu / Galòn Btu / Galòn Btu / Galòn Btu / Galòn

Btu / m3 Btu / Galòn Btu / Galòn

FUENTE: Gas Natural S.A.

2.1.3.5 Ejemplo de càlculo para reemplazar ACPM por gas natural

Un cliente consume 1.000 galones mensuales de ACPM y quisiera saber cuàl serìa su consumo en gas natural y el costo: De la tabla 2.9 el factor para ACPM es 3.9

1.0 galones ACPM (3.9) = 3.900 M3 de gas natural El costo compatativo, teniendo en cuenta que el precio del ACPM es $2.120 / galòn y que el gas natural vale $450 / m3, serà:

Costo del ACPM = 1.000 galones ($2.120 / galòn) = $2’120.000 Costo del gas natural = 3.900 m3 ($450 / m3) = $1’755.000

NOTA: Hay que tener en cuenta el costo de inversión en equipo para realizar la conversión del sistema de ACPM a gas natural.

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2.1.4 Mezclas de Combustibles

Los combustibles se mezclan por dos razones: primero para conseguir ciertas especificaciones y segundo para hacer más fácil su manejo. Entre los procedimientos de mezcla, podemos comentar los siguientes: 1. El combustible pesado (grados No.5 y 6) es bombeado primero al

tanque y posteriormente al combustible liviano utilizando una boquilla en la parte inferior del tanque.

2. El aceite liviano bombeado (recibido) primero, luego, por la parte

superior del tanque se recibe el combustible pesado. En este caso es importante evitar la generación de corrientes estáticas.

3. Medios mecánicos (tuberías en tanques, bombas, medidores,

recirculación, mezcladores, etc.). 4. Para preparar una mezcla de determinada viscosidad, utilizamos la

figura 2.8, la cual nos permite conocer las proporciones en volumen de dos o más combustibles, conociendo sus viscosidades a la misma temperatura.

Ejemplo de Aplicación:

Si la viscosidad del ACPM es 37 SSU a 100°F (38°C) y la del F.O. No.6 es 5,000 SSU a 100°F (38°C), cuál será la mezcla óptima para lograr una viscosidad de 600 SSU a 100°F (38°C).

• Localizamos para el combustible pesado, en la parte superior de la figura 2.8 a 100%, el punto que coincide con 5.000 SSU.

• Localizamos para el combustible liviano, en la parte inferior de la figura 2.8 a 100%, el punto que coincide con 38 SSU.

• Trazamos una recta entre los dos puntos. • Con 600 SSU de viscosidad, objetivo, nos movemos horizontalmente

hasta la diagonal trazada y luego hacia arriba, encontrando que al mezclar 75% de F.O. No.6 con 25% ACPM (100 - 75 = 25%) obtendremos la mezcla con viscosidad de 600 SSU a 100°F (38°C).

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Figura 2.8 Mezclas combustibles

2.2 MANEJO Y TRATAMIENTO DE COMBUSTIBLES PARA CALDERAS

Los combustibles y aceites que se consiguen en el mercado son tratados (al menos parcialmente) con aditivos por parte de las compañías productoras. Tal vez los ejemplos más conocidos son los aceites para automotor que usan ciertos polímeros que mejoran la viscosidad. Entre muchos de los aditivos que usan las compañías productoras de combustible podremos mencionar los antioxidantes, deactivadores metálicos, inhibidores de corrosión, mejoradores de conductividad, dispersantes, detergentes, catalizadores de combustión, depresores del punto de escurrimiento y mejoradores del número cetano y octano.

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Puesto que todos los combustibles para calderas difieren en muchas características, cada uno debe ser tratado individualmente de acuerdo a su problema específico. Debido a las fluctuaciones tanto en precio como en suministro, muchos usuarios han incrementado la capacidad de tiempo de almacenamiento, lo que implica implementar aditivos a los combustibles para evitar deterioros y cambios de sus características. Los aditivos para combustibles cumplen las siguientes funciones: 1. Mejorar la combustión y eficiencia 2. Mantienen la temperatura de los gases por encima del punto de rocío 3. Reducen la formación de hollín y depósitos aislantes que se pegan a las

superficies de transferencia de calor aislándolas 4. Reducen la acción corrosiva de los gases de combustión. 5. Reducen la formación de barros y microorganismos que impiden

mantener alta eficiencia en las calderas.

2.2.1. Tipos de Tratamiento con Aditivos para Combustibles Líquidos

El agua ha sido mencionada como un aditivo para mejorar el funcionamiento de calderas. Algunos fabricantes opinan que con 3% o 4% de agua emulsificada en el combustible se reduce significativamente la formación de sólidos. Sin embargo, adicionar agua significa mayor consumo de combustible debido a su calor de vaporización. Hay dos tipos de tratamiento para Fuel Oils: precombustión y tratamiento durante y después de la combustión.

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2.2.1.1 Tratamiento de Precombustión

Figura 2.9 Areas problema en un sistema de F.O.

Corrosión: El tanque de combustible y todo el sistema por agua y sales. Taponamiento: En filtros, precalentador y quemador por productos corrosivos, barro y sedimentos.

2.2.1.1.1 Degradación del combustible Entre los factores que más afectan a los combustibles líquidos podemos mencionar los siguientes: 1. Oxidación: El deterioro por oxidación da lugar a incremento de

partículas suspendidas, formación de agua y decoloración del combustible.

El proceso de oxidación puede ser directo cuando oxígeno proveniente

de aire se combina con moléculas de hidrocarburos del combustible, o catalítico, cuando metales (hierro, cobre, níquel) son disueltos o quedan en suspensión aumentando la oxidación.

2 Crecimiento de Bacterias: En la interfase agua-aceite se reproducen

bacterias, hongos y otros microorganismos que secretan ácidos y agua causando la formación de lodos que taponan los filtros.

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3. Corrosión: Es causada por la presencia de ácidos que atacan los metales del combustible y a su vez incrementa la rata de oxidación. También se presenta corrosión debido a la presencia de sal (NaCl) en el agua. La corrosión causa daños en los tanques de almacenamiento y sus productos pueden taponar los filtros.

2.2.1.1.2 Aditivos Los aditivos empleados en el período de precombustión normalmente contienen una combinación de los siguientes compuestos: 1. Solventes: Su efecto es solubilizar una parte de las partículas

formadoras de lodo. 2. Dispersantes: Previenen la aglomeración de partículas suspendidas y

agua. 3. Antioxidantes: Se acción es minimizar la oxidación de hidrocarburos

olefínicos. 4. Inhibidores de Corrosión: Actúan formando una capa protectora sobre

las superficies metálicas que neutralizan los ácidos. 5. Emulsificadores de Agua: Las sales corrosivas en el agua del

combustible los mantiene en suspensión, evitando el contacto con las superficies metálicas.

6. Microbicidas: Destruyen y previenen el crecimiento de microorganismos.

7. Despresores del Punto de Escurrimiento: Son útiles sobre todo en climas fríos donde se debe precalentar el combustible para facilitar su bombeo.

2.2.1.2 Tratamiento Durante y Después de la Combustión

La figura 2.10 ilustra los sitios - problema durante y después de la combustión de F.O.

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Figura 2.10 Áreas problema en un Sistema de F.O.

Depósitos: Hollín en la cámara de combustión Escoria: Ceniza en la cámara de combustión, sobrecalentador y en la

sección de convección pueden causar taponamientos y aislamientos térmico.

Corrosión: En el economizador por ácido sulfúrico. Emisiones: Lluvia ácida (H2SO4 + Hollín) fuera de la chimenea.

2.2.1.2.1 Depósitos, Incrustaciones y Corrosión Como se muestra en la Figura 2.10 los depósitos se pueden presentar en las zonas de alta temperatura, sobre la tubería de las paredes de agua, en el sobrecalentador, y en el banco de convección. Corrosión se puede presentar en el economizador, precalentador de aire, ventiladores y en la chimenea. En zonas de alta temperatura se puede localizar incrustaciones de compuestos de sodio, vanadio, azufre y oxígeno con bajo punto de fusión, que una vez depositados sobre las superficies calientes, son muy difíciles de remover, e incluso la acción de los sopladores de hollín tienen poco efecto de limpieza sobre estos depósitos. En la Tabla 2.10 que se dan a continuación se puede apreciar las temperaturas de fusión de varios de estos compuestos.

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Tabla 2.10Temperatura de fusión de compuestos que forman incrustaciones

Temperatura Fusión Ceniza Compuesto Químico (°F) (°C)

Pentóxido de Vanadio (V2O5) Sulfato de Sodio (Na2SO4) Sulfato de Níquel (NiSO4) Metavanadato Sódico (Na2O.V2O5) Pirovanadato Sódico (2Na2O.V2O5) Ortovanadato Sódico (3Na2O.V2O5) Ortovanadato de Níquel (3NiO.V2O5) Vanadato vanadil Sódico (Na2O.V2O4.5V2O) Trisulfato de hierro Sódico (2Na3Fe(SO4)3)

1274 1630 1545 1165 1210 1590 1650 1155 1150

690 888 841 629 654 866 899 624 621

FUENTE: Ferraro, R.M., "Using Fuel Additives to Increase Boiler Efficiency". Plant Engineering, III, 1977.

2.2.1.2.2 Análisis El análisis de un combustible líquido debe incluir la determinación de Vanadio (V), Sodio (Na) y Azufre (S), con el fin de definir el tratamiento químico a seguir.

2.2.1.2.3 Aditivos para Combustibles Líquidos El tratamiento químico está basado en las siguientes consideraciones: 1. En ausencia de magnesio (Mg) las incrustaciones formadas tienen

relativamente bajo punto de fusión. 2. En presencia de magnesio, los compuestos tienen alto punto de fusión y

son fáciles de remover. 3. Cuando se hace pasar compuestos de magnesio a través de la llama,

éstos se disocian y recombinan con el oxígeno para formar óxido de magnesio (MgO).

4. Cuando se añade MgO al flujo de gas, se forma sulfato de magnesio

(MgSO4), en presencia de SO3 previniendo la formación de ácido sulfúrico.

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Para minimizar los costos de operación, el tratamiento se debe hacer optimizando las siguientes condiciones de operación: a) Usar combustible de alta calidad. Evitar el uso de combustibles con alto

contenido de V; estos son los más problemáticos. Usar combustibles con bajo contenido de S hasta donde sea posible. Hay que tener en cuenta que la concentración de SO3 se reduce bastante cuando la concentración de oxígeno está por debajo de 1.5%, mientras que la disminución drástica en el contenido de azufre (ver figuras 2.11 y 2.12) solo disminuye en 25% la formación de SO3.

Figura 2.11 SO3 vs. Contenido de S

b) Modificar condiciones de combustión. Operar la caldera con bajo

exceso de aire (disminuye la formación de SO2 y SO3) hasta donde lo permita el quemador sin que se llegue a afectar la atomización del combustible.

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Figura 2.12 Concentración O2 (% Vol)

c) Ajustar la temperatura de los gases de combustión aplicando las

técnicas que se explicaran en el capítulo 4. Es aconsejable seguir los siguientes procedimientos:

• Aislar ductos, carcasas de ventiladores, etc. • Evitar operar la caldera a bajas cargas. • Si es necesario recurrir a altas ratas de alimentación de combustible

para mentener la temperatura de los gases por encima de su punto de rocío.

d) Reducir escapes o filtraciones de aire. e) Minimizar problemas de precombustión. La mejor forma de neutralizar

la acción del vanadio y el azufre es tratar el combustible con MgO. Los aditivos con base Mg actúan de la siguiente manera:

• El MgO inhibe la catálisis de SO2 a SO3 y reacciona con el óxido de

hierro principalmente en el sobrecalentador de la caldera. • El MgO reaccionará con el ácido sulfúrico dando MgSO4.

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A continuación se presenta un resumen de las principales reacciones a alta temperatura de compuestos de combustibles que contienen Na, S, V. Combustibles que contienen sodio y Azufre: (1) Oxido de sodio + trióxido de azufre � Sulfato de sodio

Na2O + SO3 � Na2SO4

(2) Sulfato de sodio + óxido férrido + trióxido de azufre �trisulfato de Fe - Na (3Na2SO4 + Fe2O3 + SO3 � 2Na3Fe (SO4)3 (funde a 1150°F) (621°C)

(3) Hierro + trisulfato de hierro sodio � óxido ferrosoférrico + sulfuro ferroso + sulfato de sodio 10 Fe + 2Na3Fe (SO4)3 � 3Fe3O4 + FeS + 3Na2SO4

Combustibles que contienen Oxidos de Vanadio: (1) Oxido de sodio + trióxido de azufre � Sulfato de sodio

Na2O + SO3 � Na2SO4 (Funde a 1630°F) (888°C)

(2) Sulfato de sodio + óxido férrico + trióxido de azufre � trisulfato de hierro sodio 3Na2SO4 + Fe2O3 + 3SO3 � 2Na2Fe (SO4)3 (funde entre 1100°F - 1300°F). (593°C y 704°C).

(3) Trisulfato de hierro + hierro � sulfuro ferrosso + óxido ferroso férrico + óxido férrico + dióxido de azufre + sulfato de sodio 4Na3Fe(SO4)3 + 12 Fe � 3FeS + 3Fe3O4 + Fe2O3 + 3SO2 + 6Na2SO4

(4) Sulfato de sofio + pentóxido de vanadio � óxido de sodio pentóxido de vanadio complejo + trióxido de azufre Na2SO4 + V2O5 � SO3 + Na2O . V2O5 (funde entre 900°F - 1200°F). (482°C y 649°C).

(5) Oxido de sodio - Pentóxido de vanadio + hierro � óxido de sodio - tetróxido de vanadio - pentóxido de vanadio + óxido ferroso (funde 1155°F). (624°C). Na2O . 6V2O5 + Fe � Na2O . V2O4 . 5V2O5 + FeO

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En la Tabla 2.11 se puede apreciar la temperatura de fusión de algunos compuestos al usar aditivos y bajos excesos de aire.

Tabla 2.11 Temperatura de fusión de cenizas de compuestos formados por

el uso de aditivos para combustibles y bajo exceso de aire

Temperatura Fusión Compuesto Químico (°F) (°C)

Oxido de magnedio (MgO) Oxido de aluminio (Al2O3) Oxido de calcio (caO) Aluminato de magnesio (MgAl2O4) Oxido de magnesio (MgO2) Oxido de níquel (NiO) Tetróxido de vanadio (V2O4) Vanadato de magnesio (MgO . V2O5) Trisulfato de sodio magnesio (Na2Mg2(SO4)3

5072 3686 4658 3875 3000 3794 3572

1965 - 2270 2059

(2800) (2030) (2570) (2135) (1649) (2090) (1967)

(1074 - 1243) (1126)

FUENTE: Ferraro, R.M., "Using Fuel additives to incrase Boiler Efficiency" Plant Eng., 1977.

2.2.1.2.4 Manejo de Aditivos de Base Magnesio �La eficacia de MgO como aditivo para control de corrosión y depósitos de vanadio y azufre depende de los siguientes factores: 1. Punto de adición 2. Forma química 3. Tamaño de partícula Punto de Adición Los siguientes son los tres sitios recomendados para adición del MgO: a) Con el combustible o en el banco de convección. Es la técnica más

simple y más común. Tiene la desventaja de causar erosión en la punta de los quemadores y ser menos eficiente en la neutralización del SO3. En algunas unidades puede ser poco práctico añadir MgO con el combustible, especialmente en calderas acondicionadas con sopladores que pueden remover fácilmente los compuestos formados por el Mg.

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b) A la entrada del precalentador de aire. Elimina la mayor parte del SO3 formado y minimiza la cantidad de ceniza acumulada en la caldera.

c) En el lado opuesto del sobrecalentador secundario. En lo referente a la

forma química y tamaño de partícula, el aditivo más ampliamente usado es el MgO solo o combinado con óxidos como calcio, aluminio, manganeso y silicón. En el mercado se consigue los siguientes aditivos:

• Aceite soluble: Sulfanato de magnesio. Es el más costoso, La

concentración de magnesio está entre 8% y 10%. La dosificación guarda la relación 0.4 Mg/V y es añadido directamente al tanque de almacenamiento. El tamaño de la partícula es < 1 Mm.

• Soluble en agua: Sulfato de magnesio. Su costo es

aproximadamente el 20% del anterior. La dosificación guarda la relación 3.0 Mg/V y es emulsificado en el combustible. Los suministradores la venden con una concentración del 10% y tamaño de partícula < 1 Mm.

• Dispersión de agua o aceite: Mg o Mg(OH)2. Su costo varía entre el

8% y el 80% del costo del sulfonato de manganesio. La suspensión de agua o aceite contiene 37.5% de Mg y el tamaño de partícula varía entre 1.7 y 2.0 Mm. La relación de dosificación es de 0.7 Mg/V.

• Polvos: MgO o Mg(OH)2. La concentración típica de este producto

es 54% o 58% de Mg y tamaño de partícula 20m. La dosificación típica es 3.0 Mg/V. En general, la dosificación típica es alrededor de 1 parte de MgO por 4.000 partes de F.O.

Cualquiera que sea el tratamiento, siempre se debe consultar con los representantes o directamente con las casas proveedoras de aditivos, quienes a través de sus expertos prestan la asesoría que se requiera.

2.2.2 Tratamiento para Calderas que Operan con Carbón

La tecnología del tratamiento químico para calderas que funcionan con carbón se ha desarrollado menos que para las de F.O. Entre los compuestos químicos empleados podemos mencionar el MgO, carbonato

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de calcio y dolomita para controlar la formación de escoria, hollín y corrosión. Una investigación conducida por la "ASME RESEARCH COMMITTEE ON CORROSION AND DEPOSITS”, indica que tanto la corrosión como los depósitos son causados por sulfatos de hierro alcalinos y que el MgO (polvo) previene su formación. Desafortunadamente este tratamiento es muy costoso debido a la alta dosificación requerida (0.4% a 3% del combustible). El costo aproximado equivale en términos comparativos a la quinta parte del costo total del combustible. Ensayos recientes han conseguido la reducción notable en la formación de depósitos con MgO suministrado a una rata entre 0.015% y 0.030% de la del carbón suministrado. Generalmente los problemas por ataque ácido en calderas de F.O. son más severos que las de carbón, debido a que la ceniza volante (fly ash) tiene suficiente alcalinidad que permite prevenir el ataque ácido. Cuando se supera los niveles permitidos se adicionan compuestos químicos de magnesio y dolomita que previenen la formación de depósitos y corrosión en los calentadores de aire, economizadores, ductos y en la chimenea.

2.3 CONSIDERACIONES A TENER EN CUENTA PARA LA COMBUSTIÓN DE COMBUSTIBLES PESADOS

Debido al costo de la energía y su incidencia en los costos operacionales, las empresas se ven en la necesidad de considerar, como alternativa, el consumo de combustibles cada vez más pesados, incentivados por el menor precio al compararlos con el ACPM y el combustóleo tradicional. No obstante, para su empleo es necesario realizar cambios operacionales y efectuar reemplazos y modificaciones menores en los equipos, a fin de adaptarse a las nuevas condiciones del combustible. Generalmente, los beneficios económicos derivados del cambio de combustible son tan atractivos, que justifican cualquier inversión.

2.3.1 Etapas de Combustión

A continuación se presentan, a manera de guía, una serie de recomendaciones tendientes a lograr un seguro, económico y eficiente

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proceso en la combustión de los combustibles pesados; para ello consideramos tres etapas: 1. Precombustión 2. Combustión 3. Post-combustión Conviene aclarar, que parte de las recomendaciones aquí consideradas son reglas generales para la instalación y operación de cualquier sistema de combustible líquido.

2.3.1.1. Precombustión

A. Almacenamiento Para los nuevos sistemas de almacenamiento o para los ya existentes se debe considerar entre otros aspectos los siguientes: • Consumo mínimo normal y máximo de combustible, cantidad de

combustible a recircular e inventario mínimo a mantener. • Formas y frecuencia de suministro. • Costos de almacenamiento y de mantenimiento. • Códigos y normas de seguridad sobre almacenamiento de líquidos

inflamables y combustibles. • Normas de protección del medio ambiente ( venteos, drenajes, etc.) Normas para construir nuevos tanques o para adecuar los existentes: • Distancias minimas entre tanques, edificios, vias publicas etc. Las

distancias dependen de la clase de liquido a almacenar, tipo de tanque y capacidad de almacenamiento

Diques para retención de derrames • Normas de seguridad y de diseño para tanques de superficie,

subterráneos y dentro de edificaciones. • En lugares donde se manejan líquidos inflamables, los motores deben

estar separados por tabiques, totalmente aislados o a prueba de explosión.

• Colocar en sitios visibles avisos como estos: "PROHIBIDO FUMAR", "LÍQUIDO INFLAMABLE", etc.

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• Disponer de equipos adecuados de contraincendio o extintores apropiados localizados convenientemente.

• Proveer los tanques con facilidades para conexión a tierra. • Instalar desfogues (venteos), con el diámetro y la altura recomendada

por las normas de seguridad, dirigidos a áreas abiertas, ventiladas y lejos de fuentes de chispa o llama abierta. Estos venteos deben estar provistos de atrapallamas.

Los tanques que trabajan a presión atmosférica deben poseer como mínimo estas conexiones: • Aberturas (Manhole) de acceso para mentenimiento y limpieza. • Facilidades para instalar (si lo requiere) sistema de calentamiento. • Conexiones para el recibo, salida y retorno del combustible. • Conexiones para indicador de nivel y de temperatura. • Boquilla para sistema de medición. • Venteos o desfogues. • Aislamiento en el anillo inferior, si es sometido a calentamiento. • Conexión para drenaje de agua. • Válvulas de presión y vacío. B. Manejo Las facilidades para el trasiego de cualquier combustible dependen principalmente de su viscosidad, por consiguiente se deben tener en cuenta las siguientes consideraciones: • Las tuberías se deben diseñar con diámetro apropiado para que la caída

de presión y velocidad del fluido cumplan con las normas para el manejo de estos productos.

• Se deben utilizar preferencialmente bombas rotatorias o de

desplazamiento positivo, apropiadas para manejar fluidos viscosos. Para su selección se deben tener en cuenta: ) Capacidad adecuada ) Presión máxima al quemador ) Viscosidad de fluido a la temperatura de operación ) Cabeza neta de succión positiva y la respectiva válvula de seguridad

• Estas bombas deben estar provistas de filtros apropiados, tipo

"DUPLEX" instalados en la succión y en la descarga de las bombas.

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• Las tuberías deben tener sistemas de calentamiento, eléctrico o

serpentines con vapor y aislarlas adecuadamente. • Instalar medidores de flujo apropiados, indicadores de presión y

temperatura. • Las temperaturas de precalentamiento en los tanques se deben

mantener de acuerdo con los siguientes aspectos:

Tanques Atmosféricos ) Los combustibles grado 1, 2 y 4 no requieren precalentamiento. ) En los sitios donde la temperatura ambiente sea 18°C o menos y

donde no existan instalaciones adecuadas para transferir fluidos viscosos (grados No.5 y No.6), es necesario disminuir su viscosidad, para su manejo, calentándolos. El calentamiento debe ser realizado en forma adecuada y cuidadosa, no sobrepasando las temperaturas de inflamación (FLASH POINT COPA CERRADA) y de ebullición del líquido. En estos tanques el crudo de castilla se puede calentar a temperaturas entre 40 y 50°C.

Tanques denominados Diario y Temperatura al Quemador • En algunas instalaciones, debido a que los tanques de almacenamiento

están muy alejados de los quemadores o porque se requiere llevar un buen control de la operación; se utiliza un tanque pequeño (tiempo de residencia aproximado de 4 - 8 hrs), que generalmente se localiza cerca de las calderas u horno.

Este tanque, siempre y cuando tenga un venteo a la atmósfera, dirigido a áreas abiertas, ventiladas, lejos de fuentes de chispa y acorde con las normas para este tipo de instalaciones, puede tener calentamiento eléctrico, serpentín con vapor y después de las arrancadas mantener su temperatura con el combustible que retorna al quemador. Se debe tener cuidado en no sobrepasar la temperatura de inflamación (Flash Point Copa Cerrada) del liquido manejado.

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En estos tanques el crudo de castilla se puede calentar a temperaturas entre 104 y 122°F (40 y 50°C).

• También es necesario calentar los combustibles pesados para que la atomización se realice correctamente. La viscosidad adecuada para la atomización depende del tipo de quemador.

Los calentadores para este servicio son generalmente intercambiadores de calor que utilizan vapor como medio de calentamiento; adicionalmente, se debe instalar un calentador eléctrico para las arrancadas, cuando todavía no hay vapor generado. Para quemadores atomizados con vapor se han obtenido buenos resultados calentando el crudo de Castilla entre 176 a 185°F (80 a 85°C).

C. Aspectos Operacionales Las diversas instalaciones industriales que utilizan combustibles pesados tienen problemas con la presencia de agua y sedimento que ellos contienen. Para minimizarlos deberá tenerse en cuenta lo siguiente: Para disminuir la presencia de agua en los tanques: • Evitar su contaminación durante el transporte del combustible (manholes

abiertos, etc). • Eliminar entradas de agua a los tanques de almacenamiento, tanto del

distribuidor, como del consumidor (infiltraciones al tanque, rotura de serpentines o calentadores con vapor, boquillas de inspección o medición abiertos, venteos que no terminan en TE o cuello ganso, etc.).

• Drenar el carrotanque antes de descargarlo. • Efectuar drenajes periódicos. • Realizar recirculaciones en los tanques a fin de estabilizar y

homogenizar el agua remanente y evitar la formación de bolsas. No llene o recircule el tanque por la parte superior, a fin de evitar las corrientes estáticas.

Para disminuir el efecto de los sedimentos:

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• Instalar las líneas de succión, llenado y recirculación lo más cerca al fondo del tanque y separados 120°.

Lo anterior evita que el sedimento se acumule y precipite, manteniéndose homogeneamente en suspensión. • Drenar periódicamente el tanque. Para establecer la periodicidad de los

drenajes se sugiere llevar una estadística de la caída de presión en los filtros, estado de ensuciamiento encontrado y frecuencia de su limpieza.

• Evitar períodos prolongados de almacenamiento (se sugiere no mayores

a 21 días). Este tipo es función de la temperatura de almacenamiento principalmente.

2.3.1.2 Combustión

Los problemas asociados con la quema de crudos y combustibles residuales son variados y sus soluciones se pueden resumir así: A. Consultar la hoja de especificación del fabricante de los quemadores,

horno o caldera para determinar:

• La máxima viscosidad con que puede operar los quemadores. • El rango de operación de los quemadores (relación máxima

capacidad / mínima capacidad). • Presión disponible del combustible en el quemador y del fluido

atomizado. • Exceso de aire permitido para la combustión. • Tamaño de la cámara de combustión. • Posición del difusor de aire. • Asegurarse que se opera con el tipo de boquilla adecuado.

B. En caso de no lograrse una buena combustión y con base en la

observación de las condiciones del hogar, realizar los siguientes pasos (no necesariamente en su orden):

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• Evite operar capacidades por debajo del punto de estabilidad del quemador.

• Cambie la posición del difusor. • Varíe la abertura de los registros de aire del quemador. • Verifique la correcta posición del quemador. • Observe la apariencia de los gases de combustión. • Analice el contenido de oxígeno en los gases de combustión. • Ajuste la compuerta de la chimenea, si el equipo es de tiro natural. • Revise la relación lb (Kg) fluido atomizador / lb (Kg) aceite. • Aumente progresivamente la presión del fluido de atomización. • Instale un tambor separador en la línea del fluido atomizador para

evitar que la humedad interfiera con la combustión. • Si la atomización se efectúa con aire, haga el cambio de vapor. • Precaliente el aire de combustión. • Sople el conducto de aceite al quemador, con vapor, durante 2 a 3

minutos. • Desmonte el quemador, sóplelo con vapor, sumerja la boquilla en un

solvente adecuado, limpie la boquilla con cepillo y no la golpee contra otro material.

• Cerciórese que las partes del quemador están bien ensambladas. • Consulte con un fabricante de quemadores.

C. Aspectos de Seguridad

• Colocar en lugar visible los pasos más importantes de la secuencia de encendido del horno o caldera, asegúrese que el personal de operación los entiende y los pone en práctica.

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• Compruebe la buena operación del sistema de encendido: pilotos,

bujía, fotoceldas, etc. • Constate que los sistemas de protección de la caldera funcionan

correctamente: válvulas de combustible cierren por falla de aire de instrumentos, cortes por bajo flujo de aire, etc.

• Antes de encender el piloto, durante las arrancadas, cerciórese de

haber purgado con aire el horno o caldera. Después de cada intento de encendido no olvide efectuar una nueva purga antes de un nuevo intento; con lo anterior se asegura la expulsión de gases explosivos.

2.3.1.3 Postcombustión

Para esta etapa consideramos dos zonas denominadas de alta y baja temperatura, como también otros aspectos generales sobre paradas y puesta en servicio de las calderas u hornos. A. Consultar hoja de especificaciones de la caldera y horno para

determinar:

• Mínimo exceso de aire requerido. • El perfil de temperaturas de los gases de combustión en todas las

zonas a diferentes porcentajes de carga y excesos de aire. • La temperatura de chimenea a diferentes porcentajes de carga y

exceso de aire. • La temperatura del aire entrando al calentador y del agua entrando

al economizador, si los hay. • Temperaturas de saturación y sobrecalentamiento del vapor en caso

de calderas, y de líquidos de procesos en las zonas de convección de los hornos.

B. Con base en los datos anteriores, y las condiciones reales de operación

y con la calidad de combustible utilizado, analice lo siguiente:

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• Evite operar la caldera u horno a capacidades inferiores a la del punto de estabilidad del quemador. Esto minimiza la formación de hollín y el porcentaje de carbono inquemado.

• Mantenga el exceso de aire en el valor mínimo recomendado por el

fabricante, Valores de exceso de aire, inferiores o iguales al 15% son óptimos.

• Lo anterior disminuye la formación de óxidos de vanadio y del

trióxido de azufre, causantes de los problemas de corrosión y depósitos en las zonas de alta y baja temperatura respectivamente.

• No opere la caldera u horno con temperaturas de chimenea

inferiores a la del punto de rocío del trióxido de azufre.

Lo anterior por lo general se presenta durante las apagadas de los equipos.

• Si posee calentador de aire, precaliente el aire con vapor, a fin de

disminuir los problemas de corrosión en esta zona de baja temperatura. Es práctica usual después de sacar la caldera de servicio lavar los calentadores tipo recuperativo con una solución (1 al 3%) de carbonado de sodio.

• En las zonas de baja temperatura que posean economizador, es

conveniente aumentar la temperatura de entrada del agua, utilizando vapor exhosto. Con esto se aumenta la temperatura de pared de tubo, disminuyendo los problemas de corrosión.

• Cerciórese que los deshollinadores de la calderas operen

adecuadamente (giros y recorridos) y con la presión del vapor especificada.

• Intensifique la frecuencia del deshollinador (por ejemplo una vez

cada ocho o doce horas). Es muy común que por mal giro de los deshollinadores se erosionen o se caiga el refractario.

• Si se opera a bajas cargas y las temperaturas de chimenea son

cercanas a las del punto de rocío, es conveniente aumentar el exceso de aire.

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• Proteja de la humedad las calderas u hornos por el lado combustión, si el tiempo de parada es largo (superior a tres semanas). Se utilizan para su protección bandejas con cal y soplados frecuentes de aire caliente.

• Si se cambia el refractario, no olvide efectuar su fraguado y secado

siguiendo los procedimientos adecuados para este propósito; de lo contrario, se presentarán roturas y caída del mismo.

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3. FUNDAMENTOS DE COMBUSTIÓN �La COMBUSTIÓN puede ser definida como la combinación química rápida del oxígeno con elementos combustibles. Los tres elementos químicos más importantes son: carbono, hidrógeno y azufre. El azufre aunque como fuente de calor no tiene mucha significación, su mayor importancia radica en la incidencia que tiene como generador de problemas de contaminación y corrosión en equipos. Usualmente el aire es la principal fuente de oxígeno para la combustión, tanto para calderas como hornos de diferente tipo. Las reacciones de combustión son exotérmicas, y el calor liberado es aproximadamente 14,100 Btu/lb (32,840 KJ/Kg) de carbono quemado y de 61,100 Btu/lb (142,307 KJ/Kg) de hidrógeno quemado. El objetivo de una buena combustión es liberar todo este calor, tratando de minimizar pérdidas debidas a imperfecciones de combustión y aire superfluo. En principio, esto se consigue con el cumplimiento de las siguientes tres condiciones de la combustión (Tres Tes): suficiente temperatura para iniciar el proceso; turbulencia que permita una mezcla íntima entre las moléculas de oxígeno y elementos combustibles y suficiente tiempo para completar la combustión.

3.1 LEYES FUNDAMENTALES DE LA COMBUSTIÓN

�Las leyes físicas fundamentales sobre las cuales se rigen los procesos de combustión son las siguientes:

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3.1.1 Conservación de la materia

La materia ni se crea ni se destruye. Si A libras de combustible se combinan con B libras de aire, siempre resultarán A+B libras de productos de combustión.

3.1.2 Conservación de la energía �La energía no se crea ni se destruye. En los procesos de combustión, la energía química del combustible se transforma en calor.

3.1.3 Ley de los gases ideales �El volumen de un gas ideal es directamente proporcional a su temperatura absoluta e inversamente proporcional a su presiòn absoluta. Un gas ideal se define como una sustancia cuya ecuación de estado es:

T MR

= Pv

Donde R se conoce como "constante universal de los gases", M la masa molar de la sustancia. El valor de R es: R = 8,31441 KJ/Kmol.K = 1,9859 Btu / lb mol.ºR =1,545.3 pie.lbf/lbmol.- ºR. La cantidad R /M se conoce como constante del gas R para un gas particular, de forma que la ecuación de un gas ideal se convierte en:

RT = Pv Donde: v = Volumen del gas pie3/lb (m3/Kg) P = Presión absoluta, lb/pie2 (Kpa); 1 Bar = 105Pa T = Temperatura absoluta °R = °F+460 (°K = °C+273) NOTA: La masa de una sustancia en lb (Kg), igual a su peso molecular es llamada lb-mol (Kg.mol) de la sustancia, o en términos prácticos simplemente "mol".

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Ej.: El Carbono tiene un peso molecular de 12. Por eso un mol de Carbono pesa 12 lb (Kg). Para el caso de gases ideales, el volumen ocupado por un mol es llamado "volumen molar" y es constante e igual a 359 pie3 (22,4 m3/Kgmol) a 32°F (0°C) y 14,7 Psi (1,013 Bar).

3.1.4 Ley de la combinación de los pesos �Todas las sustancias que se combinan químicamente lo hacen de acuerdo con una relación simple y definida de pesos. Estas relaciones son exactamente proporcionales a los pesos moleculares de los constituyentes. Ej.: C + O2 → CO2 12 32 44

3.1.5 Ley de Avogadro �Volúmenes iguales de diferentes gases a la misma presión y temperatura, contienen el mismo número de moléculas. Un mol de una sustancia químicamente pura contiene el mismo número de moléculas independiente de la sustancia que sea. Puesto que un mol de un gas ideal ocupa el mismo volumen a una presión y temperatura dadas, se deduce, que volúmenes iguales de diferentes gases a la misma presión y temperatura, contienen el mismo número de moléculas.

3.1.6 Ley de Dalton

La presión total de una mezcla de gases es la suma de las presiones parciales que podrían ser ejercidas por cada uno de los constituyentes, como si cada gas ocupara todo el volumen de la mezcla.

3.1.7 Ley de Amagat �El volumen total ocupado por una mezcla de gases es igual a la suma de los volúmenes que ocuparía cada uno de los constituyentes cuando permanecen a la misma presión y temperatura de la mezcla. Ejemplo de aplicación de las leyes fundamentales:

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C + O2 = CO2 1 molécula + 1 molécula → 1 molécula 1 mol + 1 mol → 1 mol * + 1 pie3 (m3) → 1 pie3 (m3) ___________ ___________ ____________ 12 lbs (Kg) 32 lbs (Kg) = 44 lbs (Kg) 2 H2 + O2 = 2 H2O 2 moléculas + 1 molécula → 2 moléculas 2 moles + 1 mol → 2 moles 2 pie3 (m3) + 1 pie3 (m3) → 2 pie3 (m3) ___________ ____________ ____________ 4 lbs (Kg) + 32 lbs (Kg) = 36 lbs (Kg) De igual manera, de la Ley de Avogadro, se sigue que en una mezcla de gases ideales, la fracción molar de un componente será exactamente igual a la fracción de volumen.

total Volumencomponente de Volumen

= totales Moles

componente de Moles

3.2 AIRE PARA COMBUSTIÓN

Para la casi totalidad de procesos de combustión en calderas y hornos, el aire es la fuente de suministro de oxígeno, el cual incluye también nitrógeno, vapor de agua y una fracción muy pequeña de gases inertes como argón, neón y helio.

3.2.1 Composición del aire

Los datos de composición del aire por volumen y por peso, son importantes en las aplicaciones prácticas de los procesos de combustión. A continuación se detallan los datos de composición del aire:

Tabla 3.1 Composición del aire Composición de Aire Seco Aire Seco

Componente % Volumen % Peso Oxígeno - O2 20,99 23,15 Nitrógeno - N2 78,03 76,85 Inertes 0,98 ---

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Peso molecular equivalente del aire: 29,0 lb/lbmol (Kg/Kgmol) % de humedad = 1,3% en peso (0,013 lb agua / lb de aire seco - valor estándar) Algunas relaciones útiles se pueden deducir a continuación:

4,76 = 20,99100

= O )(m Pies

aire )(m Pies =

O de Molaire Moles

233

33

2

63,7 = 20,9979,01

= O de Mol

N de Moles2

2

4,32 = 23,15100

= O de (Kg) lbseco aire (Kg) Lbs

2

3,32 = 23,1576,85

= O de (Kg) LbN de (Kg) Lb

2

2

En la tabla No.3.2 se relaciona las reacciones químicas básicas más importantes para la combustión de combustibles.

Tabla 3.2 Reacciones de combustión

Combustible Reacción Moles Masa

Lb – Kg HHV Btu/lb

(KJ/Kg)

Carbono (a CO)

Carbono (a CO2)

Monóxido de

Carbono

Hidrógeno

Azufre (a SO2)

Metano

Acetileno

Etano

2C + O2 = 2CO

C + O2 = CO2

2CO + O2 = 2CO2

2H2 + O2 = 2H2O

S + O2 = SO2

CH4+202 = O2+2H2O

2C2H2+5O2=4CO2+ 2H2O

2C2H6+7O2=4CO2+ 6H2O

2 + 1 = 2

1 + 1 = 1

2 + 1 = 2

2 + 1 = 2

1 + 1 = 1

1+2= 1+2

2+5=4+2

2+7=4+6

24 + 32 = 56

12 + 32 = 44

56 + 32 = 88

4 + 32 = 36

32 + 32 = 64

16 + 64 = 80

52 + 160=212

60 + 224=284

4.000

(9.316) 14.100

(32.840) 4.345

(10.120)

61.100 (142.307)

3.980 (9.270) 23,875

(55.607) 21.500

(50.075) 22.325

(51.997)

FUENTE: Steam / its generation and use, Babcok & Wilcox, 40th Ed. 1992

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�

3.2.2 Aire requerido para combustión �La cantidad de oxígeno requerido para un proceso de combustión se puede determinar a partir de las siguientes relaciones: C + O2 = CO2

12 lb (Kg) + 32 lb (Kg ) = 44 lb (Kg) 1 lb (Kg) + 2.67 lb (Kg) = 3.67 lb (Kg) 2H2 + O2 = 2 H2O 4 lb (Kg) + 32 lb (Kg) = 36 lb (Kg) 1 lb (Kg) + 8 lb (Kg) = 9 lb (Kg) 2 C + O2 = 2 CO 24 lb (Kg) + 32 lb (Kg) = 56 lb (Kg) 1 lb (Kg) + 1.33 lb (Kg) = 2.33 lb (Kg) S + O2 = SO2 32 lb (Kg) + 32 lb (Kg) = 64 lb (Kg) 1 lb (Kg) + 1 lb (Kg) = 2 lb (Kg) Para un carbón de composición química conocida, el oxígeno estequimétrico requerido (Wo) se puede determinar así:

carbón) de (Kg/Kg carbón de lb/lb S + 8O

-H 8 + 2,67C = Wo ��

��

�

Los símbolos C, H, O, S, son fracciones en peso del análisis último del carbón. El aire teórico necesario (Wa) será:

carbón) de (Kg/Kg carbón de lb/lb S 4,295 + )8O

- 34,54(H + 11,53C = 0.232Wo

= Wa

Para asegurar una combustión completa se debe suministrar una cantidad adicional al aire teórico, dependiendo del tipo de combustible que se esté quemando. Si (WA) representa el peso real de aire suministrado, entonces:

100 * W

Wa- W = X(%) aire de Exceso

A

A

�*�$� ��$��+$�

�

��--84 –

�

El volumen de aire correspondiente a WA o Wa a temperatura (ta) y presión (Pa) de acuerdo con la ecuación de los gases (PV = mRT), será:

ecombustibl /lbpie Pa * 144

460) + (ta R * Wa)o (W =V 3A

ecombustibl Kg/m Pa

273) + (ta R * Wa)o (W =V 3A

Donde: V = Volumen de aire en pies3 (m3)

R = Constante del aire = 53.3 Pie lbf/lbm°R (0.287 KJ/Kg. °K) ta = Temperatura del aire en °F (°C)

Pa = Presión del aire en Psia (Kpa) WA, Wa = Masa de aire en lbs (Kg)

3.2.2.1 Determinación del exceso de aire (X)

Normalmente las calderas grandes disponen de medidores seguros para la determinación de flujos de aire y combustible, que permiten obtener permanentemente la relación aire/combustible (A/F) y el exceso de aire, pero la gran mayoría de equipos pequeños en instalaciones industriales no disponen de estas mediciones. Un medio alterno para obtener el exceso de aire consiste en determinar la composición de gases de combustión en la chimenea y conocer la relación entre sus concentraciones.

Tabla 3.3 Efecto del exceso de aire sobre la combustión

% de CO2 en flujo

de gases % de exceso de aire

en combustión Aire total para combustión (m3/gal) (pie3/gal)

% combustible desperdiciado

15.3 14.2 12.5 10.5 8.0 6.7

0* 10** 25 50 95 150

1.484* (52.4) 1.628 ( 57.4) 1.850 (65.3) 2.220 (78.4)

2.886 (101.9) 3.700 (130.7)

0 0** 1.5 4.0 10.0

18.20 * Valor estequiométrico aproximado ** Usualmente el mínimo necesario para prevenir formación de humo (rango entre 100 y 400 ppm de CO). Esta línea es base para la operación práctica de calderas. Para estimaciones rápidas, podemos utilizar los datos de la tabla 3.4.

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��--85 –

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Tabla 3.4 Relaciones estequiométricas A/F para estimaciones rápidas

Aire Requerido Unidad

Combustibles

Pie3 o lb. m3 o Kg. Pie3/1000 Btu*

Poder calorífico HHV (Bruto)

1 pie3 (m3) 1 pie3 (m3)

1 gal 1 lb (Kg)

1 gal 1 lb (Kg)

G.N. Propano A.C.P.M. A.C.P.M.

F.O. F.O.

10 pie3 23.5 pie3 1,345 pie3

192 lb 1,484 pie3 181.8 lb

353m3 830 m3 38 m3

192 Kg 52 m3

181.8 Kg

9.4 9.5 9.8 9.8 9.9 9.9

1000 Btu/ pie3 (37.260 KJ/m3) 2500 Btu/ pie3 (93.150 KJ/m3)

---- 19.500 Btu/ lb (45.26 MJ/kg)

---- 18.300 Btu/ lb (42.47 MJ/kg)

* Con un pie3 (m3) de aire se puede obtener 100 Btu (3726 KJ) con casi cualquier combustible ** La mayoría de los F.O. livianos o pesados contienen casi el mismo porcentaje de C (84%), H (13 - 14%), más 1% o 2% de otros elementos como S. FUENTE: IID-27600, "Maintenance and ajustment manual for Natural Gas, Fuel Oil burners", E.P.C., 1987.

3.2.3 Productos de combustión

El proceso de combustión completo forma dióxido de carbono (CO2), dióxido de azufre (SO2) y vapor de agua (H2O). Los gases que escapan por la chimenea también contienen nitrógeno (N2), oxígeno (O2) y monóxido de carbono (CO). El peso de cada uno de estos gases de combustión, basados en la combustión de 1 lb (Kg) de combustible, se pueden calcular así: CO2 = 44/12 * Y * C CO = 56/24 * (1-Y) * C O2 = 0.232 * X * Wa + 1.33 * (1-Y) * C N2 = 0.768 * (1+X) * Wa + N H2O = 36/4 * H + W + WAV SO2 = 64/32 * S Donde: CO2, CO, O2, N2, SO2, H2O = lbs de gases / lb de combustible (Kg de gases / Kg de combustible) C, H, S, N = Elementos del combustible en lb/lb (Kg/Kg de

combustible) X = Exceso de aire

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��--86 –

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Y = Relación del C oxidado a CO2 Wa = Aire teórico en lb/lb (Kg/Kg) de carbón W = Humedad en el combustible en lb/lb (Kg/Kg) carbón WAV = Vapor de agua en el aire, lb/WA lb de aire (Kg/WA Kg) Mediante los datos de la tabla 3.5 se puede determinar la cantidad de SO2 producido en la combustión de diferentes F.O.

Tabla 3.5 SO2 producido por un combustible con 1% deS p.p.m en flujo de

Fuel oil Kg/m3 Comb. Lb/U.S. Gal. Comb. gases (15% exceso de aire)

Nº 1 16.05 0.134 575 Nº 2 17.01 0.142 581 Nº 4 17.97 0.150 591 Nº 5 18.69 0.156 596 Nº 6 19.29 0.161 602

Nota: 1000p.p.m. = 0.1% volumen Ejemplo: Si un F.O. No.6 tiene 0.5% de S, su combustión podrá dar: 0.5 * 602 = 301 P.P.M. de SO2 0.5 * 19.29 = 9.65 Kg de SO2/m3 de combustible 0.5 * 0.161 = 0.08 lb de SO2/gal. De combustible Fuente: FUNDAMENTALS OF BOILERS EFFICIENCY, Exxon Company., USA., 1976. El volumen ocupado por los gases de combustión se puede obtener a partir de la determinación de los moles totales de gases (MT) producidos al quemar 1 lb (Kg) de combustible:

18OH

+ 64

SO +

28N

+ 32O

+ 28CO

+ 44

CO =M

22222 T

El volumen de gases será: ��

��

�

gTG

P14.7

492

460 + tg * 359 * M = V

��

��

�

gTG

P101.3

273

273 + tg (22.4) M = V

Pg = Presión de gas en Psi (KPa)

�*�$� ��$��+$�

�

��--87 –

�

Donde: VG : Volumen de gases en pies3/lb de comb. (m3/Kg de comb.) 359 : Volumen (pies3) de un mol de gas a 32°F y 14.7 Psi 22.4 : Volumen (m3) de un mol de gases a 0°C El análisis volumétrico para cada uno de los gases de combustión se puede determinar fácilmente mediante las siguientes relaciones:

T

22

M * 44carbón de (Kg/Kg) lb/lb ,CO

= volumen % ,CO

De igual manera: % volumen de

TM * 28CO

= CO

T

22

M * 32,O

= O

T

22

M * 28N

= N

T

2 2

M * 64SO

= SO

T

2 2

M * 180H

= 0H

Los gases de combustión contienen gases secos y vapor de agua.

3.2.3.1 Análisis de gases de combustión �Un analizador ORSAT determina el análisis volumétrico de los gases formados en un proceso de combustión. El analizador simple, reporta las fracciones volumétricas de CO2, CO, O2 y N2. Particularmente las calderas grandes disponen de analizadores automáticos continuos que reportan datos de composición de CO2, O2 y CO. Estos analizadores no reportan datos de vapor de agua; por lo tanto el análisis de los demás gases se reporta en base seca. Cuando el SO2 no se reporta por separado, este viene absorbido en el CO2.

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��--88 –

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El análisis de gases es muy útil para evaluar la calidad de combustión y determinar las cantidades de aire y gases requeridas y producidas en un proceso de combustión. El exceso de aire se puede calcular mediante la siguiente expresión:

100 * 0.5CO) - (O - 0.264N

0.5CO - O (X) aire de exceso %

22

2

Donde: O2, CO, N2 se reportan como % (volumen) del análisis de gases. Normalmente, para calderas industriales, las eficiencias mas altas se consiguen en el rango del 50% al 80% de capacidad. La mejora en eficiencia depende, fundamentalmente, de la reducción práctica posible del exceso de aire o de O2 y temperatura de gases en chimenea. Las figuras 3.1 y 3.2 nos permiten determinar la mejora en eficiencia por cada 1% de disminución de exceso de aire y por cada 10°F (5.6°C) de disminución de temperatura de gases. El exceso de aire es uno de los parámetros que más incidencia tiene sobre la eficiencia de la caldera.

�Figura 3.1 Curva que muestra la mejora (%) de eficiencia por cada 1%de

reducción de exceso de aire

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��--89 –

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�Figura 3.2 Mejora de eficiencia (%) por cada 10°F (5.6°C) de disminución de

temperatura de gases La temperatura de gases en chimenea tiende a disminuir a medida que reducimos el exceso de O2. Como un ejemplo ilustrativo del uso de estas dos gráficas, partimos de una reducción de O2 de 6% a 3.5% con una consecuente disminución de temperatura de gases de 400°F (204,4°C) a 370°F (187,8°C). El efecto de reducir la temperatura de gases 30°F (16,7°C), podría ser tres veces 0,252, que es igual a una mejora de eficiencia de 0,76%. La disminución de exceso de O2 implica que el exceso de aire cae del 40% a un 20% (ver figura 3.3). Si la temperatura de gases fue de 400°F, la mejora en eficiencia fue de 20 veces 0,058, lo que equivale a 1,16%. Luego la mejora total de eficiencia es 1,16 + 0,76 = 1,92%

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��--90 –

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Figura 3.3 Relación entre exceso de aire y concentraciones en % de O2 y

CO2 para combustibles típicos. �Algunos operadores están acostumbrados a controlar la combustión con base en mediciones de CO2 en chimenea, pero se aconseja usar el exceso de O2 por las siguientes razones: 1. La relación entre O2 y el exceso de aire no se afecta mucho por la

composición del combustible y si se nota una amplia variación del CO2 con el tipo de combustible.

2. Las mediciones del CO2 requieren una mayor precisión que el exceso

de O2, para obtener la misma seguridad en el exceso de aire. 3. El CO2 es producto de la combustión, mientras el exceso de O2 está

inmediatamente asociado con las condiciones de exceso de aire.

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��--91 –

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4. La instrumentación para la medición de O2, normalmente es menos costosa y más confiable que la requerida para CO2.

3.3 OPERACIÓN DEL APARATO ORSAT Y ANÁLISIS DE COMBUSTIÓN

�El Orsat es uno de los aparatos utilizados para determinar la composición de los gases de combustión. En la figura 3.4 se ilustra un modelo portátil. Consta de una bureta de 100 cc. graduada en su parte inferior de 0 a 20 cm y de una serie de pipetas de absorción para determinar los porcentajes de bióxido de carbono, oxígeno y monóxido de carbono. Algunos modelos pueden traer pipetas adicionales para la determinación directa de nitrógeno u otros gases. La bureta de medición está inmersa en un tubo de protección que permite crear una chaqueta de agua para asegurar una temperatura constante en la muestra de gas. Las pipetas contienen soluciones químicas que permiten absorber los diferentes gases: hidróxido de potasio para el CO2, , ácido pirogálico para el O2 y cloruro cuproso para el CO. Antes de las pruebas dichas soluciones deben encontrarse al nivel adecuado en el tubo capilar, con el fin de tener los puntos de referencia necesaria para las mediciones.

3.3.1 Análisis de la muestra

El procedimiento para realizar una prueba se puede resumir como sigue: Se introduce una muestra de gas a través de la válvula de entrada (a) al interior de la bureta graduada (e), utilizando una pera de absorción y bajando la botella niveladora ( f), la cual contiene un líquido (usualmente agua) que regula el nivel de muestra de la bureta. Enseguida se cierra la válvula de entrada (a) y se abre la válvula (g) a la atmósfera. El gas sobrante es expulsado, elevando el nivel de la botella, hasta que el nivel de líquido coincida con la marca cero. Este procedimiento garantiza que la muestra esté a presión atmosférica. En caso de que la muestra tomada no coincida con el nivel cero, correspondiente a 100 cm3, deberá anotarse el nivel descontarlo en las lecturas posteriores y luego porcentualizar de acuerdo con la muestra tomada.

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��--92 –

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Enseguida, abriendo la válvula (d) y elevando la botella niveladora, el gas contenido en la bureta graduada es forzado al interior de la pipeta de CO2. Esta contiene una solución de hidróxido de potasio que absorbe el bióxido de carbono. Se hace circular la muestra varias veces, antes de tomar la lectura para encontrar qué porcentaje de volumen fue absorbido. Se toma la lectura y se repite la operación hasta que las dos últimas lecturas coincidan con el fin de garantizar que todo el CO2 fue absorbido. En cada operación es importante verificar que el nivel de la solución de CO2 regrese a la posición que anteriormente tenía en el capilar. Cuando la botella niveladora se mantiene con los niveles de agua en (e) y en (f) iguales, se restablece la presión de la muestra (e) y se pueden tomar las lecturas. Se repite el procedimiento pasando el gas a la segunda pipeta, que contiene la solución de ácido pirogálico. En ella se absorbe el oxígeno y el resto del gas se regresa a la bureta. Son aconsejables varias absorciones y lecturas hasta que las dos últimas coincidan exactamente. Cualquier oxígeno no absorbido por la solución de ácido pirogálico, será absorbido por el cloruro de amonio y, por consiguiente, contará como monóxido de carbono. Esta segunda lectura corresponde a los volúmenes de CO2 y O2 contenidos en la muestra. Por último se repite la operación en la tercera pipeta que contiene cloruro cuproso con el fin de absorber el monóxido de carbono presente en la muestra. Esta tercera lectura corresponde a la muestra de los volúmenes de CO2, O2 y CO contenidos en la muestra. En caso de no disponer de pipetas adicionales se considera que el volumen restante corresponde al nitrógeno presente en el gas.

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Figura 3.4 Aparato Orsat típico

3.3.2 Recomendaciones

El Orsat debe ser ubicado convenientemente, libre de corrientes y radiación de calor de las calderas cercanas. Es muy importante tener una muestra representativa del gas. Usualmente, instalando un tubo de cobre de 3/16” ( o uno de hierro de 1/8”, si no se dispone del cobre), en un punto a 1/3 del ancho de la caldera cerca del extremo del último paso del gas, se tendrá un punto satisfactorio para la toma de la muestra. Nunca se toma la muestra con un tubo de acero unido a la caldera debido a que la unión del tubo de acero con el ladrillo rara vez es hermética. Es también una buena precaución probar muestras de gas en varios puntos a lo largo de la trayectoria para determinar si hay mucha variación debido a la infiltración de aire.

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��--94 –

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Preparación de reactivos para el orsat 1. Para Dióxido de Carbono (CO2) Se disuelven 355 gr de hidróxido de potasio ( cp electrolítico no purificado con alcohol) en agua, diluyendo hasta un volumen de 100 cm3. La solución se debe enfriar antes de transferirla a la botella de almacenamiento. En reemplazo de la anterior solución a veces se emplea otra preparada con 315 gr de hidróxido de sodio electrolítico puro diluido en agua hasta 100 cm3 2. Para Oxígeno ( O2) Se disuelve 200 gr de ácido pirogálico ( resublimado blanco) en 270 cm3 de agua fría. En otro recipiente se disuelven 224gr de hidróxido de potasio en 576 cm3 de agua. En la preparación de la solución con que se ha de llenar el valor del Orsat correspondiente, se adiciona a éste 40 volúmenes de la solución de ácido pirogálico a 63 volúmenes de la solución de hidróxido de potasio. 3. Para Monóxido de Carbono (CO) Se disuelve 180 gr de cloruro cuproso (cp) en 1000 cm3 de ácido hidroclórico concentrado (cp). Añadir 300 cm3 de agua y hervir suavemente y aflojar la tapa del frasco para remover el calor. El cloruro cuproso tiene la tendencia a oxidarse y la solución se debe conservar en forma reducida. Para éste propósito se emplean láminas o alambres de cobre dentro de la solución. Para la preparación de otras soluciones de efecto similar, se puede consultar el código ASME PTC 10.10 – 1968 “Flue and exhaust gas analysis” en su numeral 6.03.

3.4 EJEMPLOS PRÁCTICOS DE CÁLCULOS DE COMBUSTIÒN

A continuación se desarrollan ejemplos de aplicación de los conceptos desarrollados en este capítulo para la combustión de diferentes combustibles:

�*�$� ��$��+$�

�

��--95 –

�

3.4.1 Determinación de la cantidad de aire (masa y volumen) requerida para la combustión de un carbón.

Ejemplo 1: Dado el siguiente análisis último de un carbón:

C = 70.5 O = 6.0 S = 3.0 Humedad = 4.0 H = 4.5 N = 1.0 A = 11.0

Determine: a. Aire teórico requerido por unidad de masa de carbón b. Volumen de aire, si la combustión exige un 30% de exceso de aire y

este se suministra a 60°F (15.6°C) y 14.7 Psia (1.01 Bar). Solución

a. Wa = 11.53 C + 34.5 ��

��

�

80

- H + 4.295 S

Wa = 11.53 * 0.705 + 34.5 (0.045 - ) + 4.3 * 0.03 Wa = 9.55 lb. Aire/lb carbón (Kg aire/Kg. carbón) b. WA = Wa * 1.3 = 9.55 * 1.3 = 12.42 lb aire/lb. carbón

V = 14.7*144

460)(60*53.3*12.42P*144

460)R(t*W

a

aA +=+

V= 162.6 Pie3 / lb. carbòn Este mismo cálculo en Sistema Internacional:

V = a

aA

P273)R(t*W +

V = rbònaire/Kg.ca10.15m10 * 1.0133

273)(15.5 0.287*12.42 3

2 =+

Si se pudiera calcular la capacidad de un ventilador en CFM (pies cúbicos por minuto) o en (m3/min) para quemar 2.200 libras de carbón por hora (1000 Kg/h):

�*�$� ��$��+$�

�

��--96 –

�

Capacidad ventilador = 162.6 * 2.200 * CFM 5.962601 =

Capacidad ventilador = 10.15 * 2.000 * 6�573m 169.17601 =

3.4.2 Determinación de la cantidad de aire (masa) requerida para la combustión de un F.O.

Ejemplo 2: Un F.O. tiene el siguiente análisis (% peso): C = 83.0 O = 3.0 S = 1.0 H = 11.0 N = 2.0 Determine: a. Cantidad de oxígeno requerido por libra de F.O. b. Cantidad de aire requerido por galón de F.O., si éste es de 15° API. Solución: Por fórmula directa:

Wo = 2.67 C + 8 ��

��

� −80

H + S lb oxígeno/lb F.O. (Kg/Kg F.O.)

Wo = 2.67 * 0.83 + 8 ��

��

� −8

0.030.11 �+ 0.01

Wo = 3.076 lb oxígeno/lb F.O. (Kg oxígeno/Kg F.O.) Por ecuaciones de reacción: Tomamos como base 100 lb (Kg) de F.O.

�*�$� ��$��+$�

�

��--97 –

�

Elemento Peso Peso Molecular Moles

C H S O N

Total

83 11 1 3 2

100

12 2 32 32 28

6.92 5.5

0.031 0.094 0.071

12.616 Para quemar 100 lb(Kg) de F.O., se debe cumplir: 12.616 (C, H, S, O. N) * MoO2 = 6.92 CO2 + 5.5 H2O + 0.031 SO2 + 0.071 N2 Donde: Mo representa los moles de oxígeno requeridos / 100 lb F.O. El peso de oxígeno debe ser igual en cada lado de la ecuación: 0.094 * 34 * Mo * 32 = 6.92 * 32 * 5.5 * 16 + 0.031 * 32 + 0.071 * 0

Mo = 9.61 Mones de O2/ 100 lb (Kg) F.O.

Oxígeno requerido = 100

32*9.61= 3.075 lb. O2 F.O. (Kg. O2 / Kg. F.O.)

c. Para un F.O. de 15°API:

15°API = 131.56

141.5 − ; G = 0.966

1 galón F.O. = 3.785 * 0.966 = 3.656 Kg F.O. = 8.044 lb F.O. Oxígeno requerido = 3.075 * 8.044 = 24.74 lb O2 / galón F.O. = 11.24 Kg O2 / galón F.O.

Aire requerido = 0.232.474

� = 107.57 lb aire / galón F.O.

= 48.87 kg aire / galón F.O.

�*�$� ��$��+$�

�

��--98 –

�

3.4.3 Combustión de un Gas

Ejemplo 3 Se quema un gas propano con una relación volumétrica Aire / Combustible de 25. Calcular: a. Análisis volumétrico de productos. b. Punto de rocio de los productos, cuando la presión total de los gases es

de 15.7 Psia (1.08 Bar). c. Análisis volumétrico de gases de combustión (secos). Solución: Con una relación volumétrica aire/combustible de 25, la ecuación de reacción química se puede escribir así: C3 H8 + 25 (0.21 O2 + 0.79 N2) �3 CO2 + 4 H2O + Ao2 + 25 * 0.79 N2 La cantidad a. representa el exceso de oxígeno en moles / mol de propano. Del balance de masa:

25 * 0.21 = 3 + 4/2 a a = 0.25

El número total de moles de productos será:

3 + 4 + 0.25 + (25 * 0.79) = 27 mol 4

a. Las fracciones volumétricas serán:

CO2, 3/27 = 11.11 % H2O, 4/27 = 14.82% O2, 0.25/27 = 0.93 % N2, 19.75/27 = 73.15%

b. La presión parcial del valor de agua en los gases será:

Ps = 1.08 * 0.1482 = 0.16 Bar (2.33 Psia) De las tablas de vapor, la temperatura de vapor correspondiente es de

55.3°C (131.5 °F)

�*�$� ��$��+$�

�

��--99 –

�

Temperatura de rocío = 55.3°C (131.5°F)

c. El análisis volumétrico en base seca será: CO2, 3/23 = 13.04 % O2, 0.25/23 = 1.09% N2, 19.75/23 = 85.87%

��

��

��$�� *��$� ��$��

��--�� –

�

�

�

4. CONTROL DE LA EFICIENCIA DE LAS CALDERAS �Una manera sencilla de definir la eficiencia es: “RELACIÓN ENTRE UNIDADES DE CALOR ABSORBIDO Y LAS SUMINISTRADAS”. Para el caso de una caldera, una manera de expresarla es por medio de la relación:

consumido ecombustibl de (Kg) Librasproducido vapor de (Kg) Libras

= η

Es claro entender que algunas pérdidas de calor son inevitables y como consecuencia, la eficiencia de un horno o de una caldera es siempre menor que 100%. Sin embargo, algunas de éstas pérdidas se puede minimizar o eliminar, aplicando adecuadas técnicas de mantenimiento y operación. Normalmente las pérdidas de calor que afectan mas la eficiencia, provienen de seis fuentes: 1. Gases que van por la chimenea. A mayor cantidad de gases (mayor

exceso de aire) y a mayor temperatura, esta pérdida se incrementa. 2. Calor latente del vapor de agua presente en el flujo de gases. El vapor de agua proviene de la combustión de hidrógeno contenido en el combustible y de la humedad propia del combustible y aire de combustión. 3. Combustible sin quemar y productos de combustión incompleta. 4. Ceniza: contiene partículas de inquemados con alto contenido

energético (válidos para combustibles sólidos). 5. Inadecuadas prácticas para la purga de la caldera, como también las

fugas de aire incrementan la pérdida de energía. 6. Pérdidas de calor a través de las paredes del horno o caldera. Este

término normalmente se identifica como “pérdida por radiación”.

��$�� *��$� ��$��

��--�� –

�

Aunque esta última pérdida (a cargas altas) permanece aproximadamente constante, tiende a aumentar a medida que se deterioran los aislamientos y/o paredes de refractario. En el caso particular de calderas, hay un cambio significativo en eficiencia a diferentes velocidades de quemado de combustible (carga variable). A muy bajas cargas, las pérdidas por radiación incrementan bastante y a altas cargas, aumenta la pérdida por gases.

4.1 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS DE EFICIENCIA

- Eficiencia de Combustión Es una indicación de la habilidad del sistema de combustión (quemadores, parrilla, etc.) para quemar un combustible. Se considera que un quemador es eficiente, cuando la combustión no deja inquemados operando con un bajo exceso de aire, ya que se requiere menos calor del proceso para calentar el excedente de aire. La eficiencia de combustión depende del tipo de combustible. En general, es más alta para combustibles líquidos y gaseosos y más baja para combustibles sólidos. Si un quemador pudiera quemar todo el combustible sin exceso de aire y sin monóxido de carbono, produciría una eficiencia del 100%. Luego la eficiencia de combustión es característica de efectividad del quemador SOLAMENTE y se relaciona a su habilidad de quemar completamente el combustible. - Eficiencia Térmica Es una medida de la efectividad de intercambio de calor en la caldera (considerada ésta como un intercambiador de calor). Mide la habilidad para transferir calor del proceso de combustión al agua o al vapor en la caldera. No tiene en cuenta las pérdidas por radiación y convección que se presentan en el cuerpo de la caldera y otros componentes. - Eficiencia de Caldera El término "Eficiencia de caldera" a veces se sustituye por el de eficiencia térmica o "eficiencia combustible a vapor", siendo éste último más representativo y el que se debe utilizar en una evaluación económica. Este término debe ser definido claramente por el fabricante.

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- Eficiencia Combustible a Vapor Es una medida de la eficiencia total de la caldera, pues tiene en cuenta la efectividad de intercambio de calor, como también las pérdidas por radiación y convección. A manera de ejemplo, una caldera típica puede reportar los siguientes valores: Eficiencia de combustión 87%, eficiencia térmica 85%, eficiencia combustible a vapor 83% y eficiencia de caldera 80%. Cada tipo de eficiencia representa algo diferente. Típicamente la eficiencia térmica refleja que tan bien se transfiere el calor en la caldera (éste valor excluye pérdidas por radiación y convección). La eficiencia de combustión indica la habilidad de los quemadores para quemar un combustible, sin generar CO ni dejar hidrocarburos sin quemar. El valor de eficiencia del combustible a vapor es aceptado como el verdadero valor de la relación salida/entrada y se puede determinar aplicando cualquiera de los dos métodos establecidos por la ASME Test Code PTC 4.1. Algunos fabricantes, como es el caso de Cleaver Brooks, utilizan el término "Eficiencia en Servicio", el cual tiene en cuenta las variaciones típicas de funcionamiento durante un ciclo de operación. Tiene en cuenta variaciones de día, noche, fines de semana, carga alta, carga baja, etc., pero su utilidad o uso se deja a discreción del usuario. En lo que resta del capítulo, nos referiremos genéricamente a la "Eficiencia" como a la eficiencia combustible a vapor, o eficiencia total de la caldera.

4.2 BALANCE TÉRMICO Y DE MASAS EN UNA CALDERA

En la figura 4.1 se muestra un esquema sencillo que representa una caldera con los principales flujos de masa y energía.

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Figura 4.1 Balance de Energía en una Caldera

Balance Térmico:

iEpErEvEgE aguaEauxEaEcE �� ++++=+++ Balance de Masas:

aguaac m m m �� ++ = ipvg m m m m �� +++

Teniendo en cuenta que: icg m m m �� −= y Vaguap m - m m �� =

Aunque la medición de éstos flujos es difícil, su determinación es necesaria en el cálculo del balance térmico completo de cada caldera para poder aplicar correctivos y minimizar pérdidas de energía. Para la determinación de la energía suministrada por el combustible, su cálculo se hace mediante la siguientes expresión:

( )]t - tC [LHV mcE refcpc c += ��

Donde: cE� = Energía del combustible en Btu/hr (KWt o KJ/s)

Cpc = Calor específico promedio del combustible tc = Temperatura del combustible en °F (°C) tref = Temperatura de referencia, normalmente 77°F (25°C)

cm� = Flujo de masa del combustible, Lb/s (Kg/s) LHV = Poder calorífico inferior del combustible, Btu/lb (KJ/Kg)

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El segundo término de la expresión anterior contribuye a la elevación de energía si el combustible se precalienta, como se hace en la mayoría de los combustibles líquidos. Si el aire no se precalienta, entonces esta energía no se considera en el balance térmico. La energía de auxiliares está compuesta por las requeridas en las bombas de combustible, ventiladores, pulverizadores y otras menores. La energía neta utilizada uE� será:

)(h m - )(h maguaEvEuE aguaaguaVV�� ===

Donde hV y hagua representan las entalpías del vapor y agua respectivamente. Se aclara que el flujo de vapor y del agua pueden ser diferentes, si la caldera no se encuentra en estado estacionario o si se extrae agua de purga. Esta diferencia se debe tener en cuenta en las mediciones.

4.3 DETERMINACIÓN DE EFICIENCIA DE CALDERAS

Las calderas generalmente se venden sobre la base de un rendimiento garantizado y se someten a pruebas antes de entrar en operación comercial. Normalmente las pruebas y cálculos de rendimiento se ejecutan de acuerdo con el código ASME y normas de la American Boiler Manufactures Association (ABMA). A continuación se presenta la formulación matemática para determinación de pérdidas de calor en generadores de vapor, basados en el ASME Short Form Test Report. En las fórmulas emplearemos la nomenclatura que a continuación se detalla: Tg = Temperatura de los gases a la salida de la caldera, en °F Ta = Temperatura del aire de combustión a la entrada de la caldera, en °F Tf = Temperatura del combustible, en °F %H2 = Porcentaje de hidrógeno (peso) en el combustible. CO, CO2, O2 = % de volumen de cada uno de los gases (Orsat, u otro analizador). Las perdidas están dadas en Btu/lb de combustible quemado

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1. Pérdida de calor por gases secos.

= libras de gas seco por libra de combustible [ 0,24 (Tg - Ta).]

2. Pérdida de calor por humedad del combustible. = libras de humedad por libra de combustible (1,089 + 0.46 Tg - Tf), (si Tg es < 575°F).

= libras de humedad por libra de combustible (1,066 + 0.50 Tg - Tf), (si Tg es > 575°F).

3. Pérdida de calor por Hidrógeno en el combustible.

100%H

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�= (1,089 + 0.46 Tg - Ta); si Tg < 575°F

100%H

9 2 ��

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4. Pérdida de calor debida a CO en gases de escape.

CO COCO

2 +

= . (10,160) (Carbono quemado/Libra de combustible)

5. Pérdida de calor por combustible en cenizas.

= Cantidad total de cenizas por libra de combustible * Poder Calorífico promedio de las cenizas.

6. Pérdida de calor por radiación.

Puede ser determinada por medio de la figura 4.2, aceptada por el código ASME (para calderas acuatubulares) o estimada dependiendo el tipo y capacidad de la caldera.

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Figura 4.2 Pérdida de Calor por Radiación

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7. Pérdidas no medidas (se estiman)

Incluye pérdidas menores como calor sensible en cenizas, pérdida debida a humedad del aire, pérdida por hidrocarburos sin quemar, etc.

PESO DE GASES SECOS Pc = Libras de gases secos por libra de combustible

Pc= CO) (CO

)N (CO 7 O 8 CO

2

22

++++

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Donde: CO2, O2, CO y N2 son % vol del análisis de gases. Pf = Libras de gas seco (corregido) por libra de combustible

Pf = Pc 160S

S

comb. de carbono/lb (lb) Fración +��

��

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Donde: S = % peso de contenido de azufre en el combustible. Para cálculos más detallados, se debe consultar la norma ASME PTC 4.1, o en su defecto los formatos de cálculo definidos en el libro "STEAM ITS GENERATION AND USE" de la Babcock & Wilcox, 40th ed., Cap.9. El grado de aptitud de una caldera de transferir cierta proporción de calor que recibe del hogar, el cual absorbe el agua o vapor, es lo que en forma general se podría definir como “EFICIENCIA DE LA CALDERA”. En esta consideración se toma en cuenta invariablemente el rendimiento del hogar y en algunas ocasiones los rendimientos de los equipos auxiliares recuperadores de calor (precalentador de aire, economizador, sobrecalentador, etc.). La eficiencia de una caldera es considerada globalmente, como el total obtenido de todos sus elementos componentes. La eficiencia de caldera tiene un efecto muy grande sobre el costo del combustible que consume La tabla 4.2 nos muestra los ahorros equivalentes en dinero que se pueden obtener con diferentes tipos de calderas (pirotubulares y acuatubulares) basados en los consumos de combustible establecidos en especificaciones

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térmicas ofrecidas por DISTRAL S.A. para sus calderas (ver tabla 4.1), suponiendo que las calderas trabajan 4000 horas/año y con una mejora de eficiencia del 10%.

Tabla 4.1 Tipo de combustible vs Consumo

Tipo de combustible Consumo / hp-hr

ACPM

0.313 Gal (1.1 l) F. O. Nº 6 0.272 Gal (0.81 l)

Gas de 500 Btu / pie3 85.68 pie3 (2.4 m3) Gas de 800 Btu / pie3 59.98 pie3 (1.5 m3)

Gas de 1000 Btu / pie3 42.84 pie3 (1.2 m3) FUENTE : DISTRAL S.A. Calderas Pirotubulasres 1995 (Manual de cuido de la caldera Cleaver-Brooks, 1992)

Tabla 4.2 Ahorro anual al mejorar la eficiencia de la caldera 10%

(Valores en millones de pesos)

Nota: Estos cálculos se realizaron sobre un consumo de 0.28 Gal/hp-hr con calderas operando 4000 horas/año, con eficiencia base del 70%

4.3.1 Ejemplo de càlculo del balance térmico de una caldera

�A continuación se muestra el esquema de una caldera acuatubular que en condiciones nominales produce 200.000 B de vapor/hr a 300

Capacidad VaporHP lb/hr 1000 1500 2000 2500100 3,450 16 24 32 36

200 6,900 32 48 64 72

400 13,800 64 96 128 144

800 27,600 128 192 256 288

60,000 278 417 557 626

100,000 464 696 928 1,044

200,000 928 1,391 1,855 2,087

400,000 1,855 2,783 3,710 4,174

Precio del Combustible ( $/Gal)

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Psia y 600°F. a esta unidad se le realizó una prueba de eficiencia, basada en los datos de prueba que aparecen sobre la figura ____.

Figura 4.3 Datos de prueba de eficiencia de una caldera acuatubular de 200.000 lb vapor/hr

4.3.1.1 Balance Térmico de la Caldera

Cálculo de pérdidas: 1. Pérdida por calor en gases: Q1 (Btu/lb)

comb. lb.Btu

60) - (603 0.24 1601.4

2671.4

(0.7517 16.199 Q

comb. lb. / lb 0.7517 0.101) * (0.112 - 0.764 fijo Carbono

16.199 0.03) (15.73

81.11) 7(0.03 CO) (CO 3

O11CO P

1

2

22C

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+++=+

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2. Pérdida por humedad en combustible: Q2 (Btu/lb)

[ ]comb. lb.Btu

48 60 - (603) 0.5 1066 0.037 h WQ2 =+=∆=

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3. Pérdida por combustión de Hidrógeno: Q3 (Btu/lb)

[ ]comb. lb.Btu

530 60 - (603) 0.5 1066 9(0.045) h9.H. Q3 =+=∆=

4. Pérdida por combustión incompleta: Q4 (Btu/lb)

comb. lb.Btu

15 (0.7517) 10.160 * 0.03 15.73

0.03 C * 10.160 *

COCOCO

Q F2

4 =++

=

5. Pérdida por combustible en cenizas: Q5 (Btu/lb)

comb. lb.Btu

179 (14.544) (0.101) (0.112) Q5 ==

6. Pérdida por radiación: Q6 (Btu/lb)

Por el gràfico de la ABMA comb. lb.Btu

108 0.8% Q6 =≈

Σ Pèrdidas 80.9% 19.1% comb. lb.Btu

2567 CAL� =�≈=

Determinación de EFICIENCIA POR EL METODO INDIRECTO.

80.6% 100 * (13.410) 19.812

93) - 1194 ( 194.561

(HHV)m100*(��hm

c

v� ===

4.3.2 Factores que afectan la eficiencia

1. Diseño de la caldera, incluyendo: • Disposición y efectividad de las superficies de calefacción • Volumen y forma del hogar • Cantidad y composición de los gases de combustión • Patrón de circulación de agua y vapor dentro de la caldera

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2. Pérdidas internas, tales como: • Transferencia de calor a través de las paredes de la caldera • Pérdidas de calor en los gases de escape y en las cenizas

3. Equipos auxiliares recuperadores de calor:

• Precalentador de aire • Economizador • Sobrecalentador

4. Tipo y características del combustible utilizado. 4. Liberación de calor por unidad de volumen y/o por unidad de superficie. 5. Controlabilidad de las condiciones variables. En una instalación dada, la eficiencia variará de hora en hora, de día en día y de temporada en temporada, lo que depende de las siguientes condiciones variables:

• Características del combustible en el momento de ser quemado • La relación H/C tiene un efecto marcado sobre la eficiencia, la cual

puede variar entre 2.5 y 3.0%. Un gas natural tiene una relación H/C = 0.31; si esta relación cambiara a 0.25, la eficiencia de la caldera puede cambiar de 82.5% a 83.0%.

• El tiro, según sea afectado por la presión barométrica • Ajuste del sistema de combustión • Porcentaje del exceso de aire • Limpieza de tuberías • Relación aire / combustible • Temperatura y humedad del aire de combustión • Para la mayoría de los cálculos de eficiencia la temperatura de

referencia es 80°F (26.7°C). Por cada 20°F (11.1°C) de cambio de temperatura ambiente, la eficiencia cambia 0.5%.

• Cantidad de ceniza producida y % de inquemados • Para calderas de carbón pulverizado, un factor muy importante y que

tiene alta incidencia sobre la eficiencia es el alto contenido de inquemados en las cenizas. En algunas calderas de Centrales Térmicas Colombianas (Termopaipa, Termozipa), se ha encontrado en las cenizas inquemados hasta en 40%. Estos altos contenidos de inquemados tienen mucha relación con el grado de finura del carbón pulverizado y de la calidad del carbón.

• Tipo de operación (continua o intermitente), carga variable, etc. • Tipo de sistemas de control

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Como referencia, en la Tabla 4.3 se relaciona la eficiencia a carga variable de calderas pirotubulares, con distintos sistemas de control.

Tabla 4.3 Relación del tipo de control y eficiencia de caldera

Tipo de control Eficiencia a carga variable 25% 50% 75% 100% On/Off On/Off con damper Alto/Bajo/Off Modulante

70.28 73.28 76.88 76.88

74.28 75.28 76.48 77.68

75.61 75.95 76.35 77.15

76.28 76.28 76.28 76.28

FUENTE: Memorias curso sobre mantenimiento de calderas ACIEM 1998 La determinación de eficiencia, es en realidad una prueba de rendimiento. Para calderas grandes, estas pruebas se deben efectuar periódicamente en plena operación; para las calderas más pequeñas, se prueban en laboratorio o en condiciones semicontroladas.

4.4 MÉTODOS PARA DETERMINACIÓN DE LA EFICIENCIA

La eficiencia puede ser determinada por dos métodos:

4.4.1 Método Directo

Se determina con base en la energía que entra (calor suministrado) y la que sale de la caldera (calor absorbido por el vapor).

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Figura 4.4.- Esquema de caldera para determinación de eficiencia por el

método directo

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Matemáticamente se expresa mediante la siguiente expresión:

W + (HHV)c mha) - (hv vm

= entrada de Calorsalida de Calor

= ��

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Donde:

vm� = lb/hr (Kg/s) de vapor ( vm� = cantidad agua alimentación – purga)

hv = Entalpía del vapor, Btu/lb (KJ/Kg) ha = Entalpía del agua de alimentación, Btu/lb (KJ/Kg)

cm� = lb/hr (Kg/s) de combustible HHV = Poder calorífico superior del combustible, Btu/lb (KJ/Kg) de

combustible W = Potencia de ventiladores y bombas, Btu/hr (KJ/s) Nota: 1KW = 3,412 Btu/hr Este método requiere la medición de: • Flujo de vapor producido • Consumo de combustible • Temperaturas y presiones de agua de alimentación y del vapor • Consumo de energía de auxiliares (ventiladores, bombas) • Determinación del HHV del combustible Se debe aclarar que los cálculos están basados sobre la base del poder calorífico superior (HHV). Cuando se utilice el poder calorífico inferior (LHV), se debe hacer la aclaración respectiva, ya que los valores de eficiencia aumentan.

4.4.2 Método Indirecto o de Pérdidas de Calor

�Este método es el más seguro y más ampliamente utilizado, pues permite hacer la determinación de cada una de las pérdidas que intervienen en un balance térmico y evaluarlas para tomar correctivos.

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Figura 4.5 Instrumentos para calcular la eficiencia de la combustión por el método indirecto

�De manera global, las principales pérdidas de calor que se presentan en una caldera son las siguientes: • Debidas a gases de combustión secos • Por humedad del combustible y la propia del aire de combustión • Por combustión de hidrógeno • Por formación de monóxido de carbono (CO) debido a combustión

incompleta • Por inquemados presentes en ceniza y escoria • Por radiación de calor • Estimación de pérdidas no medidas Para la determinación de las pérdidas individuales es necesario realizar las siguientes mediciones: • Temperatura y análisis de gases (CO2, CO, O2, N2) en la chimenea • Temperatura y presión del aire ambiente • Cantidad de inquemados y residuos de combustión • Análisis último del combustible • Poder calorífico del combustible • Tiro (presión relativa) entre caldera y salida de chimenea Nota: No se requiere medir el consumo de combustible

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Es también aconsejable tomar lecturas de los tableros de instrumentos y hacer mediciones en varias secciones de la caldera, de tal manera que se pueda hacer un análisis completo del funcionamiento de la unidad. Luego la eficiencia será determinada mediante la siguiente expresión matemática:

ηcaldera = 100 HHV

Energía de Pérdida -

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En la Figura 4.6 se esquematiza un diagrama Sankey de flujos de energía a través del sistema.

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Figura 4.6 Balance térmico en el sistema de generación de vapor

4.5 MÉTODOS PARA MEJORAR LA EFICIENCIA DE CALDERAS

Los métodos aquí desarrollados se relacionan exclusivamente con calderas de tipo pirotubular y/o acuotubular, cuyo combustible básico de funcionamiento es algún derivado de petróleo, gas o carbón, aunque también cubren aquellas que operan con desechos agroindustriales. Procedimiento y aplicación de técnicas Se plantean 20 métodos para mejorar la eficiencia de calderas, de los cuales los primeros 10 no requieren inversión extra de capital; solo refinar las técnicas operativas y de control. Los restantes 10 métodos requieren inversión de capital y su implementación normalmente se debe justificar mediante el respectivo estudio técnico-económico.

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Cada uno de los métodos planteados se ha propuesto de la manera siguiente: 1. Identificación del método objetivo Caracteriza el parámetro fundamental objeto de la aplicación de la técnica. Ejemplo: uno de los métodos se identifica como “REDUCCIÓN DEL EXCESO DE AIRE”. 2. Ahorro potencial Se presenta como un valor numérico potencial de ahorro de combustible aplicando la técnica de mejoramiento descrita. Estos valores porcentuales de ahorro se confirman con los cálculos y ejemplos presentados. 3. Problema Tiene relación con la operación directa de la caldera en la que se detectan las fallas de funcionamiento. 4. Impacto Económico Se presentan dos ejemplos típicos de economía en combustible, suponiendo que cada una de las caldera opera continuamente a plena carga durante 5,000 horas por año. a. Caldera acuatubular de 100,000 lb/hr (12,6 Kg/s) de vapor b. Caldera pirotubular de 100 BHP, 3,450 lb/hr (0,43 Kg/s) de vapor 5. Solución Se refiere a la implementación de la técnica descrita. 6. Discusión Se plantea el efecto que tiene la aplicación de la técnica sobre el equipo y las limitaciones técnicas de éste.

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4.5.1 MÉTODO 1: REDUCCIÓN DEL EXCESO DE AIRE Ahorro potencial: 5% al 10% Problema: Exceso de aire innecesario sobrecarga y exige sobre dimensionado de los equipos, generando una cantidad adicional de gases que escapan a alta temperatura en la atmósfera. Operar una caldera con un exceso de aire mayor que el exceso de aire óptimo, trae las siguientes consecuencias: • Disminución de la temperatura de la llama (como la transmisión de calor

en el hogar se efectúa predominantemente por radiación, que es una función de la potencia cuarta de la temperatura, al disminuir la temperatura de la llama como consecuencia del aumento del exceso de aire, disminuye el calor radiado en una proporción mucho mayor).

• Aumento de las pérdidas de calor sensible en la chimenea. • Aumento de la energía eléctrica consumida en los ventiladores (al tener

que manejar mayores volúmenes de aire y gases). • Aumento de la corrosión sulfúrica en las partes finales por mayor

oxígeno libre en los gases de combustión. • Las variaciones en las concentraciones de CO2, CO y O2 en los gases de escape se muestran en la Figura 4.6.

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Impacto Económico: 1. Para una caldera de 100,000 lb/hr (12,6 Kg/s)de vapor. Quemando

carbón de HHV = 12,500 Btu/lb a $26,000/ton, ($ 1,000/MBtu) una mejora en eficiencia del 5%, representa un ahorro en combustible de aproximadamente $ 41,000,000 por año. Una pérdida de eficiencia del 1%, significa un sobrecosto de combustible de $8,200,000 más por año.

2. Para una caldera de 100 BHP (3,450 lb/hr) de vapor quemado F.O. de

HHV = 150,000 Btu/gal a $1200/gal ($8,000/MBtu), una mejora de eficiencia del 5% representa un ahorro anual en combustible de aproximadamente $12,800,000. Una pérdida de eficiencia del 1%, significa $2,560,000 más por año.

Nota: Se supone que cada caldera trabaja a plena carga durante 5,000 horas al año. 100% de exceso de aire reduce la eficiencia de la caldera en 5% Control del CO Este parámetro es muy importante en el control de eficiencia y su comportamiento se debe mantener siempre por debajo del máximo recomendado 400 PPM. Su control se debe mantener entre 100 y 150 PPM, ya que la experiencia muestra que en esta zona se obtiene el máximo rendimiento.

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Figura 4.8 Control de exceso de aire : CO vs O2

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Precaución: Cuando el aire suministrado está por debajo del límite estequiométrico, pueden quedar hidrocarburos sin quemar y dar lugar posteriormente a una explosión. Además la eficiencia se disminuiría drásticamente. Excesos de aire recomendados Tabla 4.4 Equipos de combustión de carbón y exceso de aire recomendado

Combustible Tipo de hogar Exceso de aire

(% peso) Carbón pulverizado

Carbón pulverizado

Carbón

Carbón

Carbón

Carbón

Bagazo

Fuel Oil

Gas Natural

Madera, carbón vegetal

Bagazo

Hogar con paredes de agua

Hogar con dos paredes de agua

Horno ciclónico

Stoker rociador

Stoker parrilla viajera

Underfeed Stoker

Todos los hogares

Quemadores tipo registro

Quemadores múltiples

Quemador mixto

Quemadores tipo registro

Alimentación por aspersión

Todos los hornos

15 – 20

15 – 40

10 – 15

30 – 60

15 - 50

20 – 50

25 – 35

5-10

10-20

7 - 12

5-10

20 – 25

25 - 35 FUENTE: Steam, Its Generation and use. Babcok & Wilcox, 40 Ed., 1992 En la Figura 4.9 se muestra el comportamiento de una caldera típica, cuando opera con diferentes excesos de aire. Nótese la alta incidencia de formación de CO a muy bajo porcentaje de O2.

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Figura 4.9 Variación de la pérdida de eficiencia vs. exceso de O2

1. Discusión El exceso de aire tiene una fuerte influencia sobre la eficiencia de la caldera. A manera de ejemplo para una caldera típica:

% CO2 % Exceso aire % Eficiencia ηηηη Diferencia ηηηη Disminución ηηηη 14.0 7.5 6.0

10 100 140

84.8 78.5 75.0

-- 6.3 9.8

-- 7.5

11.6 Vale la pena anotar que las condiciones atmosféricas afectan la cantidad de aire que se suministra a una caldera y por supuesto, inciden sobre su eficiencia. Teóricamente para una caldera que opere con 0% de exceso de aire y temperatura de gases en chimenea de 300°F, la eficiencia de caldera a diferentes condiciones atmosféricas se comportarìa así:

Presión Atmosférica % ηηηη de caldera 15.0 Psig

14.7 14.5 14.0

85.7 85.8 84.0 80.0

Si la temperatura cambia, conservando constantes la presión de 14.7 Psig y 0% de exceso de aire:

Temperatura Ambiente % ηηηη de caldera 75°F

100°F 85.7 82.2

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Cambios en la humedad del aire tendrían un efecto similar. A mayor humedad, más baja eficiencia con 0% de exceso de aire.

4.5.1.1 Sistemas para optimización de la combustión

Se trata de incorporar un sistema adicional que mejore el control por medio de la corrección de la relación aire/combustible. Esta corrección se basa en la medida de algún parámetro importante de la combustión, o de varios, y en hacer actuar la señal obtenida sobre el sistema general de control de la relación aire/combustible. 1. Corrección por medio del O2: El parámetro medido en este caso es el

O2 y la señal medida actúa como retroalimentación.

Básicamente el sistema funciona modificando la relación aire /combustible fijada manualmente. Para ello, se fija un valor de nivel de oxígeno “óptimo” en los gases, y el controlador de oxígeno compara el valor medido de O2 con el valor fijado, añadiendo o quitando aire.

2. Corrección por medida del CO: En este caso de control se mide el contenido de CO en los gases, y se compara con un objetivo “óptimo” prefijado. Por tanto el funcionamiento es similar al anterior, excepto que la variable medida es CO en vez de O2.

3. Corrección por medida del CO y del O2 : Los parámetros más

comúnmente usados en el control con corrección por medida son el CO y O2. En términos generales se puede decir que el control por oxígeno obtiene resultados inferiores que el control por CO, cuando ambos parámetros se utilizan independientemente, ya que el control por O2 es estático : o sea que no sigue la evolución de las curvas de rendimiento. Hay además otras razones como:

• Seguridad. Dado que la medida se refiere directamente a la

cantidad de combustible no quemado, en la caldera, se puede utilizar mejor el CO que el O2 para aproximarse a la combustión completa, sin tener grandes excesos de aire.

• Sencillez El punto de control es independiente del tipo de combustible; se realiza normalmente entre 100 y 150 p.p.m. de CO, ya que la experiencia indica que en esta zona se obtiene el máximo rendimiento.

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• Fiabilidad: La señal de CO no se ve prácticamente afectada por la infiltración de aire a la zona donde está situado el sensor; en cambio la señal de O2 se vería afectada notablemente.

Es habitual emplear ambas medidas en el sistema de control: • El control por CO actúa como una banda proporcional relativamente

ancha y con una acción integral lenta.

• Si se alcanza el límite de seguridad del porcentaje de CO (por un cambio rápido de marcha o mal funcionamiento del quemador), el control se transfiere al control por O2 que tiene una estrecha banda proporcional y una acción integral rápida.

Con ello se obtiene una respuesta rápida cuando se alcanza el límite de O2 y una respuesta lenta para variaciones del CO.

Figura 4.10 Correciòn de la señal del control de la medida del oxìgeno

4. Corrección por medida de pérdidas: Otro tipo de control con corrección

por medida es a través de las pérdidas en la combustión. La corrección por medida de pérdidas consiste en aplicar la correlación para las pérdidas totales, y a partir de ello tratar de hacer mínimo el valor que tome en cada momento dicha correlación.

�5. Corrección por medida de CO, O2, hidrocarburos y opacidad:

Intervendrán como parámetros correctores además del CO, los

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hidrocarburos inquemados, y la opacidad. Para cada uno de estos parámetros habría que fijar, de antemano, los valores objetivos. Igualmente deben existir en los lazos de control unos enclavamientos que permitan que en cada momento el parámetro corrector sea aquél que haga más favorable el punto de funcionamiento tras su corrección. En las figuras 4.11 y 4.12 se indica la influencia de las variaciones del CO, de la opacidad y de los hidrocarburos sobre el rendimiento.

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combustión G + ��

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Figura 4.12 Influencia del contenido de CO y de hidrocarburos en los gases de control de combustión

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�• Influencia de la opacidad: La existencia de partículas inquemadas en

los gases produce el oscurecimiento de los mismos, lo cual generalmente se define como “humo” y se mide en una escala relativa de oscurecimiento llamada la escala de opacidad.

La opacidad de los gases tiene una relación directa con el grado de contaminación que los mismos producen y con las pérdidas de combustible. Por esta razón, generalmente se exige controlar esta variable.

La opacidad varía con el exceso de aire de acuerdo a una curva similar a la del CO. La situación relativa de ambas curvas (opacidad y CO) depende de circunstancias interiores y exteriores.

Cuando la opacidad sigue una curva como en la Figura 4.10, estando la caldera en control entre 100 y 150 p.p.m. de CO, los valores de la opacidad variarán entre B1

i y B1II. Si el límite de la opacidad está en B,

los valores anteriores son inferiores al límite y por tanto aceptables.

Si la curva de opacidad fuera la 3, los valores de la opacidad variarían desde B2

II a B2i, siendo este último valor superior al límite aceptable.

En estas circunstancias se produce la opacidad alta con sus efectos negativos. Por ello, es importante que el equipo de control mida también la opacidad y corrija, en base a la misma, la combustión, es decir, que en circunstancias como B2

i, se admita mayor exceso de aire para corregir el valor de la opacidad.

• Influencia de los hidrocarburos: La curva de contenido de

hidrocarburos en los gases (Figura 4.11) es similar a las de CO y opacidad, pudiendo como esta última, estar a un lado u otro de la curva de CO. Por un análisis similar al de la opacidad obtenemos que el contenido de los hidrocarburos en el punto C2

i no es admisible y, por tanto, el sistema debe corregir automáticamente la desviación. El contenido de hidrocarburos en los gases indica también el grado en que se está efectuando la combustión. Ello es particularmente importante cuando el combustible es un gas “limpio”, que aún en la combustión con defecto de aire no produce prácticamente opacidad. En este caso el contenido de hidrocarburos será el que corrija las desviaciones del control por CO.

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4.5.2 MÉTODO 2: DISMINUCIÓN TEMPERATURA DE GASES

Ahorro potencial: 1% por cada 40°F (22°C) de disminución de temperatura. El ahorro potencial en algunos casos llega hasta el 3%. Problema: Exceso de aire inadecuado o tuberías sucias tanto por el lado de agua como en los gases. Impacto Económico: Con una mejora de eficiencia del 3% para una caldera de 100 BHP, se consiguen ahorros anuales del orden de los dos millones de pesos. Para una caldera de 100.000 lb/hr, se consiguen ahorros por año del orden de los cincuenta millones de pesos. Soluciones: 1. Si hay exceso de combustible, disminuir la tasa de suministro con el fin

de bajar la temperatura de gases. Precaución: La producción requerida de vapor se debe mantener. Si

disminuye no es buena solución del problema. 2. Si la tubería está sucia, la generación de vapor se verá afectada y la

única solución es realizar el soplado de la unidad (si se dispone del equipo) o pararla y efectuar completa limpieza.

3. Una alternativa es estudiar la posibilidad de acondicionar un

precalentador de aire (si no lo tiene), previa justificación técnico-económica.

Discusión: Cuanto más baja es la temperatura del gas de salida, mayor es el rendimiento de la caldera. Sin embargo, hay un límite inferior para la temperatura del gas de salida. 1. La temperatura recomendada para minimizar la formación de ácido

sulfúrico es de 300 - 350 °F (149 – 177°C), particularmente si el contenido de azufre del combustible es mayor del 2%.

Si no hay datos de referencia de temperatura de gases, debe estar normalmente entre 150 - 200°F (66 – 93°C) por encima de la temperatura de saturación del vapor (no válido para calderas con precalentamiento de aire y/o economizador).

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La temperatura a la cual los gases de combustión se saturan con el agua es conocida como el punto de rocío. Si la temperatura de los gases cae por debajo de este punto, se presenta formación y condensación de ácido sulfúrico que ataca las superficies metálicas.

El punto de rocío depende de la humedad del combustible, del exceso de

aire y del SO3 presente en los gases de combustión. Gases sin SO3, tienen puntos de rocío entre 104 y 140°F (40 y 60°C). El punto de rocío del ácido concentrado es del orden de 554°F (290°C). Bajo condiciones de operación de caldera, el ácido está diluido y el punto de rocío disminuye; usualmente está en el rango entre 248 y 302°F (120 y 150°C).

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Figura 4.13 Temperatura mínima aconsejable del metal del calentador de aire

2. Superficies de transferencias de calor sucias Fuera del método normal de limpieza, la alternativa consiste en tratar con

aditivos el combustible. La tecnología del tratamiento químico para calderas que operan con

carbón se ha desarrollado menos que la de los combustibles líquidos.

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Entre otros compuestos químicos empleados podemos mencionar el MgO, carbonato de calcio y dolomita para controlar la formación de escoria, hollín y corrosión.

Una investigación conducida por la ASME Research Committe on

Corrosion and Deposits, indica que la corrosión y los depósitos son causados por sulfato de hierro alcalinos y que el MgO en polvo previene su formación. Desafortunadamente este tratamiento es muy costoso, debido a la alta dosificación requerida (0.4 a 3% del carbón). El costo de este aditivo por tonelada de carbón alcanza a representar hasta un quinto del costo total del carbón.

Generalmente los problemas por ataque ácido en calderas a carbón son menos severos que las de combustibles líquidos, debido a que la ceniza volante (fly ash) tiene suficiente alcalinidad que permite prevenir el ataque ácido.

3. Economizadores

Un aumento de temperatura de 10°F (6°C) en el agua de alimentación da como resultado una disminución de combustible del 1%. Un economizador disminuye la temperatura de gases en la chimenea y aumenta la temperatura del agua de alimentación de la caldera, pero debido a su alto costo se recomienda un análisis técnico-económico previo.

Cuando una caldera opera con gas se recomienda el uso de economizador pues con este combustible no se requieren altas temperaturas de alimentación y resulta más económico que un calentador de aire.

Según la experiencia de la empresa DISTRAL S.A., un equipo de estos se paga completamente en 1 o 2 años. Como un dato de referencia a precios de 1994, el costo de estos equipos está alrededor de US $3.000 por MBtu/hr. Los economizadores para acondicionar calderas se prefieren porque: • Su costo de capital inicial es bajo • No tiene impacto sobre NOx • Bajas pérdidas de tiro • Mínimo consumo de potencia para auxiliares Cuando ∆T (gases - agua) es mayor, entonces hay mejor transferencia de calor.

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La máxima temperatura a la salida del economizador debe estar entre 35 - 75°F por debajo de la temperatura de saturación del vapor para prevenir ebullición del agua, golpes de ariete o choques térmicos. Para evitar corrosión interna, el agua después del desaireador debe estar a una temperatura aproximada de 220°F (104°C).

4.5.3 MÉTODO 3: REDUCCIÓN DE LA PRESIÓN EN LA CALDERA

Ahorro potencial: 1% por cada 70 psig (4.9 bar) de reducción de presión. Problema: La caldera puede estar operando a una presión mayor que la necesaria. Solución: Lentamente reducir la presión en la caldera hasta un punto donde la cantidad de vapor producida es suficiente para los requerimientos de la planta. Discusión: Disminuyendo la presión de operación de la caldera se conseguirá lo siguiente: • Más baja temperatura de gases debido a una mejor transferencia de

calor. • Disminución de pérdidas de calor de la caldera y tuberías. • Disminución de pérdidas por escapes de vapor a menor presión. • Se puede afectar la circulación de la caldera. • Las válvulas de seguridad se tienen que cambiar o calibrar. • Se tendrá que hacer ajustes en el sistema de purgas para que la

demanda de vapor sea mínima. Nota: Si hay más de una caldera disponible, considerar la posibilidad de trabajar con una de ellas a presión tan baja como lo exija el proceso y operar las demás a presión alta. Sin embargo se debe aclarar que no siempre es posible conseguir ahorro de combustible disminuyendo la presión del vapor en la caldera y que en calderas de gran tamaño la presión de vapor es uno de los parámetros de operación que se deben mantener constantes.

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4.5.4 MÉTODO 4: INCREMENTO DE LA TEMPERATURA DEL F.O. NO. 6

Ahorro potencial: Hasta un 5%. Problema: Viscosidad del combustible muy alta o muy baja afecta la correcta atomización o disminuyen la eficiencia de combustión. Solución: Precalentar el F.O entre 212 y 230ºF (100 y 110°C) de tal manera que la viscosidad esté entre 100 y 300 SSU. Siempre se debe consultar las especificaciones del fabricante y seguir sus recomendaciones. Discusión: Teniendo en cuenta que la viscosidad puede variar, incluso según el origen del crudo, es necesario efectuar pruebas de viscosidad a diferentes temperaturas y llevar estos datos a un diagrama ASTM como el mostrado en la Figura 4.13. En este diagrama la relación es lineal y sirve para determinar la temperatura de precalentamiento. Si el precalentamiento es demasiado alto, la viscosidad puede disminuir demasiado y suceden fluctuaciones en la atomización, produciéndose una llama ruidosa e inestable. Si el precalentamiento es demasiado bajo la viscosidad será muy alta, dificultando la vaporización y produciendo combustión incompleta con formación de hollín. Cuando el precalentamiento se dificulta pueden utilizarse mezclas de combustibles livianos y Fuel Oil, para lo cual hay que determinar la proporción exacta de cada uno de ellos en la mezcla.

4.5.4.1 SISTEMAS DE COMBUSTIÓN Y CALENTAMIENTO DE COMBUSTIBLES �Tal como se indica se divide en dos partes: el sistema de combustión propiamente dicho, compuesto por el quemador y el ventilador, y el sistema de calentamiento y bombeo del combustible. Para poder quemar el combustible, se requiere dos condiciones que son aire para efectuar la combustión y una buena mezcla de aire y combustible. Estas labores las hacen respectivamente el ventilador y el quemador. En el mercado se pueden conseguir tres tipos de quemadores:

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1. Alta Presión: Consiste en llevar el combustible a 100 psi para el ACPM y 300 psi para aceite pesado, de tal manera que el combustible al llegar a la punta de la boquilla se pulverice debido a la presión, lográndose de esta manera una buena mezcla con el aire de combustión.

2. De Atomización: En este caso se lleva el combustible a una presión más baja, pero se atomiza con otro fluido, que por lo general es aire o vapor. Se necesita de 1 a 2 libras de vapor por galón de aceite pesado.

3. Mecánicos: Son los que pulverizan el combustible por fuerza centrífuga, ya que éstas se componen de un eje central, por dentro del cual se esparce el líquido, ya que la copa gira a más de 5,000 rpm.

Respecto a los sistemas de movimiento y calentamiento de combustible, éstos deben constar de los siguientes elementos: un filtro a la entrada del sistema con el fin de proteger la bomba y una bomba de desplazamiento positivo o de piñones con sistema de alivio por sobrepresión. Después de la bomba se instala el sistema de precalentamiento eléctrico y de vapor respectivamente, con control de interruptor de corte para el eléctrico y de válvula termostática para el vapor. Posterior a estos elementos se coloca un nuevo filtro de tamiz bastante fino que no deje pasar partículas a la boquilla. Por último van las válvulas de control de flujo de combustible y las válvulas soleinoides de suministro y retorno de combustible, que dan paso de flujo hacia la boquilla, cuando las condiciones están correctas para el encendido de la caldera. Se debe tener cuidado que no haya escapes en la línea, sobre todo antes de la bomba, ya que se puede presentar cavitación. Igualmente hay que tener mucha precaución con el tanque de donde se toma el combustible que esté a una distancia adecuada, ya que si esto no se cumple, la bomba puede no ser capaz de succionar el combustible. Por último, es recomendable tener un tanque diario con buen control de temperatura, para lograr una mejor operación.

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Figura 4.14 Diagrama de viscosidad ASTM

4.5.5 MÉTODO 5: OPTIMIZAR LA PRESIÓN DE ATOMIZACIÓN DE COMBUSTIBLE O CONTROLAR GRANULOMETRÍA DEL CARBÓN

Ahorro potencial: 1% Problema: La presión de atomización es muy alta o más baja que el valor especificado por los fabricantes del quemador. Solución: Ajustar la presión de atomización del combustible de acuerdo a las instrucciones de operación del quemador. Discusión: La atomización del combustible es función de la presión y viscosidad del combustible, del aire primario o vapor (cuando se use) y del diseño mismo de las boquillas de atomización. Operar el quemador a mayor o menor presión de la requerida disminuirá la eficiencia de combustión.

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Tabla 4.5 Rango usual de viscosidad METODOS ATOMIZACIÓN SSU Centistokes Presión 35-150 3-32 Vapor o aire 35-350 3-77 Rotativo 150-300 32-65 Ahorro potencial: Hasta un 5% Para el caso particular de carbones, un parámetro importante a controlar es su granulometría y su composición. Problema: Especialmente para calderas con parrillas de tipo andante, que normalmente queman carbones bituminosos con 10% de humedad y entre 9 y 12% de cenizas, se consiguen liberaciones de calor de 500.000 Btu/pie2-hr. Cuando la humedad y cenizas suben hasta el 20%, la liberación de calor cae hasta 425.000 Btu/pie2-hr y para antracita hasta 400.000 Btu/pie2-hr. Si el porcentaje de finos supera más de un 1% a través de una malla 200, la liberación de calor cae hasta 325.000 Btu/pie2-hr. Solución: En la Tabla 4.6 se recomienda el tamaño de carbón para varios diseños de quemadores.

Tabla 4.6 Tamaño del carbón Sistema de Combustión Tipo de Carbón Tamaño Recomendado

Retorta simple

Retorta múltiple

Coquizable y aglomerable Carbón no aglomerable

Carbón no aglomerable

Trozos de 1 ½ y cisco tamizado (50% en malla de 1/4”)

Trozos de 2” y cisco tamizado (50% en

malla de 1/4”) Parrilla de cadena

Parrilla viajante

Parrilla vibrante

Todos excepto aglomerable bituminoso

Todos excepto aglomerable bituminoso

Todos los tipos

Trozos de 1” y cisco tamizado

Trozos de 1” y cisco tamizado fino

Trozos de 1” y cisco tamizado menos fino

Parrilla estacionaria Parrilla volcable Parrilla viajante Parrilla vibrante

Todos los tipos Todos los tipos Todos los tipos Todos los tipos

Trozos de ¾” y cisco tamizado Trozos de ¾” y cisco tamizado Trozos de ¾” y cisco tamizado

Trozos de ¾” y cisco tamizado menos fino

Quemador de carbón pulverizado

Quemador tipo ciclón

Todos los tipos

Todos los tipos

Cisco tamizado (70% en malla de 200 mesh)

Cisco tamizado (95% en malla de 4 mesch)

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4.5.6 METODO 6. : REDUCIR PURGA DE LA CALDERA

Ahorro potencial: 1% Problema: Excesiva purga debido a un mal tratamiento o deficientes prácticas de operación, implican desperdicio de energía. Cuando la purga es excesiva el nivel de sólidos en la caldera baja por debajo del valor admisible, dando como resultado pérdidas adicionales de calor. Cuando la purga es menor que la necesaria, aumenta el nivel de incrustaciones en la caldera, aislando térmicamente las superficies de transferencia de calor. Solución: Controlar la calidad del agua de alimentación con adecuado tratamiento y revisar procedimientos de operación. Como una guía aproximada, el total de sólidos disueltos en el agua depende del tipo y presión de operación de la caldera utilizada. La concentración se describe en la unidad ppm (partes por millón). • Calderas acuatubulares: 4,000 ppm a P = 145 psig (10 bar)

1,000 ppm a P = 1450 psig (100 bar) • Calderas pirotubulares: 4,500 ppm a P ≈ 100 psig (7 bar) • Calderas de baja presión: 15,000 ppm a P ≈ 30 - 60 psig (2 y 4 bar) Discusión: Se debe añadir permanentemente agua de reposición a la caldera para compensar el vapor que produce. A medida que se produce vapor, los sólidos en el agua se concentran más y es necesario purgar la caldera para mantener la cantidad de sólidos en suspensión dentro de límites que no afecten la vida de la caldera. La frecuencia de la purga depende de la cantidad de sólidos y la alcalinidad. Hay dos tipos de purga: 1. Purga para extraer lodos del fondo de la caldera (durante pocos

segundos y a intervalos específicos de tiempo). 2. Purga continua para remover sólidos disueltos en el agua. La tabla 4.7 indica valores relativos de recuperación potencial de energía, reduciendo el porcentaje de purga de la caldera.

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Chequeos regulares del total de sólidos disueltos, alcalinidad, etc., de la purga y del agua de alimentación, determinarán la cantidad de purga a extraer de la caldera.

Tabla 4.7 Porcentaje de purga vs. porcentaje pérdida eficiencia �

Presión, Psig (Bar) 400 (27,6) 600 (41,4) 800 (55,2) 1000 (69)

% Purga % Pérdida de eficiencia 10 5 2

4.0 2.0 0.8

4.5 2.2 0.9

5.1 2.5 1.0

5.5 2.9 1.3

Opción: Sistema de retornos de condensados.

Figura 4.15 Recuperación potencial de calor

Para calcular la purga continua necesaria en una caldera, hay que realizar un balance de los distintos componentes a controlar. Tomando como base el esquema de la figura 4.16, tenemos:

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Purga,

Vapor, o (ppm)

Condensados(ppm )

Agua dereposición

Caldera a (ppm)

m r+m p,b(ppm )

m p,a(ppm)

Figura 4.16 Balance para determinación de purga en calderas Donde: a: Máxima dureza (p.p.m. de CaCo3) permitida en la caldera b: Dureza del agua de reposición (ppm de CaCo3) mp: Purga de la caldera lb/hr (Kg/s) mr: Agua de reposición = caudal de vapor menos caudal de condensados

que se recuperan. La cantidad de sales extraídas debe ser la misma que la aportada, luego:

mp.a=mr.b+mp.b De donde

(Kg/s) lb/hr ba

mr.bmp

−=

Hay que aclarar que en calderas de alta presión, el problema principal no son los sólidos disueltos totales, sino el contenido de SiO2.

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Figura 4.17 Purga porcentual requerida para mantener una predeterminada concentración de sólidos disueltos en el agua de caldera.

4.5.7 MÉTODO 7: CAMBIAR ATOMIZACIÓN CON VAPOR A ATOMIZACIÓN CON AIRE

Ahorro potencial: 1%. Problema: Solución: Previo estudio de costos, usar aire para atomizar F.O. Discusión: La energía requerida para producir el aire de atomización es una fracción pequeña comparada con la requerida para producir vapor de atomización. El vapor de atomización representa 1% de la energía del combustible.

4.5.8 MÉTODO 8: OPTIMIZAR EL ENCENDIDO DE LA CALDERA

Ahorro potencial: Entre 5% y 10% Problema: Las calderas acuotubulares están sujetas a ajustes continuos de su velocidad de quemado que puede dar como resultado operar con más exceso de aire que el necesario.

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Para calderas acuotubulares ajustar la velocidad de quemado en posiciones donde la fluctuación de la presión del vapor sea la mínima permitida. También se recomienda chequear permanentemente: • El “juego” excesivo en barras de control y dampers de aire • Reguladores de presión • Flujos adecuados de vapor y/o aire de atomización • Instrumentación, a nivel general • Sistemas de protección • Sistema de alimentación de carbón (stokers, parrillas, variadores de

velocidad, etc.)��

4.5.9 MÉTODO 9: OPTIMIZAR DISTRIBUCIÓN DE CARGA (VARIAS CALDERAS)

Ahorro potencial: Entre 2% y 5%. Problema: En plantas donde operan más de dos calderas, normalmente estas funcionan indistintamente sin tener en cuenta la eficiencia de cada una para la distribución de carga. Solución: Para cada caldera obtener la curva “eficiencia vs. carga” y realizar la sincronización correspondiente para que operen a máxima eficiencia. • En general no utilizar dos calderas a nivel de carga parcial si una sola es

capaz de generar la cantidad de vapor deseada. Operar primero con la caldera mas eficiente y sacar de servicio la menos eficiente lo más pronto posible, si la carga lo permite.

• Evitar niveles bajos y máximos de carga para reducir las pérdidas. La

sobrecarga puede llevar también al arrastre de agua al vapor. • Adaptar el rendimiento del quemador durante periodos largos de carga

parcial a la demanda máxima actual. Quemadores con controles de puntos múltiples o con regulación continua se adaptan mejor a las fluctuaciones de carga.

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• Verificar si la capacidad de la caldera es apropiada para satisfacer la

demanda. Evitar largos periodos de carga parcial o sobrecarga. Si se tiene una caldera sobredimensionada, verificar si la instalación de una caldera de menor capacidad es justificable económicamente, si se compara la diferencia del costo de combustible, asumiendo la distribución de carga para la caldera vieja y para la nueva.

• Establecer un sistema de comunicación entre los consumidores de

vapor y la casa de calderas con el fin de reducir los picos de carga y de minimizar la utilización de calderas adicionales.

• Calderas que no se encuentran en operación deberán ser aisladas de la

chimenea y la red común. Reguladores de tiro y válvulas automáticas son muy eficientes en este sentido.

• Asegurar que las calderas estén bien cerradas durante periodos de

parada, con el fin de minimizar las pérdidas de calor y el tiempo de calentamiento.

• Al planear la instalación de una caldera nueva, se deberá presentar

especial atención al planeamiento de la operación futura. El cálculo del consumo anual de combustible deberá considerar las fluctuaciones diarias y anuales de carga, eficiencias globales y picos de carga.

• La distribución de la carga se puede hacer obteniendo para cada caldera

la curva “Eficiencia vs. Carga” y analizando las demandas de vapor de la planta, para coordinar el funcionamiento de las calderas tal que operen a máxima eficiencia.

Discusión: La eficiencia de una caldera depende de muchos factores como el diseño, edad, carga, tipo de combustible, etc. Normalmente su máxima eficiencia se obtiene entre el 50% y 80% de plena carga debido al exceso de aire, pérdidas por gases, radiaciones, etc. La Figura 4.18 esquematiza el comportamiento típico de eficiencia vs. % carga para calderas que operan con distinto tipo de combustible.

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Figura 4.18 Eficiencia vs carga

4.5.10 MÉTODO 10: ELIMINAR ESCAPES DE VAPOR

Ahorro potencial: Entre 5% y 10%

Problema: Escapes en tuberías.

Impacto Económico: Un escape de vapor a 100 psig (7 bar) por un orificio de aproximadamente ¼”, significa una pérdida de $2,500,000 por año. Un escape similar pero a 400 psig (28 bar) significa un desperdicio de vapor de 1,048 lb/hr (0.13 Kg/s), equivalente a $1,000 mas por hora por consumo adicional de combustible. Solución: Taponar los escapes tan pronto aparezcan. Discusión: Un pequeño escape se puede convertir en un gran escape. De las tablas 4.8 y 4.9 se puede evaluar el impacto económico que tienen las pérdidas de vapor a diferentes presiones y diferentes diámetros aproximados de escape.

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Tabla 4.8 Escape de vapor en tuberías - Presión de vapor 100 Psig (7 bar)

Tamaño hueco (pulg.)

Pérdida vapor (lb/mes)

Costo total ($/año)

½ 7/16 3/8 5/16 ¼

3/16 1/8

835,000 636,800 470,000 325,000 210,000 116,600 53,300

10,000,000 7,650,000 5,650,000 3,900,000 2,500,000 1,400,000 640,000

Base de cálculo: $1 por 1 libra de vapor, quemando carbón y suponiendo HHV = 12.500 Btu/lb y $20.000/ton, η cald 80%. Vapor a diferentes presiones

Tabla 4.9 Vapor a diferentes presiones Rata de pérdida (lb/hr) para el tamaño indicado Presión vapor (Psig)

1/16” 1/8” 1/4” 1/2” 1”

100 200 400 850

18 34 66

137

73

137 262 546

290 543

1.048 ---

1.161 2.171

--- ---

4.645

--- --- ---

FUENTE: Yarway Corporation La figura 4.19 nos permite estimar los costos anuales de energia por escapes de vapor teniendo en cuenta la longitud pluma de vapor.

Figura 4.19 Costo anual de energía vs longitud de la pluma de vapor

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4.5.11 MÉTODO 11: ELIMINAR ESCAPES EN TRAMPAS DE VAPOR

Ahorro potencial: 5% - 10%

Problema: Mal funcionamiento de trampas de vapor dan lugar a escapes de vapor.

Impacto Económico: Un escape por un orificio aproximado de 1/4” a 100 psig (7 bar) significa una pérdida en vapor equivalente a 2,140 MBtu/año (2,258 GJ/año), lo cual dependiendo del costo de combustible, significa mas de $2,000,000 adicionales por año. Solución: Implementar un plan de chequeo rutinario para constatar el buen funcionamiento de las trampas de vapor. Discusión: Hay tres tipos de trampas convencionales: mecánica (de flotador, de balde invertido), termostática (presión equilibrada, expansión líquida, bimetálicas) y termodinámica. Cada tipo opera bajo diferentes principios: diferencia de densidad entre el vapor y el condensado, diferencia de temperatura y diferencia de energía, respectivamente. El ensayo o chequeo de funcionamiento de trampas de vapor se puede realizar mediante alguno de los siguientes métodos: • Visual. Recuerde que el vapor vivo es invisible en la fuente y en los

escapes a alta velocidad. No confundir con el vapor flash, que si es visible.

• Diferencia de temperatura. Sensores de temperatura pueden detectar

más fácilmente la diferencia entre el vapor y el condensado (antes y después de la trampa).

• Método sónico. Con detectores sónicos se pueden detectar los

escapes. Mediante el uso de la tabla 4.10 se pueden evaluar las pérdidas de vapor en trampas de vapor a diferentes presiones.

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Tabla 4.10.- Pérdidas de vapor en MBtu (GJ) en trampas de vapor

Diámetro del orificio

(pulg)

Pérdidas de vapor MBtu/año (GJ/año) Presión de vapor Psig (Bar)

15 (1) 30 (2) 50 (3.5) 100 (6.9) 150 (10) 200 (13.8)

1/8

3/16

1/4

3/8

1/2

160

(169) 370

(390) 655

(691) 1.470

(1,551) 2.625

(2,770)

235

(248) 525

(554) 875

(923) 1.970

(2,078) 3.765

(3,972)

355

(375) 805

(849) 1.425

(1,503) 3.220

(3,397) 5.720 (6,035

610

(644) 1.400 (1,477 2.140

(2,258) 6.220

(6,563) 10.600

(11,184)

910

(960) 1.050

(1,108) 3.640

(3,840) 8.200

(8,652) 14.565

(15,367)

1.180

(1,245) 2.625

(2,770) 4.335

(4,574) 10.500

(11,078) 18.800

(19,835)

Basada en 8,760 horas de operación al año y descargando a presión atmosférica. FUENTE: Estudio para disminución de los consumos de vapor, agua y energía en la industria. Proyecto de grado para optar al título de Ingeniero Mecánico, U.N., 1981. Nota: Para cálculos aproximados, se puede considerar que con 1 MBtu (1,06 GJ) se pueden producir aproximadamente 10 lbs (4,5 Kg) de vapor.

4.5.12 MÉTODO 12: REDUCIR DEPÓSITOS EN QUEMADORES

Ahorro potencial: Entre 1% y 5%. Problema: Depósitos orgánicos e inorgánicos en los quemadores reducen la eficiencia de atomización y por consiguiente la de combustión. Solución: Asesorarse de especialistas que recomienden el uso de aditivos. Discusión: El uso de aditivos presenta las siguientes ventajas: • Mantienen limpios los quemadores • Reduce el mantenimiento de los quemadores • Mejora la atomización y la eficiencia de la caldera

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4.5.13 MÉTODO 13: REDUCIR COSTRAS Y DEPÓSITOS DE HOLLÍN SOBRE EL LADO DEL FUEGO

Ahorro potencial: Entre 2% y 9%. Problema: Esta situación se nota con aumento progresivo de la temperatura de gases a la salida de la caldera, o por pérdida del tiro entre el hogar y la chimenea. Los depósitos por el lado de gas impiden la transferencia de calor porque las paredes están aisladas contra el gas caliente. Sin embargo, los depósitos por el lado de agua reducen el enfriamiento del material y por eso es mucho mas peligroso porque el material se puede deteriorar e incluso llegar a fallar por causa de sobrecalentamiento. Incrustaciones sobre las superficies de calefacción, causan un aumento de la resistencia al paso del calor y conducen a: • Reducción de la capacidad de producción de la caldera. • Disminución de la refrigeración de los tubos, lo que da lugar a aumentos

locales de temperatura, que pueden provocar la rotura de los mismos. • Aumento en el consumo de energía. Las superficies en las cuales se lleva a cabo la evaporación son muy susceptibles de corrosión, ya que el vapor deja impurezas que tienden a formar incrustaciones. El agua también contiene gases corrosivos disueltos. El aumento de la temperatura del agua reduce su capacidad de retener los gases disueltos. Cuando los gases disueltos entran en contacto con las paredes de los tubos, reducen el coeficiente de transferencia de calor, disminuyendo la refrigeración de los mismos y se presenta ataque corrosivo por oxígeno. La acumulación de depósitos restringe el flujo de gas y en casos extremos se puede presentar ignición de éstos, causando severos daños. Soluciones: • Tratar el combustible con aditivos para minimizar los depósitos.

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• Utilizar el sistema de soplado (si lo tiene) con la frecuencia y tiempo que le den los mejores resultados, pero siempre siguiendo las instrucciones del fabricante.

• Aprovechar las paradas de las calderas para efectuar una deshollinada completa de la unidad.

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1

2

3

4

5

6

7

8

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1/32 pulg 1/16 pulg 1/8 pulg

Capa de hollin sobre la superficie de calentamiento

Incr

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de

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bust

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(%)

Figura 4.20 Efecto de incrustaciones (lado de fuego) sobre el consumo de

combustible. Si el diseño de la caldera permite el acondicionamiento de un sistema de soplado se puede elaborar el correspondiente estudio, con base en lo que la instalación del sistema pueda costar, dependiendo del tamaño de la caldera. Se debe anotar que un sistema de soplado no tiene efecto sobre depósitos provenientes del vanadio. El pentóxido de vanadio forma incrustaciones corrosivas y aislantes, tratables con aditivos cuyo uso implica un equipo especial con un costo adicional.

4.5.14 MÉTODO 14: REDUCIR INCRUSTACIONES Y DEPÓSITOS SOBRE EL LADO DE AGUA

Ahorro potencial: Entre 2% y 5%. Problema: Incrustaciones inorgánicas y depósitos, disminuyen la transferencia de calor. Normalmente la temperatura de los gases tiende a aumentar con el tiempo.

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Solución: Tratamiento adecuado del agua, según tipo de caldera y parámetros de operación. Discusión: Un tratamiento deficiente puede ser casi tan malo como si no existiera.

Figura 4.21 Efecto de incrustaciones (lado de agua) sobre el consumo de

combustible.

4.5.15 MÉTODO 15: INCREMENTO DE LA TEMPERATURA DEL AIRE DE COMBUSTIÓN

Ahorro potencial: 1% Problema: Precalentar aire de combustión. Por cada 40°F (22°C) mas de temperatura del aire, se obtiene 1% de mejora en eficiencia. Soluciones: • Relocalizar los ductos de entrada de aire. • Instalar un precalentador de aire si es económica y técnicamente factible. Discusión: Los costos de instalación de un precalentador de aire se estiman aproximadamente en US$3,000 por MBtu/hr.

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Precalentamiento de aire se puede utilizar económicamente para calderas mayores a 25,000 lb/hr (3.8 Kg/s). Depósitos de cenizas sobre superficies calientes, también contribuyen a la corrosión. Una forma de evitar la condensación y corrosión de los calentadores de aire es mantener la temperatura media de su extremo frío, por encima del punto de rocío de los gases de combustión. Como datos de referencia se recomienda para aire de combustión las siguientes temperaturas máximas: 250°F - 350°F (121°C – 177°C) (Stoker), 700°F (371°C)(Carbón pulverizado). Una temperatura de aire de combustión demasiado alta puede dar lugar a: • Mayores costos de mantenimiento de refractarios. • La temperatura del aire se debe manejar con precaución. Alta

temperatura acelera la ignición del carbón, dando más flexibilidad a los cambios de carga y mejorando la eficiencia.

• Para calderas con parrilla, una alta temperatura de aire puede dar

lugar a deformación y sobrecalentamiento de las mismas. Grandes volúmenes de aire a alta temperatura incrementan su velocidad a través de las parrillas, que pueden llegar a levantar partículas finas del carbón y ser arrastradas por los gases.

4.5.16 MÉTODO 16: INCREMENTO DE TEMPERATURA DEL AGUA DE ALIMENTACIÓN

Ahorro potencial: 3% Problema: Elevar la temperatura del agua de alimentación. Solución: Instalar un economizador que usa energía de los gases de escape de la caldera. El agua también se puede precalentar usando el calor de las purgas de la caldera. Discusión: Para pequeñas unidades generalmente se prefiere usar economizadores.

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En grandes unidades (mayor de 400 psig) (27.6 Bar) generalmente se utiliza precalentamiento de aire y economizador. Según la experiencia de la empresa Distral un economizador se paga completamente entre 1 y 2 años de funcionamiento. Como referencia un economizador cuesta aproximadamente US4,000 cada MBtu/hr (1.1 MJ/hr). Por cada 10°F (5.5°C) que aumente la temperatura del agua de alimentación la eficiencia de la caldera se mejora en 1%.

Figura 4.22 Efecto del precalentamiento del agua de alimentación en la

eficiencia de la caldera

4.5.17 MÉTODO 17: RECUPERACIÓN TÉRMICA DE LAS PURGAS

Ahorro potencial: 1% Problema: Pérdida de energía y posible contaminación al botar las purgas.

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Soluciones: Estudiar la posibilidad de añadir un tanque flash al sistema. El vapor producido a mas baja presión es recuperado para otros usos. Mediante este sistema se recupera aproximadamente el 50% del calor de la purga; el resto se desperdicia a 220°F (104°C). Al tanque flash se le puede adicionar un intercambiador de calor y se puede extraer una tercera parte más del calor de la purga. Discusión: El tanque flash en combinación con el intercambiado puede costar entre US$10,000 y US20,000..Con el uso de los esquemas y diagramas de la Figura 4.22 se pueden realizar determinaciones sencillas de la cantidad de vapor que se puede recuperar, al implementar un tanque flash al sistema de purgas de la caldera. La implementación de este sistema se debe justificar técnica y económicamente.

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Calor sensible a 100psi = 309 Btu/lb Calor sensible a 10psi = 208 Btu/lb

Calor disponible por el vapor flash = 101 Btu/lb Calor latente a 10 psi = 952 Btu/lb

Proporcion de evaporación = 101/952 = 0.106 o 10.6 % Vapor flash disponible = 0.100 X 2000 lb/hr

= 212 lb/hr

Figura 4.23 Recuperación de vapor flash FUENTE: Design of Fluids Systems Hook – UPS, spirax / sarco, 1990

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4.5.18 MÉTODO 18: RECUPERACIÓN DE ENERGÍA DEL VAPOR A ALTA PRESIÓN

Ahorro potencial: Variable Problema: Se requiere vapor a una presión más baja que la de la caldera. Solución: Una de las formas es el empleo de turbinas de contrapresión. Discusión: La idea es utilizar la energía del vapor a diferentes niveles de presión por medio de sistemas de reducción, para la producción combinada de electricidad y vapor de proceso. Estos sistemas son conocidos como CHP (Combined Heat and Power). Su implementación requiere estudios muy detallados para evaluar la factibilidad técnico-económica de cada proyecto.

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Figura 4.24 Distribución de energía en turbinas de condensación y contrapresión

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4.5.19 METODO 19: REDUCIR PERDIDAS DE CALOR EN CALDERA, TUBERIAS Y VALVULAS

Ahorro potencial: Entre 5% y 8%. Problema: Se pierde calor por radiación y convección desde superficies sin aislamiento o pobremente aisladas.

Figura 4.25 Determinación económica de espesor de aislamiento Solución: Emplear termómetros de superficie y cuantificar las pérdidas de calor, para luego aislar térmicamente las superficies. Discusión: Hay dos métodos de aislamiento para minimizar las pérdidas: 1. El método rápido, que consiste en añadir una o dos capas de aislante,

tal que la mano colocada sobre la superficie aislada soporte cómodamente la temperatura.

2. El método técnico de ingeniería requiere cálculos para determinar la cantidad, calidad, tipo y espesor óptimo de aislamiento con base en los mínimos costos anuales. Ver figura 4.24

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Tabla 4.11 Pérdidas de calor en equipos sin aislar

Temperatura superficial °F (°C)

Pérdida de calor Btu/hr-pie2 (KJ/hr-m2)

180 (82)

280 (138)

300 (149)

480 (249)

580 (304)

680 (360)

780 (416)

880 (471)

980 (527)

1,080 (582)

213 (2,419)

540 (6,133)

990 (11,244)

1,600 (18,171)

2,395 (27,200)

3,420 (38,841)

4,707 (53,458)

6,285 (71,879)

8,721 (99,845)

10,640 (120,840)

FUENTE: Design of fluid systems, Hook-Ups, Spirax/Sarco, 1990.

Para el caso específico de tanques, los datos de la tabla 4.12 nos dan estimativos de pérdidas de calor:

Tabla 4.12 Pérdidas de calor en tanques sin aislar

Pérdidas de calor desde la superficie del líquido (Btu/hr – pie2)

Pérdidas de calor a través de las superficies del tanque (Btu/hr – pie2)

Con aislamiento

Temperatura del Líquido

(°F) Por

evaporación Por

radiación

Total

Sin aislar 1” 2” 3”

90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210

80 160 240 360 480 660 860

1,100 1,380 1,740 2,160 2,680 3,240

50 70 90 110 135 160 180 210 235 260 290 320 360

130 230 330 470 615 820

1,040 1,310 1,615 2,000 2,450 3,000 3,590

50 70 90 110 135 160 180 210 235 260 290 320 360

12 15 19 23 27 31 34 38 42 46 50 53 57

6 8 10 12 14 16 18 21 23 25 27 29 31

4 6 7 9 10 12 13 15 16 17 19 20 22

FUENTE: Design of fluid systems, Hook-Ups, Spirax/Sarco, 1990.

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Figura 4.26 Pérdidas de calor en líneas de vapor sin aislar

4.5.20 METODO 20: USAR F.O. EN LUGAR DE GAS

Ahorro potencial: 2% Discusión: Aún en el caso de que los dos combustibles cuesten lo mismo por MBtu, el F.O. da un 2% más de eficiencia que el gas natural. La razón está en que el gas natural tiene mas hidrógeno por unidad de peso y su combustión forma mas agua que escapa con los gases en combustión en forma de vapor, lo que implica una pérdida adicional de energía con la consecuente disminución de eficiencia de la caldera. Notas: 1. La tendencia del sector industrial colombiano es convertir calderas que

queman ACPM o F.O. a gas. Lo mismo sucede con conversión de calderas que queman carbón, fundamentalmente por control ambiental.

2. Cualquier modificación o conversión de calderas debe estar sujeta a un

estudio técnico-económico previo. 3. Un método alterno de conversión, es el cambio de atomización de F.O.

con vapor a aire, lo que implica un ahorro potencial del 1%. La energía

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requerida para producir aire de atomización es pequeña comparada con la requerida para producir vapor. La cantidad de vapor de atomización representa aproximadamente 1% de la energía en el combustible.

4.6 COSTOS POR FUNCIONAMIENTO DEFICIENTE

Los ahorros obtenidos al mantener en operación la caldera con mejor eficiencia se calculan así:

C E Wf

= ($/año) ecombustibl en Ahorroη

⋅

Donde: Wf = Millones de Btu/año consumidas E = Incremento ganado en eficiencia η = Eficiencia óptima de operación C = Costo de combustible $/MBtu Ejemplo: Caldera de 500,000 lb/hr (62,9 Kg/s) vapor Tiempo de operación: 4,000 horas/año η óptima: 80% Ganancia en eficiencia: 1% Nota: para generar 1 libra (0,453 Kg) de vapor se necesita 1,200 Btu aproximadamente. Costo combustible (aproximado): $7,000 / MBtu. Calor requerido por la caldera en un año:

MBtu/año 3x100.8

1,2004,000x x 500,000 = wf 6=

Costo anual de combustible: 3 x 106 . $7,000 = $21,000 x 106/año Si mejoramos la eficiencia en 1% obtenemos:

00$262,500,07,000x 80

1 x 10 x 3 = ($/año) ecombustibl de Ahorro

6

=

De igual manera: Por cada 1% de disminución de η → ≈ $ 262,500,000 más por año

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4.7 EJEMPLOS DE APLICACIÓN PRACTICA

4.7.1 Caso No.1

Los siguientes datos corresponden a un ensayo realizado sobre una caldera acuatubular que fue instalada hace cinco años. DATOS 1. Combustible usado: F.O. (sin análisis disponible) 2. Atomización: Aire 3. Presión de combustible: 15 psig (1 Bar) por debajo de la recomendada 4. Damper chimenea: Totalmente abierto 5. % carga: Aproximadamente el 75% 6. Limpieza quemadores: Diaria 7. Temperatura precalentamiento combustible: 110°F (43°C) 8. Viscosidad combustible a temperatura de precalentamiento: 2,000 SSU 9. Temperatura gases chimenea: 500°F (304°C) 10. CO2: 6% 11. Humos (color): 3 12. Tiro: 0.25” agua 13. Temperatura salón: 78°F (26°C) 14. Tratamiento combustible: Ninguno DIAGNÓSTICO DE LA EFICIENCIA DE COMBUSTIÓN De la figura 33 para un 6% de CO2 (tambièn ver tabla 5.1) corresponde un valor de 140% de exceso de aire. De la figura 5.1 se deduce que la eficiencia de combustión es 68%. EXCESO DE AIRE Y HUMOS La gran cantidad de exceso de aire indica que el operario se guió probablemente por el color de la pluma de humos. Esto indica que la combustión es deficiente debido a una o más de las siguientes causas: CAUSAS : 1. El lado de fuego de la caldera probablemente está sucio de hollín, dando

lugar a la formación de humos (No. spot 6). 2. La atomización es deficiente y da lugar a formación de hollín y humos.

La causa puede ser:

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- Temperatura del F.O. es solamente 110°F (43°C) dando como resultado una viscosidad muy alta; 2,000 SSU. La figura 4.13 muestra que para mantener la viscosidad entre 150 y 300 SSU, la temperatura se debe mantener en un rango entre 180°F y 215°F (82°C y 102°C) (F.O. pesado). ) Baja presión de atomización también es causa de una deficiente

combustión. ) Debido a que no se emplean aditivos para el combustible es

probable la formación de depósitos en el quemador. ) Otra posibilidad es el quemador mismo. ¿Está funcionando

correctamente? ¿Está desgastado? TIRO El tiro se incrementa cuando se adiciona más exceso de aire para diluir los humos en los gases. Un tiro muy alto incrementa la velocidad de los gases y no hay suficiente tiempo para que la transferencia de calor de los gases a la caldera se realice adecuadamente. �EFICIENCIA DE COMBUSTIÓN La eficiencia es muy baja teniendo en cuenta el exceso de aire y la deficiente atomización del combustible en la caldera. RECOMENDACIONES �1. Parar la caldera tan pronto como sea posible y realizar una desollinada

completa. 2. Inspeccionar y limpiar completamente los quemadores. 3. Aumentar la presión de atomización hasta el límite recomendado. 4. Elevar la temperatura de precalentamiento hasta 215°F (102°C). 5. Mantener un exceso de aire del 15%. 6. Realizar un análisis del combustible y chequear V y S. Del análisis y la

inspección de quemadores determinar el tratamiento requerido para el combustible.

7. Mantener la temperatura de la chimenea entre 350°F – 400°F (177°C y 204°C) y disminuir la rata de combustible si es necesario.

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4.7.2 Caso No.2

Con la misma caldera anterior y después de haber tenido en cuenta las recomendaciones, se realizó un segundo ensayo con los siguientes resultados: 1. Temperatura gases chimenea: 400°F (204°C). 2. % CO2: 7.0 3. Humos (color): 4 4. Tiro: 0.20 pulg. Agua 5. Temperatura ambiente: 72°F (22°C) 6. Temperatura precalentamiento F.O.: 212°F (100°C) 7. Exceso de aire: 100% 8. Eficiencia de combustión: 79.5% 9. Viscosidad del F.O.: 425 SSU DIAGNOSTICO Para poder mantener la temperatura de gases entre 350°F y400°F (177°C y 204°C), se disminuyó la rata del F.O. Sin embargo, no fue suficiente para mantener un bajo No. de humo sin un gran exceso de aire. La eficiencia de combustión se mejoró significativamente. Otras de las causas de formación de humo pueden ser: 1. La instalación de los quemadores después de la revisión pudo ser

ligeramente defectuosa. 2. El combustible no estaba siendo tratado todavía. 3. La temperatura de precalentamiento del combustible sigue siendo baja.

Elevaría hasta 225°F (107°C).

4.7.3 Caso No.3

En una planta industrial con un consumo de vapor de 100,000 lb/hr (12.6 Kg/s) el control de combustión se realiza en forma permanente. Las calderas operan 8,000 hr/año, con una eficiencia del 82% y un requerimiento de 1,000 Btu por libra de vapor (1,055 KJ/Kg). El combustible utilizado era F.O. No.6; viscosidad SSU 1,500 a 100°F (38°C) atomizado a una temperatura de 190°F (88°C), con un exceso de aire especificado del 15%. Por razones de suministro se debió utilizar un F.O. de diferentes especificaciones (5000 SSU a 100°F), pero fue necesario ajustar manualmente la relación A/F llegando a un requerimiento de 35%de

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exceso de aire para mantener chimeneas limpias. Las temperaturas de los gases de chimenea promediaban 600°F (316°C). El poder calorífico era básicamente el mismo, 140,000 Btu/gal (147,700 KJ/Kg) pero su consumo era mayor. Consultado el departamento técnico al respecto, se encontró que la temperatura de atomización especificada para el combustible original no era adecuada con el nuevo suministro; se recomendó incrementarla a 220°F (104°C). El exceso de aire logró reducirse al 15% llegando básicamente a los consumos originales de combustible, con los consiguientes ahorros para la empresa.

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5. DIAGNOSTICO Y RECOMENDACIONES PARA MEJORAR EL FUNCIONAMIENTO DE CALDERAS

En este capítulo se incluyen los principales ensayos que se le deben realizar a una caldera para evaluar su funcionamiento y aplicar correctivos para mejorar su eficiencia. Cada ensayo se ha dividido en cuatro partes: 1.- Técnicas de la realización del ensayo y aparatos utilizados. 2.- Planteamiento general del problema presente en la caldera. 3.- Causas que originan el problema. 4.- Soluciones. Vale la pena recordar que para la realización de cada uno de los ensayos existen normas ( ASME, DIN, JIS, etc.) que son muy rigurosas en su aplicación cuando se trata de comprobar rendimientos y capacidades garantizadas por los fabricantes de equipos grandes como es el caso de calderas para centrales térmicas.

5.1 ANALISIS DE GASES DE COMBUSTION.

Este análisis se usa para determinar la relación aire/combustible (A/F) y evaluar la calidad de la combustión. Aunque existen actualmente muchos tipos de analizadores, usualmente, para evaluar la eficiencia de combustión se sigue utilizando el “ANALIZADOR ORSAT que nos permite cuantificar porcentualmente en volumen el contenido de CO2, O2,CO y N2. El contenido de O2 indica la cantidad de aire en exceso. Bajo condiciones ideales (0% exceso de aire, 0% O2, 0% CO ), los gases de combustión mostrarán el máximo porcentaje CO2 si la combustión es perfecta.

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Las tablas 5.1 y 5.2 reportan datos del efecto del exceso de aire sobre el % CO2 y % O2 en los gases de combustión para los diferentes combustibles

Tabla 5.1 Efectos del exceso de aire sobre el % CO2 en gases de combustión

% Exceso de Aire Combustible 0 10 20 40 60 80 100 150 200 Gas natural % CO2 Propano % CO2

Butano % CO2 ACPM % CO2

F.O. % CO2 Carbón Bituminoso %CO2 Antracita % CO2

12.0 14.0 14.3 15.2 15.6 18.4 19.2

10.7 12.6 12.9 13.8 14.1 16.7 18.0

9.8 11.5 11.7 12.6 12.9 15.3 16.5

8.3 9.8 10.0 10.7 11.0 13.0 14.1

7.2 8.5 8.6 9.3 9.6 11.4 12.4

6.3 7.5 7.6 8.2 8.5 11.1 11.0

5.7 6.7 6.8 7.4 7.6 9.0 10.0

4.5 5.3 5.4 5.9 6.1 7.2 7.9

3.7 4.4 4.5 4.9 5.0 6.0 6.9

Precaución: Las muestras de gas provenientes de hornos de proceso que contienen CO2, podrían indicar % CO2 mayores que los indicados en la tabla anterior con 0% de exceso de aire debido a la descompensación de carbonatos a elevadas temperaturas (Ej. Na2 CO3). FUENTE: Fundamentals of Boiler Efficiency, Exxon Company U.S.A., 1976.

Tabla 5.2 % oxigeno en gases de combustión % Aire en Exceso

Combustible 0 1 5 10 20 50 100 200 Gas Natural Propano ACPM F.O. No.6

0 0 0 0

0.25 0.23 0.22 0.22

1.18 1.08 1.06 1.06

2.23 2.06 2.02 2.01

4.04 3.75 3.69 3.67

7.83 7.38 7.29 7.26

11.4 10.9 10.8 10.8

14.7 14.3 14.2 14.2

FUENTE: Principios fundamentales de la eficiencia de calderas, ESSO.

5.1.1.INSTRUMENTOS DE MEDICION Y TECNICAS DE MUESTREO.

El análisis de gases de combustión normalmente se realiza con el llamado “APARATO ORSAT”, con instrumentos electrónicos o con el “ANALIZADOR BACHARAT siendo éste último el de más bajo costo, más sencillo de manejar y de poco mantenimiento. Un analizador electrónico puede costar varios miles de dólares y requiere frecuentes chequeos y mantenimiento, pues los sensores se agotan y es necesario reemplazarlos. Independiente de la técnica que se aplique; es esencial que la muestra que se tome para el análisis sea representativa del flujo de gas.

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La localización del punto de muestreo es tan importante como la selección del aparato de medida . Filtraciones de aire en caldera de tipo balanceado pueden diluir la muestra de gas y reportar datos erróneos de las verdaderas condiciones de combustión en el hogar. Igual sucede en los precalentadores de aire. Se recomienda que la muestra se tome en un sitio corriente arriba del precalentador de aire o antes de cualquier sitio de posible infiltración de aire. Se debe evitar el tomar la muestra en sitios de alta turbulencia del gas, tales como los cercanos a codos, dampers, o ventiladores de tiro inducido. Se recomienda también la lectura en varios sitios de la sección transversal del ducto y promediar los valores. El analizador Orsat aunque requiere un operario experimentado, es el más conocido en nuestro medio y por tal razón se dio una explicación completa sobre su manejo en el capitulo 3.

5.1.2 Analizadores de combustión Microcomputarizados

Actualmente en el comercio internacional se consigue una cantidad y variedad enorme de diferentes tipos de analizadores digitales con diferentes grados de sofisticación. Con el soporte de la tecnología de los microprocesadores se pueden tomar lecturas y registros gráficos de múltiples variables de combustión. La mayoría de ellos permite mediciones de: • Eficiencia de combustión • Contenido de CO • Contenido de O2 • Contenido de CO2 • Exceso de aire • Temperatura de gases • Contenido de NOx (ppm) • Contenido de SOx (ppm) Su alto costo de inversión y mantenimiento se compensan con la rapidez, exactitud, limpieza y practicidad. Sin embargo, se recomienda hacer un estudio técnico-económico para justificar su compra. Para cálculos rápidos se recomienda el uso de nomogramas.

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5.2 EFICIENCIA DE COMBUSTIÓN

El %CO2 y la temperatura de gases de combustión son parámetros usados para estimar la eficiencia de combustión. Esta evaluación se puede hacer mediante el empleo de nomogramas, datos tabulados como los incluidos en las tablas 5.3 y 5.4 o gráficas (ver fig. 5.1, 5.2, 5.3).

5.2.1 Eficiencia de Calderas

Como se planteó al comienzo del Capítulo 2 la eficiencia de caldera se puede estimar así:

Eficiencia de caldera = Eficiencia de combustión – Pérdida de calor. Las pérdidas de calor son muy difíciles de cuantificar, porque dependen de la carga, tipo y tamaño de caldera, calidad de los aislamientos, etc.; por esta razón se recurre a gráficas como la incluida en el código ASME PTC4 “RADIATION LOST CHART” o datos suministrados por fabricantes de calderas con mucha experiencia.

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Figura 5.1 Eficiencia de combustión para derivados del petróleo

FUENTE: Fundamentals of Boiler Efficiency, Exxon Co., 1976.

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Figura 5.2 Eficiencia de combustión para carbón típico

FUENTE: Fundamentals of Boiler Efficiency, Exxon Co., 1976.

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Figura 5.3 Eficiencia de combustión para gas natural FUENTE: Fundamentals of Boiler Efficiency, Exxon Co., 1976.

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5.3 AHORRO DE COMBUSTIBLE AL MEJORAR LA EFICIENCIA

Los ahorros potenciales en combustible para diferentes incrementos en eficiencia se pueden obtener de los datos de la Tabla 5.3. La mejora en eficiencia se obtiene reduciendo en principio el exceso de aire y la temperatura de los gases en la chimenea. La reducción del exceso de aire usualmente conlleva a una reducción de la temperatura de gases en la chimenea. El efecto combinado se debe determinar primero evaluando la mejora de la eficiencia por reducción del exceso de aire y añadir luego la mejora de eficiencia por reducción de temperatura de gases en la chimenea.

Tabla 5.3 Ahorro porcentual en combustible al incrementar la eficiencia de

combustión Para incrementar la eficiencia de combustión a De una

Eficiencia Original de

55% 60 65 70 75 80 85 90 95

50% 55 60 65 70 75 80 85 90

9.10

16.7 8.3

23.1 15.4 7.7

28.6 21.5 14.3 7.1

33.3 26.7 20.0 13.3 6.7

37.5 31.2 25.0 18.8 12.5 6.3

41.2 35.3 29.4 23.5 17.6 11.8 5.9

44.4 38.9 33.3 27.8 22.2 16.7 11.1 5.6

47.4 42.1 37.8 31.6 26.3 21.1 15.8 10.5 5.3

Nota: Asumir radiación y otras pérdidas constantes.

5.4 Exceso de aire

Se puede determinar usando la figura 3.3, la Tabla 5.1 o mediante la relación matemática explicada en el Capítulo 3, a partir del análisis de gases (% vol). El análisis de gases se puede realizar mediante el empleo del Orsat, de un Baccarach o de un analizador electrónico si se dispone de él.

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Como una guía sencilla para evaluar la combustión de una caldera podemos tomar como referencia los valores establecidos en la Tabla 5.4

Tabla 5.4 Funcionamiento de la caldera vs. Análisis gases de combustión

Evaluación Gas ACPM F.O. No.6 Excelente Bueno Regular Malo

10% CO2

9.0 8.5 8.0

12.8% CO2

11.5 10.0 9.0

13.8% CO2

13.0 12.5 12.0

Nota: Se asume contenido de CO entre 100 – 400 PPM. FUENTE: Cleaver Brooks. Manual del cuidado de la caldera, 1992.

5.5 ANÁLISIS Y SOLUCIÓN DE PROBLEMAS DE COMBUSTIÓN

5.5.1 Niveles de CO2, O2 y CO

Bajas lecturas de CO2, significan baja eficiencia de combustión. Lecturas de CO por encima de 400 PPM significan baja eficiencia de combustión. En calderas que funcionan con gas, si hay deficiencia de aire, existe peligro de explosión cuando gases combustibles (producto de combustión inmediata) encuentra una temperatura suficientemente alta y chispa de ignición en presencia de bolsas de aire (infiltraciones). Como precaución, el exceso de aire se debe mantener como mínimo entre 10% y 15% para asegurar combustión completa.

5.5.1.1 Causas

Las causas de bajo % de CO2 y alto porcentaje de O2 son: 1. Tiro inadecuado (alto) causado por combustión pobre 2. Demasiado aire de exceso para combustión 3. Filtraciones de aire 4. Atomización de aceite (F.O.) inadecuada 5. Hogar inadecuado o defectuoso 6. Boquillas gastadas

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7. Operación errática del sistema de regulación de tiro 8. Defectos en el ventilador y ductos de aire 9. Incorrecto ajuste de la presión de aceite

5.5.1.2 Soluciones

1. Disminuir exceso de aire manteniendo el más alto nivel de CO2 y aceptable formación de hollín (gases con presencia de partículas combustibles sin quemar).

2. Disminuir % CO hasta que su contenido esté entre 100 – 400 PPM. 3. Chequear las partes mecánicas del sistema para asegurar óptima

atomización de combustible. 4. Usar aditivos para mantener limpias las boquillas. Nota: El ensayo de hollín se puede realizar mediante el uso de papel filtro (Baccarach) de 0.25”Ø, haciendo pasar a través de éste 110.39 pulg3 de gases. El color resultante se contrasta con la escala de 1 a 9 estándar del ensayo. Números bajos significan poca o ninguna formación de humos. Para Fuel Oils se da la siguiente guía: Fuel Oil No.2 (ACPM): 3 o menos Fuel Oil No.6: 4 o menos

5.5.2 Formación de Hollín

Las partículas combustibles sin quemar aislan las superficies de transferencia de calor e incrementan el consumo de combustible.

5.5.2.1 Causas

Excesiva formación de hollín es evidencia de combustión incompleta, las causas de su formación se deben a: 1 Inadecuado suministro de aire 2 Insuficiente tiro 3 Inadecuada viscosidad del combustible 4 Mal funcionamiento de la bomba de combustible 5 Atomización defectuosa del combustible 6 Relación A/F inadecuada 7 Excesivos escapes de aire

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8 Inadecuado precalentamiento 9 Boquillas defectuosas o inadecuadas 10 Períodos de encendido muy cortos 11 Boquillas taponadas o rotas 12 Inadecuado ajuste de presión de aceite 13 Escapes en la válvula de corte originando goteo Nota: Grandes cantidades de exceso de aire pueden dar la impresión de combustión limpia, cuando en efecto es muy pobre. Se debe chequear CO2.

5.5.2.2 Soluciones

1. Balancear el CO2 (con más o menos aire dependiendo del caso

hasta obtener en el ensayo de humos un No.4 o menor). 2. Controlar la temperatura del F.O. para viscosidad correcta. 3. Usar aditivos para mejorar la atomización. 4. Eliminar todos los problemas de tipo mecánico y chequear el sistema

permanentemente.

5.5.3 Temperatura de Gases

Este parámetro y el % de CO2 nos permiten obtener la eficiencia de combustión. La temperatura neta de gases en la chimenea se obtiene restando la temperatura ambiente a la medida de gases de combustión.

5.5.3.1 Problemas

Una buena práctica dictamina que la temperatura de los gases en la chimenea se deben mantener lo más bajo posibles sin que se llegue a causar corrosión por formación de H2SO4 cuando reaccione el SO3 de los gases con vapor de agua. En presencia de grandes cantidades de aire en exceso, algo de este se convertirá a SO3 (1% a 3%). Si la temperatura del precalentador de aire, ductos y chimenea llega a caer por debajo del punto de rocío, el ácido sulfúrico se condensará sobre las superficies metálicas (ver Figura 4.12).

5.5.3.2 Causas

Temperaturas elevadas (mayores de 400°F son causadas por:

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1. Excesivo tiro 2. Superficies de transferencia de calor sucias a bafles dañados 3. Diseño pobre de la caldera 4. Hogar sobredimensionado 5. Cámara de combustión defectuosa 6. Inadecuado ajuste del regulador de tiro

5.5.3.3 Soluciones

1. Reparación de bafles corroidos o rotos que podrán dar lugar a by-pass de gases a la chimenea.

2. Ajuste del tiro 3. Disminuir la formación de depósitos aislantes sobre las superficies de

transferencia de calor

5.5.4 Regulación del tiro

El tiro determina la rata a la cual los gases de combustión pasan a través del hogar y de la caldera. En el hogar su valor normalmente está entre -2 y -3 mm. (-0.1 pulg) de columna de agua. Un tiro positivo en el fogón puede resultar en escape de humo y otros productos de combustión a las áreas circundantes. El tiro de la chimenea debe ser suficientemente elevado para prevenir presión positiva en la cámara de combustión. El exceso de aire se puede controlar mediante reguladores de tiro posicionados en la entrada de la chimenea. Los instrumentos digitales portátiles para analizar gases, así como la temperatura de los gases, representan otra opción para medir la fuerza del tiro. De todas maneras, para una buena operación de la caldera, lo importante es causar una diferencia de presión capaz de crear una corriente de aire necesaria para la combustión. El aire debe ser transportado a través del sistema de quemadores hacia la cámara de combustión, o hacia las parrillas de combustible sólido. El gas caliente tiene que sobreponerse a la fricción que ejercen tuberías, ductos, restricciones por sobrecalentador, precalentador de aire, economizador, hasta su salida en la chimenea. Las averías que permiten el paso del aire o agua en la chimenea son muy perjudiciales pero el tiro natural (que es extremadamente sensible) ya que enfría el gas de combustión y se incrementa su flujo y de éste modo también la fricción. Las entradas de aire frío en el gas de chimenea tienen consecuencias aún peores que un escape en el humo caliente, el

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incremento de aire excesivo en consecuencia también reduce la fuerza del tiro. Los conductos de gas se deben diseñar para una pérdida mínima de presión con el objeto de reducir la fricción. Esto también se obtiene manteniendo las superficies limpias o libres de hollín y ceniza. Si el tiro natural no es suficiente para proveer el exceso de aire necesario, se emplean ventiladores (tiro forzado e inducido o tiro mecánico) para apoyar el tiro natural. Un tiro excesivamente fuerte se manifiesta por la forma encerrada de la llama en la cámara de combustión (apuntando hacia el conducto de salida del hogar de la caldera). La figura 5.5 ilustra la forma como puede verificarse la pérdida de tiro en una caldera.

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Figura 5.5 Mediciòn de la Pèrdida de Tiro

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5.5.4.1 Problemas

1. Mal funcionamiento del ventilador 2. Filtraciones de aire falso 3. Demasiado o muy poco aire 4. Pobre regulación del tiro 5. Chimenea taponada con hollín u objetos extraños 6. Insuficiente altura de la chimenea 7. Pérdida notoria de tiro a través de la caldera (significa taponamiento

parcial con depósito)

5.5.4.2 Solución

1. Ajustar aire y/o damper 2. Inspeccionar la chimenea 3. Limpiar la caldera (deshollinar)

5.5.5 Formación de Dióxido de Azufre (SO2)

En términos generales, los compuestos de azufre se suelen representar como SOx , el cual incluye SO2 (dióxido de azufre) y SO3 (trióxido de azufre). Los óxidos de azufre son producidos por la reacción entre el oxígeno contenido en el aire de la combustión y el azufre contenido en el combustible. El SOx mezclado con la humedad de la atmosfera o la humedad propia de los gases de combustión, puede formar ácido sulfúrico y atacar directamente por corrosión las partes más frias de la caldera por donde circulan los gases o ya en el exterior de la chinemea, contribuir a la formación de lluvia ácida, la cual causa daños en la vegetación y acidificación de las fuentes naturales de agua. Entre más alto sea el contenido de azufre de un combustible, mayor será la cantidad de SO2 en los gases de combustión. Este a su vez puede producir más SO3 causante de corrosión. Para la determinación de SO2, se puede emplear el Baccarach. El contenido de S en el combustible requiere de un análisis especializado de laboratorio. También se puede utilizar como guía los datos de la tabla 2.6 para combustibles típicos colombianos usados en calderas. La corrosión por bajas temperaturas afecta particularmente el economizador y el calentador de aire, debido a la formación de ácido sulfúrico, que ataca

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el exterior de los tubos del economizador y normalmente la parte interna de los tubos del calentador, cuando las temperaturas de superficie caen por debajo del punto de rocío. Para el caso del economizador, es aconsejable aumentar la temperatura del agua de alimentación, tal que la temperatura de la pared del tubo este por encima de la temperatura de condensación. Incrementar la temperatura de gases, no ayuda mucho si tenemos en cuenta el mayor coeficiente de transferencia de calor por el lado de agua, comparándolo con el del lado del flujo de gases. En general, la cantidad de SO3 que se forma guarda esta relación: Cantidad de SO3 = 1% de SO2 ( carbón) = 2% de SO2 ( F.O.)

5.5.5.1 Problemas

El principal es la corrosión por condensación de H2SO4 en la chimenea. También puede dar lugar a problemas por contaminación ambiental.

5.5.5.2 Causas

1. Azufre en el combustible 2. Exceso de aire oxidante a SO2 y SO3 3. �SO3 + H2O � H2SO4 (se condensa por debajo de temperatura rocío)

5.5.5.3 Soluciones

1. Conservar la temperatura en la chimenea por encima de la

temperatura de rocío del ácido sulfúrico 293°F (145°C). 2. Usar solamente el exceso de aire suficiente para minimizar la

formación de SO3 3. Tratar con aditivos adecuados el combustible

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5.5.6 Temperatura de rocío de ácido sulfúrico (DPT)

Mediante ensayos estandarizados e instrumentos se puede determinar el DPT especialmente para combustibles con alto contenido de S. Mediante el uso de aditivos que reaccionan con los óxidos de azufre es posible controlar la formación de H2SO4. El ácido sulfúrico tiene una temperatura de ebullición y condensación alta; del orden de 554°F (290°C) en su forma concentrada, la cual disminuye cuando el ácido está en forma diluida. Bajo condiciones normales de operación en calderas, ésta temperatura generalmente se encuentra en el rango de 257 a 293°F (125 a 145°C). La Figura 5.6 ilustra el comportamiento típico entre temperatura de la superficie de caldera y rata de corrosión de la superficie metálica.

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Figura 5.6 Relación típica entre temperatura de superficie de caldera y rata de corrosión FUENTE: David G., Robert H., Industrial Boiler, Longman S.T. 1989

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Entre más SO3 se forma, más alta será la temperatura DPT, pero ésta también será afectada por la cantidad de vapor de agua presente. Verhoff y Banchero han propuesto una ecuación para determinar la temperatura del punto de rocío del ácido (DPT).

DPT1000

= 1.7846 + 0.0267 log10 P1 – 0.1031 log10 P2 + 0.0329 log10 P1 log10

P2

Donde: DPT = Temperatura de rocío del ácido (K) P1 = Presión parcial del vapor de agua (bar) P2 = Presión parcial del SO3 (bar) Esta ecuación se dice que es segura con un margen de error de ±7 K. Es claro que todas las superficies en contacto con flujo de gases son susceptibles de corrosión, si su temperatura cae por debajo del punto de rocio del ácido. Se deduce que la temperatura se debe mantener siempre por encima del DPT, aunque no siempre es posible. Algunos de los sitios más expuestos a ataques corrosivos se localizan en el precalentador de aire, economizador, ductos y chimenea, particularmente cuando la caldera opera intermitentemente. Ocasionalmente se utilizan algunos agentes neutralizantes como el hidróxido de Magnesio Mg(OH)2, el cual reacciona así:

H2SO4 + Mg(OH)2 = MgSO4 + 2H2O El sulfato de magnesio no es tóxico y se puede remover fácilmente mediante soplado o con lavado de agua. El área donde más comúnmente se produce corrosión es el extremo frío del calentador de aire. A mayor contenido de azufre hay que aumentar la temperatura del gas de salida para evitar la corrosión. Esta relación se muestra en la figura 4.12. Se utiliza la temperatura media del extremo frío porque se considera que es una aproximación razonable a la temperatura del metal en ese punto. Este valor se calcula sumando la temperatura del aire que entra y la temperatura del gas de combustión que sale del calentador de aire y dividiendo el total por dos.

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5.5.6.1 Causas

La corrosión por extremo frío es causada por temperaturas de los gases por debajo del DPT.

5.5.6.2 Solución

• Operar la caldera tal que la temperatura de los gases sea mayor que el

DPT 293°F (145°C). • Usar aditivos adecuados (consultar especialistas) • Usar el mínimo exceso de aire para minimizar la formación de SO3

5.5.7 Viscosidad del Fuel-Oils

Para asegurar la más alta eficiencia de combustión, periódicamente se debe chequear la presión de combustible, viscosidad y temperatura de precalentamiento. Así por ejemplo para el F.O. No.6 la temperatura de precalentamiento se debe mantener entre 222 y 239°F (105 y 115°C) (100 – 300 SSU); para el crudo de castilla se ha obtenido buenos resultados calentándolo entre 176 y 185°F (80 y 85°C).

5.5.7.1 Problemas

Baja eficiencia de combustión y alta formación de humos. Si el combustible es muy pesado, puede haber problemas en el sistema de bombeo.

5.5.7.2 Causas

Viscosidad inadecuada causa problemas de atomización. Si el F.O. no alcanza el valor de temperatura adecuada, en el quemador no se producirá la atomización correcta y la superficie de contacto entre las partículas de combustible y el aire se disminuye, haciendo que la velocidad de combustión sea menor, se producen inquemados y normalmente se incrementa la cantidad de aire. Esta situación de exceso de aire enfría la

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llama y demanda más combustible, creándose un círculo vicioso, que implica ataque a las partes mecánicas, emisión de inquemados a la atmósfera, etc. Calentar el combustible por encima del rango adecuado, no produce ningún efecto positivo, solo pérdidas innecesarias de calor.

5.5.7.3 Solución

Si la viscosidad del combustible es desconocida, se recomienda precalentar el F.O. hasta 250°F (121°C) y reducir gradualmente la temperatura en decrementos de 10°F (5.5°C) hasta que se obtenga la mejor combustión. La Tabla 5-6 da el rango de viscosidad típicos para F.O. No.6 con diferentes métodos de atomización. �

Tabla 5.6 Rangos de viscosidad para F.O Nº 6 Rango usual de viscosidad para atomización

Método Atomización Segundos Saybolt U. Equivalente (Centistokes)

Presión Vapor o aire Rotatoria

35 – 150 35 – 350 150 - 300

3 – 32 3 – 77

32 – 65

FUENTE: “Guidelines for Industrial Boiler Performance Improvement”, Michael W. McElroy, F.E.A., January 1977. Sin el conocimiento detallado de las características del quemador no resulta posible adecuar la regulación de las variables de operación de manera que permita optimizar su funcionamiento. El hecho de que en muchos casos no se dispone en planta de un catálogo del fabricante del quemador, explica por qué tal inadecuación representa un problema típico y ocasiona pérdidas considerables en la práctica. Algunos de los casos típicos son: • Margen inadecuada de regulación • Potencia térmica excesiva o insuficiente • Forma de la llama inadecuada • Presiones y temperaturas de ingreso al quemador incorrectas • Períodos de operación demasiado cortos

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Con suficiente criterio y conocimiento, resulta posible y en ocasiones necesario, variar algunas condiciones de diseño y operación del quemador.

5.6 CALIBRACIÓN Y AJUSTE DE CALDERAS INDUSTRIALES AUTOMÁTICAS

El ajuste y calibración de calderas industriales se hace para mantener óptimo el exceso de aire y con ello mejorar la eficiencia de éstas. Los pasos recomendados a seguir en la calibración son: 1. Fijar una rata de quemado, deseada y pasar luego a los controles de

automático a manual. Cuando se estabilice la llama registre los datos de presión, temperatura, CO y O2 en los gases de escape y en caso de que la cantidad de O2 sea mínimo y el CO esté en su nivel aceptable, es probable que la caldera ya esté trabajando a nivel óptimo para esta rata de quemado; sin embargo se debe comprobar si trabajar a más bajo nivel de exceso de aire la caldera funciona.

2. Aumente el flujo de aire hasta que el contenido de O2 en los gases

de escape aumente en uno o dos por ciento. Registre los datos de presión, temperatura, CO y O2 en los gases de escape, una vez la caldera se haya estabilizado y registre cualquier cambio en las condiciones de la llama.

3. Vuelva el flujo de aire al nivel normal y reduzcalo lentamente

registrando los datos de presión, temperatura, CO y O2 en los gases de escape. Chequee el color de los humos en la descarga de la chimenea y observe constantemente la llama.

4. Disminuya el flujo de aire hasta que se presente alguna de las siguientes condiciones:

a. Choque de llamas contra los muros del hogar o inestabilidad de las

mismas. b. Alto nivel de CO en los gases de escape. Durante el ensayo son

tolerables valores de 1000ppm. Tenga precaución pues el CO aumenta rápidamente con pequeños cambios del exceso de aire.

c. Combustión deficiente de combustibles sólidos (alto índice de carbón sin quemar).

d. Presión muy baja en la cámara de aire y/o hogar.

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Registre los datos de presión, temperatura, CO y O2 en los gases de escape. Graficar CO vs. O2 con los datos registrados en los puntos anteriores. 6. Establezca un margen en exceso de O2 por encima del mínimo O2

requerido, teniendo en cuenta posibles variaciones en la composición del combustible, cambios de carga y variaciones atmosféricas.

Añada este margen al mínimo O2 requerido y ajuste los controles del quemador para mantener este exceso cuando se opera en automático.

7. Realizar los pasos anteriores para cada una de las ratas de

quemado que se van a probar y hacer los ajustes para la condición de quemado mas predominante.

8. Ajustar los controles de la caldera para operarla automáticamente,

teniendo en cuenta el comportamiento de la caldera a diferentes cargas.

Verificar si los nuevos ajustes son capaces de soportar cambios de carga en el trabajo normal sin causar efectos negativos; esto se puede cambiando las condiciones de carga rápidamente y observando la llama en el hogar y los humos en la chimenea. Si descubre condiciones indeseables aumente el exceso de aire de la rata de quemado afectada reajustando los controles de la caldera. La verificación de este ajuste se hace en forma similar. En la realización de estos ensayos para determinar el mínimo exceso de O2, se obtienen curvas como la de la figura 4.9

5.7 SISTEMA DE MONITOREO Y CONTROL DE FUNCIONAMIENTO DE CALDERAS

El medio más efectivo para asegurar que la caldera opere eficientemente, es realizar chequeos periódicos a la unidad, anotando en formatos preelaborados para cada caso, la información de las variables de funcionamiento. La frecuencia de la lecturas está determinada por el tamaño y complejidad de los equipos. Es práctica usual en nuestras calderas grandes (Centrales

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Térmicas) tomar datos cada hora con el fin de chequear el funcionamiento de la unidad. Un modelo de formato de control debe incluir la siguiente información: 1. Datos generales de la caldera Flujo de vapor, presión, temperatura (agua, vapor) 2. Datos del sistema de combustión Tipo de combustible Flujo de combustible Presión de suministro de aceite o gas Presión a quemadores Temperatura del combustible Posición damper aire Presión caja de aire – hogar Otros datos para instalaciones especiales 3. Indicaciones de flujo de aire O2 en gases a la entrada del precalentador de aire O2 en gases en la chimenea Opcional: posición damper ventiladores 4. Flujo de gases y temperaturas Gases salida de la caldera Gases salida economizador y precalentador aire Temperatura aire entrada precalentador 5. Indicación de combustible sin quemar Medida de CO Apariencia de la llama Apariencia de la pluma de gases 6. Presión de aire y gases en: Descarga ventilador tiro forzado Hogar Salida de la caldera Entrada y salida del economizador Entradas y salidas del precalentador de aire 7. Condiciones anormales Escapes de vapor Vibraciones o ruidos anormales

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Mal funcionamiento de los equipos Excesiva agua (tratada) de reposición 8. Operación del sistema de purga 9. Operación del sistema de soplado Esta información se puede reducir bastante para calderas menores de 10,000 lb/h y que definitivamente no se justifican analizadores permanentes. Para estas unidades se recomienda realizar semanalmente un análisis de gases y un chequeo mensual al sistema de combustión. Para unidades de mayor tamaño y que operan con carbón se recomienda realizar cada mes un chequeo del contenido de combustible en cenizas lo mismo la finura si emplea carbón pulverizado.

5.8 SISTEMAS DE SUMINISTRO DE COMBUSTIBLES

1. Sistema de gas Por ser un combustible limpio no requiere de ningún tratamiento previo y son relativamente pocos los problemas que se presentan. El regulador de la presión de gas es el componente que requiere más atención. Baja presión puede indicar mal funcionamiento del regulador, taponamiento del filtro de limpieza o baja presión en la línea. Dependiendo del tipo de control se puede afectar la relación A/F. 2. Sistema de quemado de F.O. El sistema de suministro de F.O. consta de tanques, bombas, filtros, válvulas, reguladores de presión y flujo y sistema de precalentamiento para control de viscosidad. Se debe mantener un control permanente sobre la temperatura, presión y rata de suministro de F.O. al quemador. Se puede originar baja presión por altas o bajas temperaturas en la succión de la bomba, taponamiento de filtros, formación de depósitos en el precalentamiento o mal funcionamiento del regulador.

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Cualquier desviación de la presión de suministro puede afectar la relación A/F dependiendo del tipo de control. 3. Sistema de quemado de carbón Un cronograma de mantenimiento sobre estos sistemas debe incluir observaciones visuales (cada hora) sobre los alimentadores y quemadores de la unidad. Mensualmente se debe chequear el tamaño (trozos) del carbón en sistemas de alimentación mecánica o finura en sistemas de carbón pulverizado. Se recomienda realizar una inspección anual completa con el fin de determinar desgastes en tuberías, clasificadores, ventiladores, etc. Excesiva pulverización del carbón puede dar lugar a un consumo alto de energía de los pulverizadores. Poca pulverización puede generar pérdidas de calor por carbón sin quemar presente en las cenizas. 4. Instrumentación y controles Esta área es la más crítica dentro del plan de mantenimiento para mejoramiento de la eficiencia. La función del control de combustión es mantener la relación A/F más adecuada para minimizar las pérdidas por carbón sin quemar y por gases. Los componentes del sistema de control pueden ser del tipo mecánico, neumático, electrónico o una combinación entre ellos. Cada tipo está sujeto a diferentes desajustes y formas de deterioro, los cuales requieren buen servicio de mantenimiento para asegurar su satisfactorio funcionamiento. Los sistemas mecánicos normalmente están sujetos a desalineamientos y desgastes que introducen errores en los ajustes. Los sistemas neumáticos están sujetos a fugas o suciedades en sensores y líneas de control. Los sistemas electrónicos están sujetos a suciedades en contactos, fallas de aislamientos o en circuitos y son más sensibles a daños por calor o vibración. La frecuencia de mantenimiento o calibración está mejor determinada por el mismo personal de mantenimiento con base en el récord de reparaciones y ajustes realizados. ��

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6. SISTEMA DE CONTROL DE COMBUSTIÓN EN CALDERAS

La función del sistema de control de combustión es mantener la relación A/F mas adecuada para minimizar pérdidas de energía en el proceso. En general los controles de la caldera son necesarios para: 1. Mantener óptimas condiciones de operación 2. Reducir mantenimiento 3. Mejorar la flexibilidad para manejar diferentes combustibles que varían

en calidad 4. Ahorrar energía (disminuir costos de operación) 5. Cumplir con las restricciones de control ambiental 6. Mantener en cualquier circunstancia condiciones de funcionamiento

seguras La figura 4.6 muestra que hay una franja angosta de máxima eficiencia alrededor del punto donde se cruzan las dos curvas (CO, CO2 Vs. Exceso de aire). La curva izquierda muestra que cuanto se reduce el aire de combustión, aumenta considerablemente la cantidad del CO y por consiguiente se presenta más pérdida de calor. La curva de la derecha indica que un mayor exceso de aire produce también pérdida de calor, seis veces mayor con deficiencia de aire que con excedente. Los controles son necesarios para establecer la zona óptima de combustión. En muchas plantas el "control" lo hace fundamentalmente el operador, haciendo ajustes con base en el color de la pluma de gases, la forma y brillo de la llama, entre otros, pero no puede decir si se está desperdiciendo 10%, 30% o más combustible. Un control deficiente puede significar mas mantenimiento. Por ejemplo, que la llama golpee directamente a los tubos, puede ser causa de un exceso de aire muy elevado, lo cual aumenta la velocidad de la mezcla aire-combustible y cambia la forma de la llama. El resultado puede ser un

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aumento de rotura de tubos. Insuficiente aire, generará excesiva formación de hollín, y reducirá la transferencia de calor y su eficiencia. Los controles de tipo on/off pueden causar choque térmico por variaciones de temperatura y originar roturas de refractarios.

6.1 CONTROL DE COMBUSTIÓN

El control de combustión debe cumplir con tres propósitos: 1) mantener la carga y calidad del vapor (presión y temperatura) a medida que se requiere más vapor en la planta; 2) mantener la relación Aire/Combustible adecuada; y 3) optimizar el consumo de combustible, a través de un aumento en el rendimiento. Para el logro de estos objetivos, se utilizan varios sistemas, dependiendo del tipo y tamaño de la caldera. El control de la combustión consiste básicamente en introducir en cada momento el combustible, y en consecuencia, el aire necesario para mantener constante la presión de vapor. Hoy en día la mayor parte de las calderas acuatubulares y algún rango de las pirotubulares emplean sistemas de control electrónico digital, pero dada la circunstancia que en el país todavía funcionan muchas calderas con más de 50 años de servicio, haremos una breve descripción de los sistemas de control neumático, que responden a la misma filosofía que los electrónicos digitales.

6.1.1 Sistemas Posicionadores

Cuando la presión del vapor cae por debajo de cierto valor establecido, se abren las válvulas que regulan el flujo de aire y combustible. Estas válvulas se cierran cuando la presión del vapor alcanza de nuevo su límite superior preestablecido. 1. Alto/bajo/off

Este sistema es similar al tipo on/off, excepto que hay dos válvulas que controlan el flujo de aire y combustible en las posiciones alta y baja rata de quemado, dependiendo de los límites establecidos para el control de presión.

2. Modulante El ajuste sobre las válvulas de control (Aire/Combustible) varía continuamente y está determinado por la carga de la caldera.

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6.1.2 Sistemas Reguladores

1. Sistema medidor de flujo

El aire o el combustible se controlan de acuerdo con la carga, mientras que el otro flujo (combustible o aire) se controla proporcionalmente a la posición del elemento que controla la primera entrada.

2. Sistema medidor completo

El aire o el combustible se controlan de acuerdo con la carga, mientras que el segundo flujo se mide y controla proporcionalmente al flujo del primero.

6.2 SISTEMAS DE CONTROL

6.2.1 Sistemas Mecánicos

Este control es típico de calderas pirotubulares. En él la presión de vapor es medida por un presóstato modulante. La señal del presóstato posiciona electrónicamente un motor que acciona directamente la válvula de combustible. El ejemplo más simple de controlador es la típica leva modulante, la cual opera de la siguiente manera: cuando la presión del vapor cae, la leva se mueve, activando el flujo de combustible y de manera simultánea, el aire aumenta proporcionalmente. El ajuste de la válvula de combustible se realiza mediante la curvatura de la leva. La desventaja del sistema mecánico está en desgastes y desajustes del sistema de barras que ocasionalmente limitan algunos movimientos. Debido a que la relación A/F se ajusta manualmente, cualquier cambio de calidad del combustible o condiciones atmosféricas la afecta y el exceso de aire puede variar. Sin embargo y pese a esta limitante, chequeos diarios o semanales sobre la eficiencia de combustión pueden ahorrar significativas cantidades de combustible.

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6.2.2 Sistemas Neumáticos o Electrónicos

Reemplazan el sistema mecánico de barras y aunque no son significativamente mejores, se están imponiendo también en calderas de pequeña capacidad.

6.2.3 Analizadores en Línea

Comercialmente se consiguen múltiples diseños para casi todo tipo de calderas. Los más comunes son: 1. Analizador de Oxígeno (O2) con celda de óxido de zirconio o

paramagnético. 2. Monóxido de carbono (CO), método infrarrojo. 3. Hidrocarburos (HC), ionización de llama. 4. Óxido nítrico (NO), queminuminescencia. 5. Opacidad de humos, transmisión de luz visible. Los más populares son los analizadores de O2 y CO, bien sea independientes o combinados. Algunos sistemas también monitorean CO2, HC, humos, SO2 y NOx, con el objeto de operar por debajo de los límites establecidos en normas ambientales. No hay un acuerdo definido en cuanto si es mejor el analizador de O2 o el de CO para control de eficiencia, cuando solo se utilice uno de los dos. Hay mayor acuerdo entre usuarios y fabricantes, en que el uso combinado de los dos analizadores garantiza un mejor control de eficiencia. Cualquier decisión que se tome respecto al uso de analizadores, se debe soportar con un estudio previo de justificación técnica-económica.

6.2.4 Analizadores de CO

El indicador más preciso de la eficiencia de una caldera es el contenido de CO en los gases de combustión. Los valores recomendados para la gran mayoría de calderas deben estar entre 100 y 350 ppm de CO. Sin embargo es necesario aclarar algunas limitantes con estos analizadores:

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1. Analizadores electrónicos de CO confiables cuestan del orden de $US30.000 o más. Se justifican únicamente para calderas grandes que conllevan grandes consumos de combustible.

2. Los costos de mantenimiento de un analizador de CO con control

automático, son del orden de $US 10.000 a $US 20.000 por año. 3. Una caldera que tenga control de eficiencia con analizador de O2, si se

le llegase a instalar también un analizador de CO, solamente la eficiencia se podría mejorar 1%.

4. El contenido de CO casi no se afecta con el exceso de aire. Por lo

tanto, se puede tener un bajo contenido de CO con alto exceso de aire. Algunas de las ventajas de los analizadores de CO son: 1. Óptima eficiencia de combustión. Tal como se estableció anteriormente,

un control entre 100 y 350 ppm de CO no se afecta por el tipo de combustible, quemador o diseño de la caldera.

2. Las infiltraciones de aire prácticamente no afectan la concentración de

CO y se consigue una mejor indicación de la eficiencia de combustión. 3. Cuando el aire se reduce por debajo del valor estequiométrico, el

contenido de CO aumenta de manera pronunciada y se evidencia la falta de aire inmediatamente.

4. La seguridad de las mediciones es del orden de ± 10 ppm.

6.2.5 Analizadores de O2

Mantienen el exceso de aire entre 10% y 15% y el monitoreo del flujo de gases permiten mejorar fácilmente la eficiencia entre 1% y 3%. Algunas de las ventajas de los analizadores de O2 son: 1. Costo menor, entre 3 a 5 veces, que el analizador de CO. 2. El costo de mantenimiento anual es aproximadamente la mitad del costo

del analizador de CO.

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3. El contenido de O2 en un rango entre 0% y 8%, es directamente proporcional al exceso de aire.

Algunas de las desventajas son: 1. Las infiltraciones de aire alteran las lecturas de O2. 2. El óptimo nivel de O2 está afectado por el tipo de combustible, diseño

del quemador y la carga de la caldera. 3. La seguridad de las mediciones es del orden de ± 0.25% a ± 0.30%

(muy por debajo de la seguridad de lecturas del analizador de CO). 4. A bajas cargas se requiere un mayor exceso de aire debido a las

dificultades de mezcla aire-combustible.

6.2.6 Control Combinado de O2 - CO

Para una caldera a la cual se le hacen chequeos de eficiencia semanalmente, la instalación de un sistema de control O2 - CO permite mejorar la eficiencia entre 2% y el 5%. Este tipo de control implica una alta inversión inicial ($US 40.000 o más) y altos costos de mantenimiento anual ($US 15.000 - $US 30.000). La decisión de compra se debe justificar plenamente mediante un estudio técnico - económico previo.

6.3 SISTEMAS AUTOMÁTICOS DE REGULACIÓN

Normalmente las calderas pequeñas son controladas manualmente y se confía más en la habilidad y experiencia del operador. De todas maneras, todas las calderas dispondrán de un mecanismo de corte inmediato del suministro de combustible y paralelamente de un sistema de alarma luminosa o sonora que anuncia la falla. Las variables normales que se tienen en cuenta para el accionamiento de alarmas son: • Presión mínima de vapor • Nivel mínimo de agua • Temperatura máxima del fluido de trabajo, en el caso de calderas de

aceite térmico y agua caliente

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Los sistemas automáticos de control pueden tener configuraciones sencillas hasta altamente complejas como es el caso de calderas de gran tamaño para centrales termoeléctricas. En general, los sistemas automáticos de regulación pueden ser: • En ciclo abierto • Ciclo cerrado • Mixto Éstos a su vez: • En serie • En paralelo • En serie - paralelo Los controles en ciclo abierto (ejemplo del sistema con leva), aunque son sencillos, tienen el inconveniente que la curva de calibración (posición válvula de combustible vs. flujo de vapor) solo es válida para las condiciones en que se estableció y el error es tanto mayor en cuanto más se aparten de estas condiciones. Los controles en ciclo cerrado consisten en la medición de la variable a controlar, su comparación con el punto de referencia y su posterior acción sobre el elemento de mando en función de este error o diferencia de valores. Los sistemas mixtos aprovechan la rapidez de respuesta del ciclo abierto y la estabilidad de los sistemas con ciclo cerrado. Los sistemas comúnmente utilizados son los de control en paralelo y en serie - paralelo.

6.3.1 Control en paralelo

Mediante este sistema se regula el flujo de aire y combustible a la caldera, manteniendo el valor de la variable de control dentro de unos límites de referencia, los que a su vez se pueden ajustar.

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El valor de esta variable se compara con el punto de referencia en el controlador, el cual dará una salida en paralelo que regulará el flujo de combustible y aire de combustión. (ver figura 6.1) Su costo es relativamente bajo pero tiene limitaciones de respuesta a variaciones bruscas de carga y cambios en el combustible. Se emplea en calderas de tamaño pequeño.

Figura 6.1 Control en paralelo

6.3.2 Control en paralelo con ajuste manual del exceso de aire

Es básicamente el mismo sistema anterior, con la diferencia que se le incorpora estaciones selectoras que permiten operar en manual o en automático en cualquiera de los dos posicionadores. Incorpora también posibilidad de ajuste manual, tanto del valor de referencia como de la relación Aire/Combustible.

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6.3.3 Control en paralelo con corrección automática del exceso de aire

Consiste en modificar el sistema anterior, añadiéndole un dispositivo de corrección de exceso de aire, mediante la medida de los flujos de aire y combustible.

Figura 6.2 Control en paralelo con corrección automática del exceso de aire Se compara la medida de la variable de control con el valor de la referencia en el controlador maestro, cuya salida, a través de una estación selectora manual - automático, posiciona la válvula de control del combustible (en el caso de gases y líquidos), y en paralelo el servomotor que posiciona el damper del ventilador. Esta señal se modifica, para adaptarse a la relación A/F establecida, que se puede variar manualmente. Cualquier cambio de carga produce modificaciones de la variable de control y se origina un cambio en las entradas de aire y combustible. La acción del controlador master, variará los caudales de aire y combustible y la medida de los nuevos caudales determinará si el movimiento de los dos

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posicionadores ha producido un cambio tal que se mantenga la relación de flujos. En caso de desviación, la salida del controlador de la relación A/F modificará la señal que va al servomotor. El ajuste manual del exceso de aire puede sustituirse por un control automático basado en el análisis de O2 en los gases de combustión. Entre sus ventajas podemos mencionar: • Corrección de la relación A/F • Rendimiento constante a cualquier carga • Mayor versatilidad respecto a las condiciones de calibración Inconvenientes: • Mayor precio que los sistemas anteriores • Difícil ajuste del paralelismo entre las características de la válvula de

control del combustible y el servomotor que posiciona el damper del ventilador.

Aplicaciones: Para cualquier tamaño de caldera.�

6.3.4 Control en serie paralelo por flujos inter-relacionados con limitadores cruzados

En la figura 6.3 se muestra un esquema de este sistema de control, en el cual se puede notar diferencias con respecto a los esquemas anteriores. El valor de la variable de control se compara con el valor de la referencia en el controlador maestro y cualquier desviación, originará una orden de variación de los flujos de aire y combustible a través de la estación selectora manual - automático, como señal de entrada a los selectores o limitadores de alta y baja. El selector de baja recibe como entradas la señal proveniente del control maestro y la del ajuste de la relación A/F, a través de la medida de flujo de aire. La salida del selector de baja, que es la mas baja de las dos señales es la demanda de combustible que se transmite al controlador de combustible, donde se compara con la medida actual, originándose una

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desviación, que a través de una estación selectora manual - automático, poosiciona la válvula del combustible ajustando el caudal correspondiente a la demanda. El selector de alta recibe como entrada, la señal del controlador maestro y la medida de caudal de combustible. La salida de este selector, que es la más alta de las dos señales, es la nueva demanda de aire que se transmite al controlador del caudal de aire, donde se compara con la medida del valor actual, originándose una desviación que a través de una estación selectora manual-automático, posicione el servomotor que accione el sistema de regulación del ventilador, ajustando el caudal de aire al requerido, de tal modo que la desviación desaparezca.

Figura 6.3 Control en serie - paralelo (para gas o F.O.) por caudales interrelacionados con límites cruzados

Durante los periodos en los que existe una variación de la demanda, la acción de los selectores de alta y baja aseguran que el caudal de aire,

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aumenta antes que el de combustible, si la carga aumenta. Por el contrario, el caudal de combustible disminuye antes que el de aire, si la carga disminuye. Este sistema es de amplia aplicación en calderas que operan con amplias variaciones de carga, aunque su costo es mayor que las anteriores.

6.4 CORRECCIÓN POR MEDIDA DE CO VERSUS O2

La medición del contenido de oxígeno en los gases de combustión solo indica la presencia de aire, pero no dice nada de su origen que puede ser de un exceso de aire de combustión, en cuyo caso su acción es correcta, o de filtraciones de aire entre la zona de combustión y el punto de medida. El controlador de O2 se puede sustituir por uno de CO con lo que se disminuye, sin suprimir, el efecto de aire parásito. Este nuevo controlador solo indica las condiciones de combustión, pero no es una medida de exceso de aire. Si se implementa un sistema de corrección por O2, la señal medida actúa como feed back. El esquema de la Figura 6.3 se complementa adicionando el mostrado en la Figura 6.4

Figura 6.4 Sistema con corrección por medida de O2

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Básicamente el sistema funciona modificando la relación A/F fijada manualmente. Se fija el valor de % O2 óptimo en los gases y el controlador de oxígeno con base en la desviación, añade o quita aire. Si se implementa un sistema por corrección de CO, funciona exactamente igual que el de O2 ,excepto que la variable medida es CO. Sin embargo, se puede decir que el control por CO puede ser más conveniente cuando ambos parámetros se utilizan independientemente, ya que el control por O2 es estático, o sea que no sigue la evolución de las curvas de rendimiento. Como una medida de los diferentes sistemas de control, a continuación se presentan algunos valores guía de combustible que se deja de recuperar con cada uno de los diferentes sistemas y su costo relativo.

Tabla 6.1 Costo relativo de diferentes sistemas de control

Sistema de Control % Combustible perdido Costo relativo

Control en paralelo Ajuste manual exceso de aire Control por relación de presiones Con limitadores cruzados Con corrección de CO en gases

2.6 2.3 1.4 0.5 0.0

0.87 - 1.03 1.13 - 1.20 1.41 - 1.46 1.78 - 1.84 2.30 - 2.40

FUENTE: Castillo Neira P., Manual de Combustión Industrial, Publicaciones Servicios

Integrados S.A., Perú. Los factores que determinan la conveniencia de la selección de un sistema son básicamente los ahorros potenciales de combustible, frente a los mayores costos de inversión, operación y mantenimiento. ��

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7. TRATAMIENTO DE AGUAS PARA CALDERAS � El agua químicamente pura es difícil de conseguir, debido a que es el solvente universal, donde todas las sustancias son solubles hasta cierto grado. Por lo tanto, la composición del agua refleja la naturaleza del terreno donde fue obtenida, y de allí que la calidad del agua varía con su origen y a la estación climatológica reinante. El agua ideal para alimentar calderas es aquella que no deposita sustancias incrustantes, no corroe sus superficies metálicas o accesorios, no ocasiona arrastres o espumas y no causa fragilidad al acero de las calderas.

7.1PROBLEMAS QUE SE PRESENTAN EN LAS CALDERAS

Los principales problemas que se presentan en las calderas como consecuencia de un deficiente o nulo tratamiento de agua son: corrosión, incrustaciones, fragilidad y arrastre.

7.1.1 Corrosión

Es un desgaste anormal o disolución de un metal al reaccionar con su medio ambiente, ocasionando así una disminución de sus propiedades mecánicas. Aunque los factores que más influyen en este proceso son innumerables, los más importantes son: oxígeno disuelto, concentración de iones, hidrógeno, velocidad del agua y temperatura.

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7.1.1.1 Oxígeno Disuelto

Particularmente todas las aguas neutras contienen oxígeno disuelto y por ello son corrosivas. La velocidad de corrosión se encuentra aproximadamente en proporción directa a la cantidad de oxígeno disuelto; sin embargo, esta proporcionalidad varía dependiendo de otros factores como concentración de ion hidrógeno, el PH del agua, condiciones de servicio y temperatura.

7.1.1.2 Concentración de Iones Hidrógeno

La alta concentración de iones hidrógeno, tiende a aumentar la corrosión del metal, debido a que un aumento de estos iones significa una mayor acidez. En aguas neutras o alcalinas, predomina la remoción de hidrógeno por oxidación, pero en aguas ácidas es dominante la despolarización del agua catódica, por el desprendimiento de burbujas de hidrógeno.

7.1.1.3 Velocidad del Agua

Un aumento de velocidad del agua que pasa sobre el metal, aumenta la velocidad de corrosión. Generalmente se debe al hecho de que el movimiento rápido del agua sobre la superficie acarrea cantidades mucho mayores de oxígeno, el cual se dirige hacia las superficies, atacándolas.

7.1.2 Incrustaciones

La formación de depósitos sólidos dentro de las calderas bajo condiciones de producción de vapor, da como resultado la acumulación de lodos o la formación de incrustaciones. Los depósitos en forma de incrustaciones son sumamente perjudiciales, ya que son malos conductores del calor, causan reducción de eficiencia y a menudo son responsables de que se quemen los tubos o placas.

7.1.3 Fragilidad

El efecto fragilizante del hidrógeno sobre el acero se debe al desprendimiento y a la absorción por el acero del hidrógeno en estado naciente. Este fenómeno se facilita cuando se emplea agua de tipo

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fragilizante y cuando existen espacios estrechos en áreas sumamente tensionadas en las que puede haber soda caústica.

7.1.4 Arrastre en el Vapor

La producción del vapor limpio y seco ha llegado a ser un problema mucho más urgente debido a que la eficiencia del equipo generador se ha ido aumentando mediante el uso de calderas de alta presión. Cuando se arrastra agua de calderas en el vapor, ésta puede producir depósitos en líneas principales de vapor y en válvulas, sobrecalentadores y en las tuberías. En contraste con este tipo de arrastre, se presenta el debido a las ebulliciones extremadamente rápidas, casi explosiva del agua en las superficies de calentamiento, la cual también puede producirse por causa de la espuma, lo cual ocurre cuando las burbujas de vapor suben de las superficies de calentamiento, formando una capa de espuma sobre la superficie del agua. La espuma puede llenar el espacio del vapor a tal grado que parte de ella entra a los tubos conductores de vapor.

7.1.5 Identificación de Depósitos

a) Carbonatos: Bicarbonatos de sodio y calcio bajo calor en calderas, se

transforman y dan como resultado CO2 y carbonatos insolubles. Estos carbonatos son generalmente granulares y porosos. Cuando se les hace caer sobre ellos gotas de una solución ácida, se forman burbujas de CO2 que se desprenden en forma efervescente, parecido a una botella de champaña cuando se destapa.

b) Sulfatos: Estos son mucho mas duros que los carbonatos, quebradizos

y una solución ácida no formará el efecto efervescente como en los carbonatos.

c) Sílica: Estos depósitos son muy duros, muy quebradizos y parecidos a

la porcelana. No se disuelven en ácido clorhídrico. d) Hierro: Es de color oscuro, usualmente magnético y soluble en ácido

caliente. e) Fosfatos: Estos tienden a formar lodos que son fácilmente removibles.

Son el resultado de tratar el agua con sulfatos y usualmente son blandos, y los depósitos son de color marrón o gris.

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7.2 IMPUREZAS Y EFECTOS DEL AGUA PARA CALDERAS

Tabla 7.1 Impurezas comunes del gua y posible efecto en las calderas

CONSTITUYENTE COMPOSICIÓN

QUÍMICA

FUENTE PRINCIPAL DE LA SUSTITUCIÓN

CONTAMINANTE

POSIBLE EFECTO EN LAS CALDERAS

Bicarbonato de Calcio Carbonado de Calcio Cloruro de Calcio Sulfato de Calcio Acido Carbónico Acidos Libres Bicarbonato de Magnesio Carbonado de Magnesio Cloruro de Magnesio Aceite y grasa Materia orgánica Oxígeno Sílice Bicarbonato de Sodio Carbonato de Sodio Cloruro de Sodio Sólidos suspendidos

Ca (HCO3)2

CaCO3 CaCl2 CaSO4 H2CO3

HCl, H2SO4 Mg (HCO3)2

MgCO3

MgCl2

---

---

O2 SiO2

NaHCO3 Na2CO3

NaCl

---

Depósitos minerales Depósitos minerales Depósitos minerales Depósitos minerales Atmósfera y desc. Org. Drenajes y desechos Depósitos minerales Depósitos minerales Depósitos minerales Desechos industriales Desechos industriales Atmósfera Depósitos minerales Depósitos minerales Depósitos minerales Desechos industriales Drenajes y desechos

Incrustación Incrustación Incrustación Incrustación y corrosión Corrosión Corrosión Incrustación Incrustación ncrustación y corrosión Corrosión,espuma, depósito Corrosión, espuma, depósito Corroción Incrustación Espuma, fragilidad Espuma, fragilidad Inerte pero puede llegar a ser corrosiva Espuma, lodos, incrustación

7.3 OBJETIVO DEL TRATAMIENTO DE AGUAS PARA CALDERAS

Son cuatro los objetivos que se pretende conseguir con el tratamiento de aguas para calderas: 1. Prevención de Formación de Incrustaciones y Lodos Pueden causar taponamiento u obstrucción parcial de tubos, dando como resultado sobrecalentamientos localizados y fallas de la tubería. Puede ocurrir corrosión debajo de los depósitos. Para su identificación, se utilizan los siguientes parámetros:

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- Dureza: Sales de calcio y magnesio, conocidas como "DUREZA" se depositan sobre los tubos cuando el agua se evapora para formar vapor, debido a que los compuestos de calcio y magnesio son relativamente insolubles en agua y tienden a precipitar. Se mide en términos de carbonato de calcio en PPM. En aguas naturales la dureza varía desde unas pocas PPM hasta 500 PPM. Calderas de alta presión toleran solamente de 0-2 PPM. La dureza se remueve usando zeolitas o por tratamiento químico. - Alcalinidad: Corresponde a la presencia de carbonatos, bicarbonatos o hidróxidos. El agua de caldera debe mantener suficiente alcalinidad para prevenir la corrosión (PH de 10 a 11.5). Precipitar el magnesio como hidróxido de magnesio Mg (OH)2 y mantener la Sílice en forma soluble. - Sulfatos y Sílice: Generalmente precipitan sobre las superficies metálicas y no forman lodos. - Hierro y Sodio: Disuelto o en suspensión se depositan sobre las superficies metálicas. Se deposita en forma de óxido y constituye una de las mayores causas de fallas de tubos. 2. Prevención por Picaduras y Corrosión Oxígeno (O2) y Dióxido de Carbono (CO2). El tipo más común de corrosión es causado por oxígeno disuelto en el agua y por bajo PH, causado por la presencia de dióxido de carbono. El CO2 se origina directamente del agua de alimentación o de la descomposición de carbonatos en el agua, de la siguiente forma:

2- CO OH HCO +→−

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2 CO 2OH OH CO +→+�

En el condensado, el CO2 se combina con agua para formar ácido carbónico:

�� COH OH CO 22 →+ El ácido carbónico se ioniza produciendo ion hidrógeno y ion bicarbonato:

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−+ +→ �� . H H La corrosión por hierro se presenta como resultado de un bajo PH del condensado; el hierro entra en solución a los sitios anódicos de las celdas de corrosión:

-2e Fe Fe +→ ++� La reducción del ion hidrógeno ocurre en el cátodo de la celda de corrosión, en dos etapas:

↑→→++ H 2H 2e H 20-�

Cuando esta reacción ocurre, el ion ferroso producido se combinará con el ion bicarbonato para formar bicarbonato ferroso:

�� )(HCO Fe HCO Fe 3→+ −++ El bicarbonato se puede descomponer para formar carbonato ferroso o hidróxido ferroso:

( ) ↑++→ CO OH CO Fe HCO Fe 223��

( ) ↑+→ 2CO (OH) Fe HCO Fe 22�� Estas reacciones liberan CO2 haciendo que el ciclo se repita. La corrosión por bajo PH ataca el metal, especialmente en las roscas de las tuberías y en secciones sometidas a esfuerzo. El oxígeno disuelto en el vapor y condensador puede generar corrosión localizada por medio de cualquiera de las siguientes reacciones:

OH O21

H 2→+ ��

-2

- 2OH OH 2e O →++��

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Amoniaco y Sulfuro de Hidrógeno que atacan aleaciones de cobre. Otros compuestos que causan problemas de corrosión son: Quelatos, normalmente usados en tratamiento de aguas. Sin embargo excesiva cantidad (> 20 PPM) medidos como CaCO3 pueden también producir corrosión.

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Altos esfuerzos y elevadas temperaturas en las superficies metálicas de la caldera, aceleran los procesos de corrosión. Esfuerzos cíclicos causados por rápidos enfriamientos y calentamientos son motivo de desgastes por corrosión y picaduras, por donde normalmente fallan los tubos. Estos problemas se pueden resolver fácilmente "deaireando" el agua adecuadamente. Los ácidos se pueden neutralizar con alcalis. 3. Prevención de Fragilidad Alta concentración cáustica es causa de fragilidad. Los sitios donde se presenta normalmente son las zonas remachadas y extremos de los tubos donde agua a alta presión se convierte en vapor flash. Este problema se puede resolver con el uso de taninos, ligninas o nitratos de sodio. 4. Prevención de Arrastres El arrastre de humedad, aceite, sales disueltas, etc, son causa de formación de espuma. Este problema se puede eliminar con un buen sistema de purga, y agentes antiespumantes. También se puede reducir arrastre con un buen diseño de la caldera y una adecuada operación. El arrastre de agua es causado normalmente por un cambio súbito en la carga de la caldera. Los sólidos disueltos y en suspensión, son causa de formación de espuma y contaminan sobrecalentadores y la turbina. Purga y agentes antiespumantes ayudan a combatir el arrastre.

7.4 TRATAMIENTOS ESPECÍFICOS DEL AGUA PARA CALDERAS

Los tratamientos empleados para acondicionar agua para calderas son de dos tipos: � Tratamiento físico en equipos diversos � Tratamiento químico complementario

7.4.1 Tratamiento Físico

• Clarificador • Filtros • Osmosis inversa

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• Desmineralizador • Purga • Planta de afluentes

7.4.2 Tratamiento Químico

• Antiincrustantes en osmosis inversa • Coagulantes • Ayudas filtrantes • Acido Soda en desmineralizador • Eliminadores de oxígeno • Inhibidores de corrosión - incrustación • Neutralizantes en condensado

7.4.3 Tratamientos Típicos para el Agua Cruda

La figura 7.1 identifica las principales etapas del tratamiento empleado en aguas para alimentación de calderas, comenzando con el tratamiento del agua cruda hasta el tratamiento interno de la caldera. Los siguientes son los tratamientos empleados para el agua cruda:

7.4.3.1 Clarificación

El propósito es la remoción de sólidos suspendidos mediante sedimentación o el empleo de filtros de arena. Los sólidos suspendidos se deben mantener por debajo de 5 PPM. Los sólidos suspendidos consisten en partículas relativamente grandes, sedimentables por gravedad sin ayudas externas, y de material no sedimentable, de naturaleza coloidal. Su retiro se realiza generalmente por coagulación, floculación y sedimentación. La combinación de estos tres procesos es la llamada clarificación.

7.4.3.2 Coagulación y Precipitación

La coagulación es el proceso de desestabilización por neutralización de cargas. Una vez neutralizadas, las partículas no se repelen entre sí y

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pueden unirse. La coagulación es necesaria para poder retirar los sólidos suspendidos de tamaño coloidal. La floculación es el proceso de unir las partículas desestabilizadas o coaguladas para formar un aglomerado más grande llamado floc. La sedimentación se refiere al retiro físico de los sólidos suspendidos que ocurre, una vez las partículas hayan coagulado y floculado. La coagulación se puede llevar a cabo mediante la adición de sales inorgánicas de aluminio o hierro. Estas sales neutralizan la carga sobre las partículas y las hidrolizan para formar precipitados insolubles que atrapen otras partículas. La coagulación también se puede hacer mediante la adición de polímeros orgánicos solubles que presentan numerosos puntos ionizables para realizar la neutralización de las cargas de las partículas. Algunos coagulantes inorgánicos típicos son los siguientes: Sulfato de Aluminio, Sulfato Férrico y Aluminato de Sodio. El proceso de clarificación produce una calidad de agua aceptable para uso industrial, sin embargo, cuando el agua se va a usar para consumo humano o alimentación a calderas, se requiere remover material suspendido, por medio de la filtración. La filtración no remueve sólidos disueltos, pero se puede usar junto con un proceso de suavización para reducir la concentración de éstos. Las aguas crudas contienen proporciones variables de sólidos suspendidos en cuanto a tamaños, y los que son relativamente finos que aparecen como turbidez y color no son removidas por sedimentación. Para la remoción de estas partículas (usualmente sustancias coloidales) se usan coagulantes. Los coagulantes comunes son sales de hierro y aluminio, como cloruro férrico, sulfato ferroso, sulfato de aluminio (alumbre) y aluminato de sodio. También en este proceso se utilizan algunos polímeros orgánicos y tipos especiales de arcillas.

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AGUA CRUDA El agua para calderas puede suministrarse de ríos, lagos,

pozos, etc. Por lo tanto sus características químicas varían dependiendo de la fuente y éstas definen los tipos de tratamiento a implementar.

CLARIFICACIÓN - FILTRACIÓN La eliminación de sólidos en suspención es la primera etapa

y comprende procesos de clarificación y filtración. Las partículas se retiran mediante coagulación, floculación y sedimentación.

DESMINERALIZACIÓN Es deseable para calderas de gran capacidad con agua de

alto contenido de sólidos en suspensión. La desmineralización es la remoción de prácticamente todas las sales inorgánicas mediante intercambio ionico.

SUAVIZACIÓN Generalmente se usa para aguas con dureza menor a 34

PPM. El intercambio con zeolita de sodio es más ampliamente

usado; se recomienda para: 1. Aguas con dureza menor a 150 PPM. 2. Aguas con alcalinidad menor a 150 PPM. 3. Cuando el total de sólidos disueltos sea menor a 900

PPM. Un alto contenido de sólidos en suspensión requiere purga excesiva.

Otros métodos alternos. DEAIREACIÓN Un deaireador remueve más del 99% del oxígeno disuelto en

el agua de alimentación. Se obtienen óptimos resultados operando la unidad por encima de 212°F y con adecuado sistema de venteo (5Psig - 227°F).

BOMBA AGUA DE ALIMENTACIÓN TRATAMIENTO QUÍMICO INTERNO CALDERA

PURGA (CONTÍNUA O INTERMITENTE) Figura 7.1 Esquema de un Sistema de Tratamiento de Agua

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7.4.3.3 Deaireación

Gases disueltos (O2, CO2, H2S), se pueden remover físicamente por calentamiento del agua con vapor en un deaireador. Parte del vapor se ventea a la atmósfera transportando la mayoría de gases disueltos. El método físico es normalmente empleado con tratamiento químico para mantener el agua con concentraciones por debajo de los siguientes límites: Oxígeno: < 0.0055 PPM para caldera de alta presión Dióxido de Carbono: relación de alcalinidad a CO2 > 3:1 Sulfuro de Hidrógeno: < 5 PPM. Existen dos mecanismos para desairear el agua: • Desaireación Mecánica • Desaireación Química La desaireación mecánica remueve la mayor parte de oxígeno disuelto en el agua, dejándolo en niveles cercanos a 7 PPB (partes por billón) cuando el desaireador trabaja en óptimas condiciones. La desaireación química trabaja como un complemento a la desaireación mecánica, siendo la responsable de bajar a 0 PPB el oxígeno, utilizando para ello productos químicos denominados removedores o secuestradores de oxígeno. Los principales removedores de oxígeno son: � Sulfito de Sodio (Na2SO4)

Es el más ampliamente usado y comparativamente ofrece costos más bajos y facilidad de control. Puede ser usado para presiones de operación por debajo de 1500 Psig.

� Hidracina (N2H4)

Se puede usar a todas las presiones de operación. A temperaturas del agua o vapor superiores a 500°F se descompone formando amoniaco, que en concentraciones superiores a 0.3 PPM ataca las aleaciones de cobre en presencia de oxígeno. Se dice que la Hidracina es carcinogénica para los seres humanos. Diversos fabricantes han desarrollado compuestos alternos, removedores de oxígeno volátil.

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Otros compuestos usados como removedores de oxígeno son:

hidroxilamina y derivados de la hidroxilamina e hidroquinona.

7.4.3.4 Osmosis Invertida

En este proceso una membrana semipermeable permite el paso de iones desde una solución más concentrada a otra menos concentrada sin permitir el proceso inverso. De esta manera los sólidos disueltos en el agua se reducen significativamente. Los costos de instalación y operación son altos.

7.4.4 Tratamiento externo del agua de alimentación

A continuación se hace una breve descripción de cada uno de ellos:

7.4.4.1 Precipitación Química

Los métodos de precipitación se utilizan para reducir dureza, alcalinidad y en algunos casos sílice. Se añade ciertos compuestos químicos que reaccionan con los minerales disueltos en el agua produciendo compuestos relativamente insolubles. Entre los más utilizados tenemos: • Suavización con Cal Cal hidratada (hidróxido de calcio) reacciona con calcio y bicarbonato de magnesio para formar precipitados insolubles:

O2H CaCO 2 )(HCO Ca (OH) Ca 2332 +→+

OH CaCO 2 Mg(OH) )(HCO Mg (OH) 2Ca 232232 ++→+ La "Soda Ash" (Carbonato de Sodio) se usa pare reducir la dureza de nobicarbonatos, conocida como "Dureza Permanente".

423432 SONa CaCO CaSO CONa +→+

2NaCl CaCO CaCl CONa 3232 +→+

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Los lodos resultantes de las reacciones con cal se pueden remover por asentamiento y filtración. El Sulfato de Sodio y Cloruro resultantes, son muy solubles y no forman incrustaciones. • Proceso de Intercambio Iónico Los minerales disueltos en el agua forman partículas cargadas eléctricamente llamadas iones. El bicarbonato de calcio se ioniza de la siguiente manera: � Un ión de Calcio Ca++ con dos cargas positivas (catión) � Un ión Bicarbonato −

�HCO con una carga negativa (anión) Ciertos materiales entre los que se incluyen las zeolitas naturales y sintéticas, pueden remover iones minerales intercambiándolos por otros. Usando una resina de intercambio catiónico, los cationes Ca++ y Mg++ son absorbidos y el catión Na+ se libera. Usando una resina de intercambio aniónico, ciertos aniones como el −

�HCO

(ión Bicarbonato) y =�SO (ión Sulfato), son absorbidos y reemplazados con

OH- (ión Hidróxido). Los intercambiadores iónicos son regenerados con Cloruro de Sodio (NaCl) o ácidos (H2SO4 o HCl) para intercambiadores catiónicos, y con soda cáustica (NaOH) o Hidróxido de Amoniaco (NH4OH) para intercambiadores aniónicos dependiendo del tipo de proceso. • Deaireación y Tratamiento Químico El oxígeno disuelto se puede remover hasta límites de 0.007 PPM mediante el calentamiento del agua con vapor ó con sulfito de sodio (Na2SO3), o hidracina (N2H4).

�� SONa 2 O SONa 2 2 →+ En la tabla 7.2 se presenta los valores recomendados de atrapadores de oxígeno en el agua de calderas. La hidracina reacciona con el oxígeno según la siguiente reacción:

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22 2 N OH 2 O HN +→+�� De la reacción resulta agua y nitrógeno que no causan daño a la caldera, pues el nitrógeno es inofensivo y es desalojado junto con el vapor. Si la eficiencia de la hidracina es del ciento por ciento, una PPM de hidracina removerá 1 PPM de oxígeno.

Tabla 7.2 Niveles recomendados de atrapadores de oxígeno Presión de la Caldera

(Psig) SO3 Residual PPM N2H4 Residual PPM

0 – 150 150 – 300 300 – 600 600 – 900 900 – 1200 1200 – 1500

1500

30 - 60 30 - 40 20 - 30 10 - 15 5 - 10 3 - 7

Usar N2H4

0.1 0.1 0.08 0.06 0.03 0.01 0.01

Fuente: “Power Handbook, Mc Graw-Hill, Inc.

7.4.5 Tratamiento Interno del Agua para Calderas

Complementa los dos tratamientos anteriores, puesto que pequeñas cantidades de impurezas (hierro, dureza, oxígeno o sílice) pueden causar serios problemas en la caldera. Con el tratamiento interno se pretende conseguir los siguientes objetivos: 1. Eliminar dureza del agua por medio de agregados químicos. 2. Por medio de acondicionadores sintéticos o naturales prevenir la acción

de sólidos suspendidos sobre la superficie metálica. 3. Por medio de químicos antiespumantes prevenir el arrastre. 4. Por medio de atrapadores de oxígeno prevenir la corrosión. 5. Con ciertos compuestos químicos mantener suficiente alcalinidad para

minimizar corrosión.

7.4.5.1 Acción de los Fosfatos

La dureza de calcio precipita como fosfato básico de calcio en presencia de suficiente alcalinidad al OH. El Magnesio es precipitado como Mg(OH)2. Los fosfatos actúan de la siguiente manera:

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Fosfato de sodio + Bicarbonato de calcio � Fosfato de calcio + Carbonato de Sodio

Entre los compuestos más utilizados tenemos: NaH2PO4; Na2HPO4 Na3PO4; NaPO3. El compuesto resultante es el fosfato de calcio Ca3 (PO4)2 que precipita en forma de lodo. En presencia de soda cáustica, ocurre la siguiente reacción: Hidróxido de sodio + Bicarbonato de magnesio � Hidróxido de magnesio o

silicato de magnesio (si hay silice)

Los lodos formados (acondicionados con taninos, ligninos, etc.) son removidos de la caldera por medio de la purga.

7.4.5.2 Quelatos y Polímeros

Cuando se usan quelatos en el tratamiento interno, éstos reaccionan con sales de calcio y magnesio para formar compuestos solubles. Los quelatos se usan conjuntamente con polímeros para asegurar que los productos de la reacción se mantengan en suspensión. Los lodos son removidos por medio de la purga.

7.4.5.3 Sulfatos

Los sulfatos de calcio y magnesio residuales presentes en pequeñas cantidades en el agua de alimentación de la caldera, se hacen insolubles y precipitan fosfatos o quelatos/polímeros controlan la acción de los sulfatos de manera muy similar a la descrita en el tratamiento de dureza.

7.4.5.4 Sílice

Tiende a precipitar como incrustación y dan lugar a la formación de puntos calientes. Normalmente este problema se controla conservando alta alcalinidad pasa solubilizar la sílice, con materiales orgánicos para prevenir la adherencia de la sílice a las superficies metálicas o por medio de tratamiento con polímeros sintéticos.

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En la tabla 7.3 se establecen los límites máximos recomendados de impurezas en el agua para calderas.

Tabla 7.3 Impurezas Máximas permitidas en agua para Calderas(Hasta 200 psi) Agua de alimentación Agua en la caldera Agua en la caldera Agua en la caldera Agua en la caldera Agua en la caldera Agua en la caldera Condensados Condensados

Oxígeno Dureza

PH TDS* Sulfito

Alcalinidad Fosfato

PH TDS*

20 PPB 1PPM 9.5 – 11

3,500 PPM 30 – 60 PPM 800 PPM 20 – 40 PPM

7,5 20 PPM

* TDS: Sólidos Totales Disueltos. FUENTE: Hèrcules de Colombia S.A., “Curso sobre operación y mantenimiento de calderas; Facultad de Ingenierìa, Universidad Nacional de Colombia, septiembre de 2000” En la tabla 7.4 se presenta una guía de aplicación de los diferentes tratamientos para el agua de calderas, tanto para calderas pirotubulares como acuotubulares.

Tabla 7.4 Aplicación de Tratamientos Acuotubulares Tratamiento Pirotubulares

Baja Presión Alta Presión

Ablandamiento Desmineralización Desaireación Precipitante Solubilizante Fosfato-PH Condensado

X

(X) X

(X)

X X

(X)

X

X X

X X

FUENTE: Pradilla Alfonso, “Curso sobre seguridad de calderas”, Facultad de Ingeniería

Universidad Nacional de Colombia, octubre de 1984.

SISTEMAS COMPUTARIZADOS PARA DOSIFICACIÓN DE QUÍMICOS

Normalmente en plantas de gran tamaño que requieren sistemas de tratamiento de agua, se han venido implementando sistemas de control computarizado para dosificación de químicos.

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Entre los beneficios podemos mencionar: • Optimización del tratamiento�• Reducción de costos�• Mejorar la seguridad personal� Entre algunas de las filosofías y esquemas de control desarrollados identificamos los siguientes: • Control feed fordward • Control feed verification • Optimización del proceso

7.4.6 Tratamiento de Condensados de Vapor

La corrosión causada en las líneas de condensado de vapor se origina por el CO2 , que forma ácido carbónico, y el O2 presentes en el condensado de las líneas. Los sistemas se protegen por medio de ciertas aminas que forman capas protectoras de las superficies metálicas.

7.5 ANÁLISIS DE AGUA Y CONTROL

En la tabla 7.5 se presenta la información con datos guía para la calidad de agua empleada en calderas.

Tabla 7.5 Datos Guía para la Calidad del Agua de Calderas

ALIMENTACIÓN CALDERA Presión de

Salida Caldera (PSIG)

Sólidos Totales

PPM

Alcalini dad

(Total) PPM

Sólidos Suspend

PPM

Sílice PPM

Conducta Específ

Micromhos/cm

Hierro PPM Fe

Cobre PPM Cu

Dureza T. PPM

CaCO3

0 - 3000 301 - 450 451 - 500 501 - 750 751 - 900

901 - 1000 1001 - 1500 1501 - 2000

3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,250 1,000 750

700 600 500 400 300 250 200 150

300 250 150 100 60 40 20 10

125 90 50 35 20 8

2.5 1.0

7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 150 100

0,100 0,050 0,030 0,025 0,020 0,020 0,010 0,010

0.050 0,025 0,020 0,020 0,015 0,015 0,010 0,010

0,300 0,300 0,200 0,200 0,100 0,050 ND ND

FUENTE: “Industrial Boiler User´s Manual”, Vol II, enero 1977. ND: No Detectable

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7.5.1 Purga de la Caldera

Los sólidos disueltos y suspendidos en el agua de la caldera se regulan por medio del sistema de purga. La purga se controla por medio de la conductividad del agua. Si la concentración de sólidos es muy alta se requiere una mayor purga y mejorar los sistemas de pretratamiento del agua.

7.5.2 Pruebas para el agua de calderas

Una prueba de rutina incluye la determinación de: alcalinidad, PH, color, sólidos totales disueltos, fosfatos, quelatos e hidracina. Ensayos ocasionales pueden exigir la determinación de hierro, sílice y aceite. Las unidades comunes para expresar la concentración se representan en partes por millón (PPM) y granos por galón (1 gpg = 17,1 PPM). Los controles normalmente obedecen a la siguiente estructura: Muestreo de agua: Clarificada Suavizada Alimentación Caldera Condensados Análisis químico: Rutinario

Para dosificación de químicos (punto de inyección, preparaciones, bombeo, acción ante resultados).

Medidas de corrosión (cupones, corrosímetro). Esporádico Inspecciones físicas Análisis de depósitos. ��

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8. LA OPERACIÓN DE CALDERAS Y LA

CONTAMINACIÓN ATMOSFÉRICA A pesar de los grandes avances científicos y tecnológicos, el hombre con sus prácticas y actitudes, parece desconocer la condición real de la atmósfera. Le atribuye propiedades que en realidad no posee. Aunque reconoce que la atmósfera es uno de los recursos naturales renovables, estima que se dispone de una cantidad infinita de aire y que su capacidad de asimilación(o de autopurificación) es ilimitada. Con base en esta apreciación irreal, se consume en los procesos de combustión y otros creados por el hombre, cantidades inimaginables de aire. Se lanza a la atmósfera tal cantidad de materiales residuales, que se ha sobrepasado la capacidad de autopurificación en algunos sitios y a determinadas horas. Como consecuencia, aparecen problemas de contaminación atmosférica que se tornan críticos en determinadas ciudades y regiones. Paradójicamente, en el intento de lograr un mejor nivel de vida(lícita aspiración de todo ser humano), se esta obteniendo como resultado una acelerada degradación de la calidad ambiental, particularmente nociva como contaminación del aire, del agua, suelos, etc.

8.1 LA ATMÓSFERA Y SU LIMITADA CANTIDAD DE AIRE

La atmósfera que rodea la tierra puede equipararse a un océano de aire. Vivimos en el fondo de ese océano cuyo peso se ha estimado en 5.6x1015 toneladas. Cada humano dispone entre 1.2 y 1.6 millones de toneladas de aire. Debido al rápido descenso de la densidad del aire con el aumento de la altitud(se reduce más o menos a la mitad, por cada 6.5 Km de incremento de la altitud), más del 99.999% de la masa atmosférica está contenida en los primeros 100 Km de altitud sobre el nivel del mar.

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En la troposfera se encuentra alrededor del 75% de la masa total atmosférica y, la capa siguiente o estratosfera, contiene solo el 15% de la masa atmosférica total. La difusión atmosférica de la mayoría de los agentes lanzados al aire es prácticamente nula más allá de los 3500 m de altitud y muchos agentes de la contaminación nunca rebasan el nivel de los 600 m. De manera que el espesor de la capa de mezcla es sorprendentemente reducido. Si a esto se suma el hecho de que las fuentes de contaminación de origen antropogénico no se encuentran uniformemente distribuidas sobre la superficie terrestre sino concentradas en áreas relativamente pequeñas(ciudades y zonas industriales), el volúmen de dilución resulta extremadamente pequeño y el resultado es el de encontrar altas concentraciones de los agentes de contaminación en dichas áreas. La atmósfera posee una gran capacidad de autopurificación que, en general, actúa más rápido que en el agua: la lluvia limpia el aire de muchos aerosoles y de gases solubles en el agua; las partículas de mayor tamaño sedimentarán por acción de la gravedad; la turbulencia atmosférica, mezcla, difunde y diluye los agentes lanzados al aire. Pero esa capacidad de autopurificación aunque es apreciable, no es ilimitada y no deberíamos abusar de esa propiedad.

8.1.1 Efectos Nocivos de los Agentes que Contaminan la Atmósfera

Algunos efectos se presentan a escala global: modificaciones del clima y del tiempo atmosférico. Otros se refieren a zonas o áreas geográficas más restringidas: • Sobre la salud pública (especialmente afecciones respiratorias y

oftálmicas). • Sobre los recursos materiales y la economía: Se perjudican los cultivos,

los materiales de construcción, las ropas, etc. • Sobre el patrimonio cultural: Reciben perjuicio los monumentos

históricos, los libros, las pinturas, etc.

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8.1.2 Control de la Contaminación del Aire

De lo expuesto anteriormente, se deduce que es necesario adoptar medidas de control y prevención, a fin de mantener una calidad del aire acorde con los deseos y necesidades de la comunidad. El cumplimiento de las normas vigentes deben tomarse como una contribución para evitar los perjuicios que a todos nos afectan, directa o indirectamente En todos los sistemas de control se debe tener en cuenta el aspecto técnico y el económico. Es preciso tener presente que el aire limpio es costoso, pero sería mucho más oneroso no aplicar ningún control. El control más eficiente es aquel que se aplica en el sitio origen de la contaminación. Una vez que los agentes han sido descargados a la atmósfera, serán prácticamente imposible evitar que se difundan y ejerzan su acción nociva.

8.1.3 El Caso Particular de las Calderas Los gases provenientes de la combustión en calderas contienen una gran variedad de productos, algunos de los cuales son considerados como agentes nocivos para el medio ambiente. Algunos de ellos son tóxicos, mientras otros se convierten en nocivos para la salud, debido a su habilidad para reaccionar con otros compuestos en el aire. La Agencia de Protección del Medio Ambiente de los E.U. (EPA) ha identificado seis agentes polutantes provenientes de emisiones de gases de combustión de calderas, que tienen efectos nocivos sobre la salud y el medio ambiente. Ellos son: 1 Material particulado 2 Dióxido de azufre 3 Oxidos de nitrógeno 4 Monóxido de carbono 5 Hidrocarburos 6 Oxidantes

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En la figura 8.1 mediante un diagrama de flujo sencillo para una caldera típica de una central termoeléctrica, se identifica los principales afluentes y emisiones que se presentan en su operación.

NOTA: SCR - Sist. Selección Catalítica de NOx

FGD - Sist. Desulfurización de Gas Figura 8.1 Diagrama de efluentes y emisiones de una caldera.

Material Particulado Se puede considerar al material particulado como la porción no gaseosa de los gases de combustión y básicamente compuesto por todos los sólidos y líquidos (excepto gotas de agua) suspendidos en los gases de combustión, como combustible sin quemar, compuestos de azufre constituyentes de la ceniza (incluyendo muchos metales tóxicos), entre otros. Las particulas mas grandes usualmente tienden a caer en sitios aledaños y cercanos al punto de emision, mientras las mas pequeñas,que son la mayor parte,tienden a permanecer en la atmosfera por largos periodos de tiempo y afectan la salud humana al ser inhaladas,causando irritaciones y problemas respiratorios.Tambien hay efectos nocivos sobre siembras,edificaciones etc.

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Las particulas menores a diez micras son respirables y por lo tanto responsables de los efectos sobre la salud humana. En concentraciones entre 260 y 400 mg/m3 presenta sintomas de leve agravamiento en personas susceptibles. En concentraciones entre 850 / 1000 mg/m3 puede causar hasta la muerte prematura en enfermos o personas de edad avanzada. El material particulado o los gases de emision pueden incluir ciertos compuestos toxicos como oxidos o hidruros de metales como plomo, cromo, niquel,arsenico,mercurio. Tambien minerales como asbestos,berilio,entre otros. Como un dato de referencia las calderas que operan con carbon pulverizado,arrastran en el flujo de gases entre el 70 y90% de la ceniza total . Para calderas con stoker,la corriente de gases arrastra aproximadamente el 40% de la ceniza, junto con una cierta cantidad de inquemados. Dióxido de Azufre (SO2). Es un gas no inflamable,incoloro y se puede encontrar en el aire en concentraciones de menos de 1 ppm. En altas concentraciones adquiere un olor desagradable e irritante. Tambien se forma SO3 el cual es aproximadamente un 3 a 5% del total de los oxidos de azufre (SOx) que se forman. Antes de salir por la chimenea,el SO3 se puede combinar con la humedad presente en los gases y formar acido sulfurico (H2SO4),el cual puede llegar a condensarse o permanecer enforma de niebla acida. El SO3 tambien puede formar otros compuestos de azufre como sulfatos. Los sulfatos y la niebla acida pueden contribuir significativamente a reducir la visibilidad en la atmosfera, o causar corrosion sobre materiales y cuerpos espuestos al aire y deterioros graves sobre la vegetacion. Algunos efectos sobre la salud humana estan relacionados con irritaciones sobre el tracto respiratorio y broncoconstricción. En concentraciones entre 0.037 – 0.092 ppm, media anual, causa ahumento en la frecuencia de sintomas respiratorios y enfermedades pulmonares. En concentraciones entre 0.11-0.19 ppm,media en 24 h, causa ahumento en la mortalidad. La cantidad de SOx generado en una caldera, depende fundamentalmente de el contenido de azufre en el combustible y no del diseño o condiciones operativas de la misma.

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Oxidos de Nitrogeno En el proceso de combustión se genera dos formas de oxido de nitrogeno, el NO2 y NO. Juntos forman el total de NOx. En las concentraciones normales en que se encuentra en la atmósfera no es una amenaza para la salud. El NO2 es considerablemente mas dañino y típicamente representa menos del 5% de los NOX emitidos por la caldera, aunque una gran fracción de NO se convierte a NO2 en la atmósfera . Por su color amarrillo oscuro, puede afectar la visibilidad de la atmosfera . En concentraciones altas (100ppm) el NO2 puede ser fatal si se inhala . Algunas de las tecnicas para controlar la formacion de NO2 se basan en manejar el proceso de combustión con temperaturas de llamas mas bajas y menores contenidos de oxígeno en la misma ,quemadores especiales o sistemas de lavado a la corriente de gases Los óxidos de nitrógeno NOx y el SO2 contribuyen a la formación de la llamada lluvia ácida, la cual esta formada por una solución diluida de acido sulfúrico y nitrico con pequeñas cantidades de ácido carbónico y otros. El NOX y el SO2 reaccionan con vapor de agua y forman compuestos ácidos que son mas del 90% de la lluvia ácida. La mayoría de los controles sobre la lluvia ácida se han concentrado principalmente sobre el SO2, debido a que se estima que la contribución del NOx es apenas de un tercio en la cantidad de lluvia generada. El NO2 en concentraciones mayores a 0.01 ppm es causante de problemas respiratorios como fibrosis pulmonar crónica, bronquitis, entre otros. Monóxido de Carbono (CO) Se considera como subproducto de la combustión incompleta y depende mucho de las condiciones operativas de la caldera. Es un gas inholoro, insaboro e invisible, su inhalación en ambientes cerrados puede llegar a ser fatal.

Hidrocarburos Su presencia también es un indicativo de combustión incompleta y se pueden controlar con una buena técnica operativa del equipo. Debido a la gran cantidad de compuestos (hidrocarburos), que se forman es muy difícil predecir su efecto sobre la salud humana, como preveer su

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impacto ambiental, pero se sabe que son ingredientes importantes en la formación de smog fotoquímico.. Algunos de los efectos pueden causar irritacion en los ojos y el tracto respiratorio . Oxidantes El termino “oxidante” se aplica generalmente a sustancias que reacionan con el oxígeno y que toma parte de las múltipes y complejas reacciones que tiene lugar en atmósferas contaminadas. Estas reacciones llamadas fotoquímicas a menudo intensificadas por la presencia de la luz solar, envuelve óxido de nitrógeno y sustancias orgánicas (incluyendo hidrocarburos y sus derivados ) como los principales ingredientes químicos. Estos reaccionan para formar nuevos compuestos, incluyendo ozono y PAN (Peroxiacil Nitratos), que son considerados los principales oxidantes en la formacion de “smog”. Si se reduce la emisión de NOX en calderas y de otras fuentes como el parque automotriz y aviones, también se reducirá la formación de productos fotoquímicos. Estos agentes producen efectos adversos sobre la materia vejetal y pueden afectar su crecimiento. El principal efecto sobre la salud humana es la irritación de los ojos, dolor de cabeza y fatiga.

8.2 EQUIPOS PARA CONTROL DE CONTAMINACIÓN ATMOSFERICA

Los contaminantes del aire se pueden clasificar así: 1. Material Particulado

- Partículas gruesas (mayor a 100 micras de diámetro). - Partículas finas (menor de 100 micras) - Neblinas (0.1 a 10 micras) - Vapor o humos (0.001 a 1 micras)

2. Contaminantes Gaseosos

Primarios Secundarios - Compuestos que contienen azufre SO2,H2S SO3/H2SO4 - Compuestos que contienen nitrógeno NO, NH3 NO2 - Oxidos de carbono CO, CO2 - Halógenos HCL, HF - Compuestos orgánicos Compuestos Cetonas,

de Cl-C5 ácidos

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Se describen como partículas a las materias sólidas y liquidas dispersas y arrastradas por el aire mayores que las moléculas individuales (una molécula mide aproximadamente 0.0002 micras). Para la captación de dichas partículas (control de contaminación) se hace necesario conocer su comportamiento dinámico

- Partículas menores a 0.1 micras experimentan movimientos brownianos aleatorios por colisión.

- Partículas entre 0.1 y 1 micra tiene velocidades de asentamiento muy pequeñas comparadas con la velocidad del viento.

- Partículas entre 1 y 20 micras tiene velocidades de asentamiento estáticas significativas aunque pequeñas.

- Partículas mayores a 20 micras se pueden eliminar por gravedad y por procesos de inercia.

Para partícula con densidad de 62.4 lb/pie3 (1gr/cm3) se tiene las siguientes velocidades de asentamiento 0,1 �m 1,3 x 10-6 pie/s (4 x 10-5 cm/s) 1 �m 1,3 x 10-4 pie/s (4 x 10-3 cm/s) 10 �m 9,8 x 10-3 pie/s (0.3 cm/s) 100 �m 1,0 pie/s (30 cm/s) La amplia gama de velocidades descrita indica que existen una diferencia significativa en el comportamiento de las partículas. La figura 8.2 muestra en la parte central el intervalo de tamaño de partículas típicas para diversos contaminantes. La parte inferior presenta el tipo de equipo para purificación que puede usarse, sin embargo esta tabla es solo indicativa, es de baja probabilidad que cualquier equipo de colección presente la misma eficiencia en la remoción de partículas de ese intervalo tan largo. Aunque un determinado equipo colector indique que puede remover partículas dentro del rango descrito, la eficiencia de remoción es en la mayoría de los casos función de su tamaño.

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Figura 8.2 Tamaño relativo de diversas partículas

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Por ejemplo, un determinado colector puede remover partículas mayores a100micras con eficiencia del 99.99% pero para partículas menores a 10 micras pueden tener eficiencia cercana a 0. Existen parámetros más específicos para la selección del colector apropiado, los cuales se indican mas adelante.

8.2.1 Equipos para control.

Toda contaminación se debe atacar en el origen , allí es mas eficiente el control, la prevención de la contaminación proveniente de fuentes industriales se inicia dentro de las mismas instalaciones de la planta

No se requieren dispositivos para el control ni chimeneas altas de descarga si se logra dispersar y diluir las sustancias contaminantes a concentraciones tolerables a nivel del suelo, haciendo control sobre el proceso operando sobre los siguientes aspectos: • Limpieza de los gases • Reubicación de la fuente • Sustitución del combustible • Operación eficiente • Clausura de la fuente • Dispersión tolerable

Antes de pensar en invertir en costosos equipos se deben resolver los siguientes interrogantes:

- ¿Es el contaminante una consecuencia necesaria para la operación de la planta de producción?

- ¿Se puede reducir los niveles actuales de emisión y reducir los

picos de emisión?

Si se determina que es necesario un equipo de limpieza, en el mercado existen numeroso dispositivos con diversas técnicas de control.

Una planta industrial puede eliminar la cantidad de contaminantes que desee si esta dispuesta a pagar en capital de inversión y costo de operación . La figura 8.3 ilustra el comportamiento general de los costos

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contra la calidad del aire; el punto de avance de las dos curvas en la figura 8.3b es indicativo de hasta donde es económicamente justificado un índice mejorado de la calidad del aire. Mas allá de este punto el costo es muy elevado para pequeños beneficios.

8.2.2 Factores de Selección

En orden a determinar con certeza el tipo de equipo y sus tamaños, es necesario proveer al consultor y/o fabricante de información confiable, para lo cual se recomienda hacer los análisis y estudios correspondientes con firmas especializadas en mediciones para cada aplicación especifica.

Para una adecuada selección, se requiere la siguiente información: 1. Completa descripción de la aplicación, indicando: proceso, puntos

donde se producen y emiten los contaminantes, etc. 2. Capacidad: Flujo de aire contaminando (pies cúbicos por minuto)

CFM o (metros cúbicos por hora) MCH.

Figura. 8.3 Comportamiento de costos para control de contaminación

3. Elevación sobre el nivel del mar 4. Eficiencia de colección requerida 5. Temperatura del aire o gas

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6. Perdida de presión admisible (como pulgadas o cm de columna de

agua). Este valor puede ser calculado y asumido por el diseñador del sistema.

7. Gravedad especifica de las partículas (o densidad). 8 Análisis del tamaño de partículas:

%/entre 0-5 micrones %/entre5-10 micrones %/entre 10 –20 micrones, etc.

9. Concentración: Usualmente se expresa como la masa total de las partículas en un volumen dado de gas. En: Microgramos por metro cubico: µg/m3 Granos por pie cúbico: grn/pie3. 7000 granos =1 lb

1.0 3piegrn

= 2.29 g/m3 = 2.29x106 µg/m3

10 Limitaciones de Espacio

La eficiencia requerida puede ser el parámetro más importante ya que determina si se hace con un solo equipo o con varios operando en serie, siendo determinante en el costo total del sistema. Para una aplicación específica, un equipo colector podría retirar el 90% de polvillo presente en el flujo de gases con una inversión de ocho mil dólares, mientras que para obtener el 99.9% requeriría de ochenta mil dólares y para un 99.999% serán necesarios equipos por un valor de trescientos mil dólares. Dentro de los diversos equipos se limpieza existentes, se puede identificar diferentes nombres descriptivos basados en diferencias de operación y descripción. A continuación se relacionan algunos de los equipos comúnmente empleados para control. �A. Para material particulado 1. Cámaras de sedimentación por gravedad. 2. Separadores centrífugos (ciclones):

• Convencionales o de baja velocidad • De alta eficiencia • Multiciclones

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• Colectores tubulares centrífugos

3. Precipitadores electrostáticos.

4. Filtros de mangas.

5. Colectores húmedos • Ciclones húmedos • Lavadores tipo vénturi • Torres lavadoras

B. Para gases:

1. Absorbedores.

2. Por adsorción en lechos granulados.

3. Oxidación por llama directa o por incineración catalítica

8.2.2.1 Cámaras de Sedimentación

Emplean la fuerza de gravedad para remover las partículas normalmente mayores a 59 µm, para materiales de baja densidad y tan bajas como 10 µm para materiales de alta densidad. Se logra con velocidades de sedimentación mayores a 25 pies/min (0,127 m/s). Presentan problemas de rearrastre de material; para evitarlo es necesario que la velocidad del gas sea uniforme y menor a 10 pies/min (0.05 m/s).

8.2.2.2 Separadores centrífugos o ciclones

Emplean la fuerza centrífuga generada al hacer girar una corriente de gas, haciendo que las partículas mas pesadas se peguen a la pared del ciclón, separando las partículas sólidas y líquidas; esto por la tendencia de las partículas a moverse en línea recta cuando se cambia la dirección de la corriente de gas. Pueden ser instaladas en paralelo o en serie; en paralelo aumentan la capacidad volumétrica; en serie mejoran la eficiencia de remoción.

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La introducción de gases dentro del casco cilíndrico para impartirle el movimiento giratorio se puede hacer por entrada tangencial con involuta y con paletas axiales.

Las partículas resbalan por las paredes y el cono hasta depositarse en la tolva de almacenamiento; el gas invierte su espiral descendente y forma una espiral menor la cual se recoge en el conducto central.

Los ciclones convencionales remueven partículas mayores a 20 µm con una eficiencia alrededor del 90%.

Existen ciclones de alta eficiencia, que tienen la misma eficiencia para partículas hasta de 5 µm. La figura 8.4 muestra que para cualquier diseño de ciclón la eficiencia fraccionaria de remoción cae rápidamente mas allá de un cierto tamaño de la partícula.

Figura 8.4 Eficiencia de remoción vs. Tamaño de partícula en ciclones

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Figura 8.5 Esquema de un ciclón

La tabla 8.1 muestra las eficiencias globales representativas; un ciclón determinado puede encontrarse en mas de una clase, dependiendo del tamaño de la partícula y del modo de operación.

Tabla 8.1Eficiencia General de Ciclones

Tamaño de partícula (Mm) Ciclón convencional Ciclón de alta eficiencia

< 5 5– 20 5 – 50 >40

< 50

50 – 80 80 – 95 95 - 99

50 – 80 80 – 95 95 – 99 95 - 99

FUENTE: Curso sobre operación y Mantenimiento de Calderas, Facultad de Ingeniería Universidad Nacional de Colombia, 1995. Equipos para control de emisiones atmosféricas, Ing. Armando Moreno.

La eficiencia colectora está estrechamente relacionada con la geometría del ciclón y desde luego con el número de revoluciones del gas en el vértice extremo principal (Ne). El valor de Ne se aproxima a:

Ne = 1H

L1 + L22

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H = Altura de ducto entrando al ciclón L1 = Altura del cilindro superior L2 = Altura del cono

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Los ciclones convencionales, de baja velocidad, son generalmente usados para colectar partículas como desechos de madera (viruta, aserrín), granos, etc. Los ciclones de alta eficiencia, de alta velocidad, son mas eficientes para partículas finas, que posean velocidades de sedimentación relativamente bajas.

8.2.2.3 Precipitadores electrostáticos

Se basan en la mutua atracción entre las partículas con una carga eléctrica y un electrodo colector de polaridad opuesta. Las ventajas principales son: • Manejo de una alta gama de volúmenes de gas (100 a 4,000,000 CFM). • Bajo consumo de energía (0,05 a 0,5 Kw por 1,000 CFM de gas). • Bajas pérdidas de tiro (0,1 a 0,5 pulgadas de agua). • Capacidad para operar con gases a altas temperaturas, 1,200°F

(650°C). • Altas eficiencias colectoras aún para partículas de submicrones (99,9%

para 2 micrones y 90% para 1 micrón). El proceso consiste en: 1. Ionización del gas:

El alto diferencial de voltaje entre un electrodo de placa y un electrodo central (alambre) hace que los electrones pasen a altas velocidades del alamabre central a la corriente de gas, los electrones se fijan a las moléculas de gas, formando iones negativos, que emigran hacia las placas exteriores.

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Figura 8.6 Precipitador Electrostático

2. Carga de las partículas contaminantes

Se logra por la colisión de las partículas con los iones cargados negativamente.

3. Transporte de las partículas a la superficie de colección. Resultado de la fuerza eléctrica sobre las partículas cargadas y de la fuerza de arrastre desarrollada por la partícula al tratar de moverse perpendicular al flujo de gas y hacia el electrodo colector.

4. Depósito de las partículas cargadas sobre el electrodo, crecimiento de una capa de polvo y neutralización de la carga en las partículas.

5. Desprendimiento de la capa de polvo de la superficie de colección.

Normalmente se logra por impactos secos o por vibración, cayendo por gravedad a tolvas colectoras en el fondo del equipo.

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8.2.2.4 Filtros de mangas

Consiste en una estructura fibrosa que retiene las partículas al pasar el gas por su superficie. Se utilizan materiales compatibles con el gas. Las mangas filtrantes se forman generalmente dentro de canastillas cilíndricas que le sirven de estructura soporte o se cuelgan en hileras múltiples para lograr grandes áreas de filtración. Tiene eficiencia hasta 99.5% para partículas de 0.5 micras y remueven partículas hasta de 0.01 micra. Manejan cargas entre 0.1 y 10 granos/pie3 (2,28 y 22,8 Kg/m3) de gas. Una de las desventajas de los filtros es la necesidad de hacer limpieza frecuente para evitar caídas de presión irrazonables (por encima de 6 pulgadas de agua). Todo diseño incluye unas condiciones geométricas que facilitan la limpieza.

Figura 8.7 Filtro de Mangas

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La limpieza de las mangas se realiza: • Manualmente • Por vibrador mecánico • Por aire a baja presión en contra flujo • Por inyección de aire comprimido en contra flujo Una correcta selección requiere determinar lo siguiente: • Tipo de contaminante y condiciones de temperatura e higroscopia. • Configuración (tubos, cartuchos, fundas). • Limpieza (manual, vibrados y automático). • Manufactura (un solo compartimiento, múltiples compartimientos, tipo

modular).

8.2.2.5 Colectores Húmedos

Se utiliza un líquido, generalmente agua, para capturar las partículas o para aumentar el tamaño de las mismas. El tamaño aumentado facilita la remosión de la corriente de gas. Remueven partículas entre 0.1 y 20 micras. El dispositivo debe garantizar la adecuada dispersión de la fase líquida a fin de obtener un contacto total con las partículas.

8.2.2.6 Comparación de los diversos equipos

El equipo específico para una planta depende de muchas variables; las dos más importantes son la cantidad de gases a tratar y la eficiencia esperada. La carga de partículas (concentración) es otro factor importante ya que determina el empleo de un limpiador previo o equipos en serie antes de entrar a equipos más costosos y eficientes. El listado que sigue es un indicativo de aplicabilidad de alguno de los colectores descritos.

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1. Los ciclones se usan por lo general cuando:

a. La partícula es gruesa b. Las concentraciones sean bastante altas (> 1 gr/pie3) c. Se desea la clasificación de las partículas d. No se requiere una eficiencia muy alta

2. Los lavadores húmedos se usan por lo general cuando:

a. Sea necesario eliminar partículas finas a una eficiencia relativamente alta

b. Sea deseable el enfriamiento y no sea indeseable la humedad c. Los gases sean combustibles d. Sea necesario eliminar los contaminantes tanto gaseosos como

partículas 3. Los filtros de tela se utilizan por lo general cuando:

a. Se requieran eficiencias muy altas b. Se hayan de colectar materiales secos de valor comercial c. El gas esté siempre por arriba del punto de rocío d. Los volúmenes sean razonablemente bajos e. Las temperaturas sean relativamente bajas

4. Los precipitadores electrostáticos se usan por lo general cuando:

a. Se requieran eficiencias muy altas para la eliminación de polvos finos

b. Se deban grandes manejar volúmenes de gas c. Sea necesario recuperar materiales valiosos sin modificaciones

físicas

8.2.3 Equipos Específicos para Calderas

Con calderas pequeñas y medianas es preferible invertir en equipos adecuados de combustión de alta eficiencia, usar combustibles limpios como el gas natural o hidrocarburos bajos en azufre, que instalar complicados y costosos equipos de control; sin embargo, para este tipo de calderas se emplean cámaras de precipitación con deflectores verticales, ciclones, multiciclones y colectores tubulares.

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Para calderas de potencia y especialmente para el control de las cenizas, es necesario el uso de precipitadores electrostáticos y filtros de mangas de material incombustible y resistente a altas temperaturas (cerámicas, fibra de vidrio con recubrimiento de protección). Las emisiones de SO2 provenientes de calderas que operan con carbón se pueden reducir usando técnicas de precombustión y postcombustión y modificaciones de la combustión. Una consideración importante es utilizar combustibles limpios o de muy bajo contenido de azufre. Algunas técnicas de combustión se aplican principalmente para reducir emisiones de NOx, pero también se pueden aplicar para control de SOx cuando se utiliza caliza, la cual puede absorber más del 90% del azufre de los productos de combustión. En los sistemas de postcombustión se utiliza inyección de sorbentes a la corriente de gases que reaccionen con el SO2. Algunos sorbentes típicos son: carbonato de calcio (CaCO3), óxido de calcio (CaO) e hidróxido de calcio Ca(OH)2. También de amplia y común utilización en el control de SO2 es la técnica de lavadores secos y húmedos. En el proceso húmedo se hace reaccionar con los gases una lechada de agua con óxido de calcio y bicarbonato de calcio. En el proceso seco se atomizan los productos absorbentes para mezclarlos con la corriente de gases. Los residuos obtenidos son secos. Para el control de emisiones de NOX se emplean quemadores de bajo NOx, recirculación de gases y combustión alternada. También se aplican técnicas de postcombustión, haciendo reaccionar el flujo de gases con amoniaco con presencia de un catalizador.

8.3 LEGISLACIÓN AMBIENTAL RELACIONADA CON LA OPERACIÓN DE CALDERAS

Desde la Constitución Política de 1991, Colombia enmarca su política ambiental en el principio de desarrollo humano sostenible y asigna al Estado y a todas las personas la obligación de proteger y conservar los recursos naturales de la nación (Art. 79, 80 y 95).

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Las acciones encaminadas a proteger, conservar y recuperar el medio ambiente son tarea conjunta entre el Estado, el sector privado, la comunidad y las organizaciones no gubernamentales. La legislación ambiental referida al componente atmosférico y aplicable a los procesos de combustión, se encuentra, principalmente en el siguiente marco normativo: • La Constitución Política Nacional • Leyes del Congreso de la República – Decreto Ley del Gobierno

Nacional • La Licencia Ambiental • Normas aplicables a procesos de combustión La “Licencia Ambiental” es la autorización que otorga la autoridad ambiental competente, para la ejecución de un proyecto, obra o actividad que puede causar deterioro grave al medio ambiente, y en la que se establecen los requisitos, obligaciones y condiciones, que el beneficiario de la licencia debe cumplir para prevenir, mitigar, corregir, compensar y manejar los efectos ambientales de la actividad, obra o proyecto autorizado. Los requerimientos para la licencia ambiental son: • Diagnóstico ambiental de alternativas (DAA) • Estudio de Impacto Ambiental (EIA) • Permiso de Emisión Atmosférica Entre otras actividades, requieren permiso de emisión atmosférica: • La operación de calderas o incineradores por un establecimiento

industrial o comercial • La operación de plantas termoeléctricas • Se requiere el permiso para industrias, obras, actividades o servicios

que cuenten con calderas y hornos cuyo consumo nominal de combustible sea igual o superior a:

a. Carbón mineral 1,100 lb/h (500 Kg/h) b. Bagazo de caña 3,000 ton/año c. Cualquier combustible líquido 100 gal/h Específicamente, las calderas u hornos que utilicen como combustible gas natural o gas licuado de petróleo en un establecimiento comercial o

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industrial, o para la operación de plantas termoeléctricas, calderas, turbinas y motores no requieren permiso de emisión atmosférica. Normas aplicables: Decreto 948/95, Resolución 655/96, Decreto 1697/97 y Resolución No.0619/97.

8.3.1 Normatividad sobre control de contaminación atmosférica

La norma de emisión de contaminantes establece el valor de descargue permisible, definido por la autoridad ambiental, con el objeto de preservar la calidad del aire. Estas normas se encuentran contenidas en el Decreto 02/82. Algunos de los criterios previos a la aplicación de la norma son: a. La norma está establecida para una altura del punto de descarga o

altura de referencia, que es aquella que se compara con la altura real del punto de descarga de una fuente fija de contaminación, para modificar la norma de emisión.

b. Los puntos de descarga de contaminantes al ambiente, en ningún caso

podrán estar localizados a una altura inferior a 15 metros desde el suelo, a la señalada como mínima en cada caso, según las normas del Decreto.

c. Las normas previstas son referidas a condiciones estándar (25°C y 760

mm Hg), por lo que, cuando la fuente esta ubicada a una altura diferente, las normas se deben corregir a esta nueva altura.

Las calderas a base de carbón no podrán emitir al aire ambiente partículas en cantidades superiores a las señaladas en la tabla 8.2.

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Tabla 8.2 Máxima emisión de partículas permitidas para calderas a base de carbón

Consumo de calor

por hora Millones de Kcal.

Zona rural Kilos/106 Kcal

Zona urbana Kilos/106 Kcal.

Altura de referencia del punto de descarga (m)

10 o menos

25 50 75

100 200 300 400 500 750

1000 1500 o más

3.00 2.24 1.79 1.57 1.43 1.15 1.01 0.92 0.86 0.75 0.68 0.60

2.00 1.45 1.14 0.99 0.90 0.71 0.61 0.55 0.51 0.45 0.40 0.35

15 20 25 30 40 45 50 55 60

100 115 120

FUENTE: Decreto 02 de 1982. Los factores de corrección de las formas de emisión para calderas con puntos de descarga cuya altura sea diferente se presentan en la Tabla 8.3.

Tabla 8.3 Altura Mínima del punto de descarga

Consumo de calor Millones de Kcal./h

Reducción o adición de Kg/106 K calorías por cada metro de aumento o disminución con respecto a la

altura de descarga de referencia ∆E

Altura mínima del punto de descarga

(m)

10 o menos

25 50 75

100 200 300 400 500 750

1000 2.000 o más

Zona urbana

0.050 0.040 0.030 0.020 0.015 0.010 0.006 0.005 0.004 0.003 0.025

Zona rural

0.075 0.065 0.060 0.042 0.032 0.022 0.013 0.011 0.009 0.007 0.006

15 15 20 20 30 30 40 40 50 60 80

100

FUENTE: Decreto 02 de 1982.

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8.3.2 Normas de emisión de partículas

El Decreto 02/82 reglamenta la emisión de partículas provenientes de calderas a base de carbón, para consumos de calor por hora superiores a 1.500 millones de kcal.

Tabla 8.4 Normas de emisión de partículas

�Máxima emisión permisible de partículas

(Kilos/106 Kcal) Millones de kilocalorías / h

Zona rural:

• E = 0.30 • E = 6,29 p-0,321 • E = 0,6

P < 10 10 < p < 1500

p ≥ 1500

Zona urbana:

• E = 2.0 • E = 4.46 p-0.348 • E = 0.35

P ≤ 10 10< p

p > 1500

FUENTE: Decreto 02 de 1982

8.3.3 Normas de emisión de óxidos de azufre

El decreto 02/82 también reglamenta la emisión de dióxido de azufre para calderas y humos que utilicen combustible sólido o líquido como carbón, F.O, kerosene, diesel, oil, o petróleo crudo. La tabla 8.5 muestra la presentación de esta norma .

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Tabla 8.5 Normas de emisión de óxidos de azufre.

Calor total liberado

Millones de kilocal.por hora Altura mínima requerida

metros

10 o menos 11 – 40

50 75

100 200 300 400 500 750

1000 2000 o más

Contenido ponderado de azufre (%)

15 20 20 30 35 40 45 52 60 82

110 125

1.4 ó menos

15 25 30 37 45 52 60 67 75

100 1225 1150

11.5 – 2.9

20 30 35 50 65 72 80 95

110 130 150 --

1.0- 6.0

FUENTE: Decreto 02/82

8.3.4 Guías del Banco Mundial.

Dado que el Colombia no existen normas para la emisión de óxidos de nitrógeno de los procesos de combustión en la tabla 8.6, y como una guía, se presenta la guía del Banco Mundial sobre emisiones para plantas termoeléctricas.

Tabla 8.6 Guías del Banco Mundial sobre emisiones.

Contaminantes Unidades Límite de Emisión Partículas SO2 NO2 Combustible gaseoso Combustible líquido Combustible sólido

Mg/m3 Ton/día

-- g/millón de Btu

de entrada

50

100 -- 90

135 290

FUENTE: World Bank Environment. Health and Safety Environment. Washington 1984.

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8.3.5 Sanciones y Medidas de Policía.

La Ley 99/93 y el Decreto Reglamentario 948/95, establecen las sanciones aplicables cuando ocurre violación de las normas sobre protección ambiental o sobre manejo de recursos naturales renovables. Las sanciones están previstas en el Decreto 948 del 95 Artículo 121, ella son: • Multas diarias de 30 a 150 salarios mínimos mensuales legales. • Multas diarias de 150 a 200 salarios mínimos mensuales legales. • Multas diarias hasta por 300 salarios mínimos legales • Suspensión de la Licencia Ambiental y de los permisos de emisión y el

consiguiente cierre temporal del establecimiento o la suspensión de las obras o actividades

• Cierre definitivo del establecimiento ��

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9. ANÁLISIS DE FALLAS EN CALDERAS La identificación de las causas o circunstancias que pudieron haber conducido a una pieza a presentar una falla, lleva a prevenir accidentes, salvando con frecuencia vidas humanas o evitando grandes pérdidas económicas. Siempre que un material o parte de una máquina falla se deben establecer las causas que la originaron. Toda falla metalúrgica puede ser clasificada según tres categorías que son: las manifestaciones, los factores y la localización. Las manifestaciones son cuatro: a) deformación elástica, b) deformación plástica, c) fractura, d) cambio en el material (metalúrgico, químico o nuclear). Se consideran también cuatro factores que son: a) fuerza ( estática, fugaz, cíclica, aleatoria), b) tiempo ( muy corto, corto, largo), c) temperatura (baja, ambiente, elevada, constante, cíclica, aleatoria), y d) ambiente ( químico, nuclear). En cuanto a la localización solo existen dos posibilidades: superficial e interna. La importancia del análisis de falla queda evidente al enumerar algunos de sus efectos: ) Detecta defectos en el diseño, fabricación o ensamble de las piezas. ) Identifica errores en la escongencia del material o tratamientos térmicos

defectuosos. ) Reconoce incorrecciones en los procedimientos establecidos para el

mantenimiento y servicio de las máquinas. ) Detecta malas rutinas de mantenimiento, o abusos y descuidos durante

la operación. ) Asiste en la toma de decisiones acerca del material ya fabricado y que

pueda presentar los mismos problemas. ) Ayuda en la selección y establecimiento de métodos no destructivos

como procedimientos de inspección. Lo anterior da como resultado una operación de la máquina en forma segura y eficiente, sin peligro de accidentes y evitando costosas paradas no programadas.

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El procedimiento para la investigación de una falla comienza en el momento mismo de su ocurrencia. La recolección de datos y pruebas debe ser cuidadosa y lo más completa posible. Ya en el laboratorio las diferentes técnicas deben ser usadas con conocimiento cabal de su utilidad y limitaciones. Los métodos utilizados en estos casos son: inspección visual, dureza, micrografía, macrografía, metalografía, ensayos no destructivos, análisis químicos, ensayos mecánicos, microsonda y microscopio electrónico. El informe debe presentar los resultados pertinentes, las conclusiones muy claras y concisamente expuestas y las recomendaciones que se consideren apropiadas.

9.1 FALLAS TÍPICAS EN CALDERAS

Aunque no hay un censo oficial, se estima que en Colombia existen aproximadamente 30.000 calderas (90% de tipo pirotubular), la mayoría de ellas con un tiempo de servicio superior a los quince años de la vida útil esperada, que es en promedio 25 años y muchas de ellas han sobrepasado este límite de tiempo. Industrialmente se reconoce que la mayoría de los equipos duran más tiempo del estimado, debido a las prácticas de diseño conservativo y eficientes métodos de mantenimiento. Otros por el contrario, son afectados por problemas de fatiga, corrosión, erosión, oxidación y termofluencia, que reducen considerablemente la vida útil de los equipos, disminuyen su resistencia físico-mecánica y su duración es impredecible. Estas situaciones exigen evaluar con más precisión los mecanismos de daño, desarrollar métodos para estimar la vida residual, mejorar códigos y prácticas de diseño, optimizar el funcionamiento de equipos mediante adecuados procedimientos de operación y mantenimiento , usar herramientas de modelamiento y simulación, etc., con el objeto de alargar la vida de equipos con operación eficiente y segura. Las calderas son elementos que trabajan en condiciones muy especiales. Por el lado del fuego se tienen temperaturas que van desde unos 1.112°F (600°C) a 3.092°F (1.700°C) que es la de la llama, hasta unos 950°C correspondiente a los gases de salida. Por el lado de aguas se tiene tubería en contacto con agua fría, agua en evaporación, vapor saturado y vapor sobrecalentado. Por otro lado tanto el agua al evaporarse como el combustible al quemarse dejan residuos sólidos que deben sumarse a los de la oxidación del hierro, y siempre están disponibles para corroer o interferir en una operación eficiente. Existe un delicado equilibrio entre el calor suministrado y el vapor producido. La pared metálica transmite el calor por conducción, pero su selección se basa en su resistencia mecánica y en su comportamiento en termofluencia (creep).

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Figura 9.1.Falla en tubo de caldera

En el caso específico de las calderas, su diseño es muy conservativo y se han encontrado defectos que después de muchos años de trabajo no han dado indicios de evolución hacia una falla. La causa más común de problemas en calderas es la operación inadecuada que incluye mal tratamiento de aguas, limpieza con químicos inapropiados o demasiado frecuentes, rutinas inconvenientes de puesta en marcha y apagado etc. Una segunda causa son los defectos de manufactura que comprende mal diseño, material no apropiado o con defectos en soldaduras, etc. De lo anterior se derivan las diferentes clases de fallas que se deben considerar como son: sobrecalentamiento, corrosión, fragilidad, soldadura, fatiga, erosión y corrosión, bajo esfuerzos. De una investigación resultaron estadísticamente como causas de falla: sobrecalentamientos 48%, fatiga y fatiga por corrosión 22%, corrosión más hidrógeno más corrosión bajo esfuerzos 17% y material no adecuado 13%.

9.1.1 Procedimiento de Análisis

Una vez se produce una falla, se deben retirar las muestras para análisis, operación que preferiblemente debe ser efectuada con segueta; el uso de corte oxiacetilénico modifica estructuras metálicas y depósitos sólidos que son muy importantes en el examen, pero si es necesario, se deberán retirar posteriormente por lo menos 5 centímetros de la probeta a partir del sitio de corte; si se sospecha que el material aledaño está afectado, también debe ser retirado para investigación. La recolección de depósitos en la zona de falla es muchas veces clave para el diagnóstico. La causa real de la falla se sabrá después, pero es importante hacer anotaciones acerca de cuál elemento pudo haber fallado primero, su localización respecto a

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quemadores o sitios de limpieza, hacer esquemas, tomar fotos o efectuar filmaciones, y dar algunas recomendaciones para poner la caldera a trabajar lo antes posible. Los registros de servicio son de máxima importancia y deben ser solicitados por el investigador: fluctuaciones en la demanda de vapor, composición del combustible, presión y temperaturas de trabajo, proporción de la mezcla aire-combustible, contaminantes y acondicionamiento al agua, frecuencia y métodos de limpieza del lado de aguas y del lado del fuego, especificaciones de materiales y dimensiones, localización y frecuencia de fallas anteriores, tiempo de servicio, condiciones de operación previas a la falla, etc. Se exponen a continuación cada una de las fallas más comunes con énfasis en las características que son las que permiten el diagnóstico, no solo externas y macroscópicas, sino internas y estructurales. Se presentará igualmente una corta discusión acerca de las diferentes causas que pueden influir en la aparición del problema.

9.1.2 Sobrecalentamiento

Es sin duda la causa más común; una temperatura superior a la de diseño, produce en el material cambios estructurales que lo debilitan y causa comportamientos que conducen directamente a la falla. Con sobrecalentamiento la falla puede ocurrir en minutos o en años, dependiendo de la temperatura, la presión, el material y otras variables.

Figura 9.2.- Aspecto macroscópico de una fractura de labio grueso

Según las temperaturas alcanzadas, aparecen dos clases de falla, conocidas como fractura de labio grueso y fractura de labio delgado; ambas fallas se producen en dirección longitudinal del tubo, con cierto grado de deformación plástica y con un aspecto característico conocido como “boca de pescado”.

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9.1.3 Fractura de labio grueso

Esta se produce con calentamientos prolongados a temperaturas ligeramente por encima de la de trabajo, sin sobrepasar nunca los 1.200°F (650°C). Como su nombre lo indica no se produce un adelgazamiento en el sitio de fractura, y la deformación plástica es muy poca; presenta alta oxidación en la zona, no solo externa sino intergranular a nivel microscópico, y el mecanismo es de termofluencia, es decir que la fractura resulta por desplazamientos intergranulares; la perlita es esferoidizada en la mayoría de los casos, y la fractura es normal a la superficie del tubo. Las temperaturas altas pueden tener varias causas entre las que se cuentan: ) Los depósitos de ceniza que pueden desviar los gases de la combustión

en ciertas zonas. ) Llama directa sobre los tubos. ) La disminución del flujo de vapor, generalmente causada por

desprendimiento de capas de incrustaciones, origina menor transferencia de calor y por lo tanto sobrecalentamiento del metal.

) La formación de depósitos en las paredes del tubo por el lado del vapor; son una verdadera barrera para el flujo de calor, por tener apenas un 5% de la conductividad térmica del acero.

) Flujo no uniforme de vapor.

Figura 9.3 Fractura de labio delgado

9.1.4 Fractura de labio delgado

Se presenta por un rápido calentamiento a temperaturas superiores a los 1.200°F (650°C). Se produce un ensanchamiento del tubo, por mecanismos transgranulares de deformación, como resultado de la presión y la temperatura, la cual disminuye los esfuerzos de fluencia, hasta que se

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produce una explosión que muchas veces dobla el tubo en sentido contrario, produciendo el aspecto de “fractura de cobra”, con el borde de la falla realmente afilado. Las temperaturas que causan este problema se pueden originar por: ) Cualquiera de los factores expuestos para la fractura de labio grueso,

cuando la temperatura aumenta bruscamente. ) Una fuga en un tubo (por otra falla) que cause la ausencia total de flujo

de vapor. ) El condensado que se deposita en las partes bajas del circuito de vapor,

lo cual bloquea totalmente el tubo.

Figura 9.4 Estructura en la cercanía de fallas por sobrecalentamiento

) Existen otras causas menos frecuentes, como fluctuaciones en la demanda de vapor, falla en la bomba de agua de alimentación, malos procedimientos de encendido y apagado, uniones de tubos no balanceadas, etc. El sobrecalentamiento es proporcional a la restricción del flujo de vapor.

El adelgazamiento de las paredes del tubo es en este caso producido por ensanchamiento, pero también puede ser producido por corrosión o erosión.

9.1.5 Fragilidad

Se presenta por cambios en la estructura del material, en el cual, el esfuerzo de trabajo separa un pedazo sin deformación en el sitio de fractura, produciendo una “ventana”. Las causas de este comportamiento son el hidrógeno y la grafitización. El hidrógeno se produce al corroerse el acero mediante la siguiente reacción: 3Fe + 4H2O � Fe3O4 + 8H Este hidrógeno puede descarburizar el acero: C + 2H2 � CH4

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La acción más perjudicial del hidrógeno es como fragilizante, debido a que en estado atómico se difunde intersticialmente por el acero, actuando luego en el fondo de las grietas facilitando así su propagación. Debajo de todo depósito en el lado de aguas hay una fuente de hidrógeno atómico, pero es especialmente activa si el depósito es poroso y gana reactivos derivados de la limpieza.

Figura 9.5 Aspecto de las fallas por fragilidad y estructura grafitizada

9.1.6 La grafitización

Es el resultado de la descomposición de la cementita: Fe3C � C grafito + 3Fe

El grafito actúa dentro del material lo mismo que en las fundiciones grises: entalladuras en toda la estructura que induce comportamiento frágil. El esferoidizado de la perlita y la grafitización son fenómenos competitivos en la degeneración de la estructura, y ambos toman largo tiempo. A temperaturas entre 797 y 1022°F (425 y 550°C) predomina la grafitización, mientras que a temperaturas mayores a 550°C es más probable la esferoidización. El cromo impide y el silicio ayuda a la grafitización. Este fenómeno también es más probable en las soldaduras por las composiciones químicas y por las características estructurales producidas por la solidificación.

9.1.7 Corrosión y depósitos

Existen dos ambientes completamente diferentes que es necesario estudiar por separado: el lado del agua y el lado del fuego. En el lado de aguas el mayor problema lo causa el oxígeno disuelto que ataca con relativa facilidad los aceros de bajo carbono; el oxígeno puede entrar al circuito en zonas de

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baja presión, durante el mantenimiento o reparaciones, o como producto de la disociación del agua.

Figura 9.6.- Aspecto de depósitos internos en tuberías

Las aguas no tratadas pueden tener sustancias orgánicas disueltas o en suspensión o materias inorgánicas especialmente SiO2, y si proceden de zonas industriales pueden contener compuestos realmente extraños, todo lo cual genera actividad corrosiva. La presencia de O2, CO2, CL- y OH- causan un tipo especial de fallas conocido como fractura por corrosión bajo tensiones. Las superficies expuestas a vapor seco no se corroen, pero si contiene oxígeno o humedad se produce el ataque; se debe evitar que pase humedad a estas zonas durante el arranque o apagado, para lo cual existen sistemas de drenaje que ayudan a este control. En la zona de ebullición son comunes dos tipos de corrosión conocidas como picado y corrosión de orificio. El picado ocurre cuando una pequeña área se vuelve anódica debido a alta concentración local de contaminantes; si el área (anódica) es pequeña con relación al resto (catódica) ocurre una perforación rápida. La corrosión de orificio se presenta en zonas de flujo restringido que se vuelven anódicas debido al agotamiento del oxígeno disuelto, produciendo ataque local. La corrosión en calentadores, líneas de condensado y condensadores es debida principalmente al CO2 que es liberado de los carbonatos en el agua en la zona de ebullición, regresando luego a solución en el condensador, confiriendo características ácidas al condensado lo cual lo torna fuertemente corrosivo para aleaciones de cobre y aceros de bajo carbono; el cobre disuelto se deposita luego sobre las superficies de hierro creando zonas anódicas y catódicas que conducen al picado. La protección contra la corrosión en el lado de aguas incluye la remoción de sólidos, remoción de oxígeno y control del pH.

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Figura 9.7.- Mecanismo y aspecto de la corrosión por picadura

La protección para períodos de inactividad, si son cortos, con el tratamiento de aguas es suficiente, pero sin son prolongados, el circuito de aguas debe ser purgado con gases inertes como nitrógeno, argón o helio.

Figura 9.8.- Aspecto de picaduras por corrosión

La formación de depósitos sólidos por el lado de aguas causa sobrecalentamientos y activa la corrosión; se originan en la oxidación del

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hierro y los productos de corrosión, pero especialmente en los sólidos disueltos en el agua, y que por lo tanto aparecen en la zona de ebullición. Los carbonatos, sulfatos y cloruros de calcio y magnesio son menos solubles al aumentar la temperatura y por lo tanto se depositan en zonas más calientes que los otros. Estos depósitos son porosos y ganan reactivos del tratamiento de aguas o de limpiezas que los mantiene activos químicamente; adicionalmente su calidad de porosos favorece la corrosión por picado. La remoción de depósitos minimiza la posibilidad de falla, aumenta la eficiencia y disminuye los costos de operación pero cada limpieza retira un poco del metal base.

9.1.8 Corrosión por el lado de fuego

Está influenciada por los depósitos formados y por la composición del combustible; La combustión produce gases, líquidos y sólidos que pueden ser corrosivos a las temperaturas de trabajo. Los combustibles sólidos minerales contienen entre 6 y 30% de cenizas, compuestas especialmente por silicio, aluminio, hierro y calcio y en menores cantidades por magnesio, titanio, sodio y potasio. Los carbones vegetales presentan menos cenizas pero su composición es parecida. El ACPM presenta apenas un 0,2% de cenizas pero éstas resultan especialmente activas por ser más altas en sodio, azufre y vanadio. Los combustibles sólidos forman cenizas de trisulfatos y óxidos que licúan y disuelven el óxido de hierro. Se desconoce el mecanismo de ataque pero algunos hechos son evidentes: ) La corrosión siempre está asociada con los depósitos. ) El ataque es fuerte entre los 1247 y 1328°F (675 y 720°C). ) El depósito tiene tres capas: externa (la mayor) que es porosa; la interna

(delgada), vitriosa y rica en productos ferrosos, y la intermedia que es un polvo blanco amarillento, soluble en agua y que se compone de sulfuros.

) Es especialmente activa con carbones que tengan más de 3.5% de azufre y 0.25% de cloro.

) Ningún material es inmune pero el inoxidable 18-8 es más resistente. ) La apariencia del tubo corroído es muy áspera (piel de cocodrilo). La

reacción más probable es:

2C + SO2 + Fe → FeS + 2CO ) La corrosión es más avanzada debajo de la zona más gruesa del

depósito. También con carbón como combustible, en las zonas cercanas a la llama existen condiciones fuertemente reductoras, que destruyen la capa de óxido de hierro, produciendo altas pérdidas en peso, adelgazando el material y

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dejando una superficie suave y uniforme, en acción combinada con la erosión. Cuando se usan combustibles líquidos, el cloruro de sodio reacciona con el SO2 para producir sulfatos, los cuales a su vez reaccionan con el pentóxido de vanadio (V2O5) produciendo vanadatos que tienen un punto de fusión cercano a los 482°F (250°C). Esta escoria es bastante fluida pero se deposita en superficies horizontales y ataca no solo aleaciones sino material aislante. En zonas de baja temperaturas de gases en chimenea y demasiado aire en la combustión, todo lo cual ocurre con mayor posibilidad en el momento de puesta en marcha, los aceros de baja aleación y con cobre han resultado los mejores contra este daño. Cuando el combustible es sólido, el problema es minimizado por la neutralización del ácido por las cenizas de carácter básico que se forman.

9.1.9 Soldadura de metales disimiles

La soldadura más común de este tipo es la de aceros de bajo carbono con inoxidables austeníticos. Se han identificado tres clases de problemas: A altas temperaturas, el carbono emigra hacia el cordón de soldadura de carácter austenítico, empobreciendo la zona en carbono. El acero de baja aleación debe su resistencia al carbono y ante su enrarecimiento, falla por termofluencia; se aconseja usar soldadura de níquel, que no es ávida por carbono y así éste permanece en su cantidad normal en el acero (0, 15 a 0,20%). La segunda dificultad que se presenta es el de las dilataciones, y es debida a que el coeficiente de dilatación del inoxidable es aproximadamente un 30% mayor que el del acero al carbono. Debido a esto en un diámetro de 5 cm (2 pulg) a 1022°F (550°C) hay una diferencia de 0,1mm (0.039 pulg), y la deformación debe ser asimilada por la soldadura. Se debe considerar entonces que el metal de aporte: a) Presenta la misma dilatación que el inoxidable; se trata de soldadura austenítica y el acero al carbono debe asimilar todo el esfuerzo, adicional a la pérdida de carbono que ya se consideró. b) Tenga una dilatación intermedia; los esfuerzos son asimilados por las dos interfases. Con soldadura de níquel cuya dilatación es muy cercana al ferrítico es la solución. c) Presente una dilatación igual al ferrítico todo el esfuerzo se pasa a la interfase metal de aporte inoxidable y sería lo ideal desde este punto de vista pero se presentarían problemas de corrosión. La corrosión es el tercer problema en esta soldadura; la unión de metales disímiles produce una activación química del acero al carbono en las cercanías de la soldadura, por ser menos noble, resultando en una capa de óxidos en esta zona, que produce y concentra esfuerzos y penetra el acero.

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La soldadura de níquel no previene en nada este problema. Los problemas expuestos pueden minimizarse siguiendo algunas reglas generales: ) La soldadura debe situarse en secciones verticales y no horizontales de

la tubería. ) Las uniones deben quedar en zonas de poca convección; ésta produce

gradientes de temperatura que generan esfuerzos adicionales. ) La soldadura debe ser libre de defectos y usar electrodos de níquel.

9.2 FATIGA

Cuando un metal es sometido a cargas estáticas por debajo de su punto de fluencia, se supone que su vida de servicio es ilimitada; sin embargo bajo cargas repetidas su duración va a depender del número de ciclos y de los valores de esfuerzos, los cuales pueden estar bien por debajo del de fluencia. El fenómeno se llama fatiga y es la causa principal de fallas en elementos mecánicos, por lo cual ha sido intensamente estudiado en detalle. Los esfuerzos que causan fatiga son los de tensión, torsión y flexión y nunca los de compresión y corte. El diagnóstico de la falla por fatiga resulta relativamente fácil, debido a que la fractura presenta características inequívocas. Origen de la falla: se inicia como un punto microscópico generalmente localizado en la superficie y actúa como un concentrador de esfuerzos o en pequeños detalles superficiales como rayas, marcas, puntos de corrosión, etc. Propagación de la grieta: a partir del punto origen y alimentada por su propia concentración de esfuerzos, la grieta avanza, dejando ciertas huellas conocidas como “marcas de playa”, brillo por ludimento, u otras particularidades, dependiendo de las circunstancias de carga, períodos de trabajo, ambiente químico, etc. Fractura final: se produce con apariencia completamente distinta a la anterior, y es la que ocurre súbitamente en el último ciclo de trabajo y la pieza queda destruida. En las calderas, adicionales a los de fabricación y de armada, se tienen esfuerzos cíclicos variables, que se pueden originar en partes rotatorias no balanceadas, vibraciones, golpes de ariete, flujo turbulento, y especialmente los de origen térmico como son ciclos de calentamiento y enfriamiento cuando se arranca o se apaga la unidad o mas frecuentemente cuando la caldera se somete a variaciones de carga. Inevitablemente todo el equipo sufre un ciclo térmico durante un período de trabajo, y si los esfuerzos producidos son altos, bastan unos pocos para producir la falla. A las temperaturas de trabajo de las calderas, los esfuerzos y número de ciclos que producen fatiga, son menores que los correspondientes a temperaturas ambiente, pues los valores del módulo de Young y del medio tan agresivo químicamente como el que existe en las calderas, no se puede hablar de fatiga pura, sino que siempre existe “fatiga por corrosión” que

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conduce a una muy corta vida, al aparecer muy rápidamente puntos de origen para la producción de la falla. Los efectos del ciclaje térmico pueden ser disminuidos mediante diseño, dotando el sistema de flexibilidad para que asimile los esfuerzos en forma elástica; diseños en codo o en V alivian el problema en comparación con secciones rectas.

Figura 9.9 Aspecto microscópico del daño por fatiga térmica

Un caso especial de fatiga térmica, consiste en que cuando el agua bate intermitentemente sobre superficies calientes de la tubería, las enfría unos cuantos grados produciendo una contracción que origina esfuerzos bidireccionales, pero volviendo a calentarse inmediatamente, en apenas unos microsegundos. El resultado son grietas multidireccionales, algunas de las cuales pueden avanzar hasta la fractura total. Se ha encontrado que la posibilidad de este agrietamiento es mayor, a menor conductividad térmica y mayores coeficientes de dilatación, por lo cual los aceros ferríticos son superiores desde el punto de vista de los austeníticos.

Figura 9.10.- Desgaste por erosión de partes internas

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9.3 EROSIÓN

Consiste en el daño o desgaste de la superficie metálica por el impacto de partículas sólidas, humedad en el vapor o por cavitación. Las partículas sólidas son la ceniza producida en el momento de la combustión, que es arrojada a alta velocidad contra partes del equipo; a veces se deposita y reduce los ductos aumentando aún más su velocidad produciendo pulido, desgaste, adelgazamiento y falla, por el fenómeno llamado “canalizado”. La presencia de vapor húmedo a velocidades mayores a los dos metros por segundo erosiona el metal por el lado de aguas, especialmente donde el fluido cambia de dirección como en codos, yes y tes: El problema se presenta en zonas de baja temperatura por la aparición de la humedad en el vapor y se disminuye usando en los codos mayores radios de curvatura, o aletas de direccionamiento pero especialmente colocando acero austenítico, que es reconocido por su gran resistencia la desgaste. La cavitación ocurre solamente en líquidos cuando fluyen a altas velocidades: por condiciones de temperatura y presión, se forman burbujas de vapor que colapsan o “implosionan”, produciendo ondas mecánicas de alta energía que el líquido conduce al metal cercano produciéndole desprendimiento de partículas, todo lo cual ocurre en microsegundos. El aspecto es de picado irregular muy “suigeneris”; el daño aparece en boquillas, paredes de reducciones, álabes de bombas, etc. y se reduce disminuyendo velocidad, bajando temperatura, por diseño, o con metal de alta dureza.

9.4 CORROSIÓN BAJO TENSIONES (SCC)

Una fractura muy especial se produce por la acción combinada de esfuerzos de tensión y ciertos iones corrosivos; uno solo de estos factores nunca produce la falla, se necesita un mínimo crítico de esfuerzos y de concentración de iones para que tengan efecto. Los iones más conocidos para este caso son el Cl- que afecta especialmente al acero inoxidable austenítico, y el NH4

+ para las aleaciones del cobre. Las grietas progresan en forma intra y transgranular en el metal, hasta producir la falla, que resulta difícil de detectar por las capas de óxido que generalmente las cubre. Los orígenes de los esfuerzos para la SCC (Stress Corrosion Cracking) son los mismo que se indicaron para fatiga, pero que ahora son estáticos, y los iones pueden ser aportados por el sistema de tratamiento de aguas o por el material de limpieza. Falla multimodo: Muchas fallas en las calderas se han encontrado como producto de una acción conjunta de varios modos de los expuestos anteriormente; generalmente uno produce el inicio y el otro lo lleva a término. Como

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ejemplos se pueden tener: corrosión por picado que luego continúa por fatiga; fatiga térmica que termina en una falla por esfuerzo; erosión que produce adelgazamiento y que finaliza fallando por termofluencia. Estadísticas recientes de múltiples compañías de seguros muestran en la Tabla 9.1 las principales causas que originaron fallas tanto en calderas pirotubulares como en acuatubulares.

Tabla 9.1 Principales causas de fallas en calderas

CAUSAS PIROTUBULARES (%) ACUOTUBULARES (%)

Corrosión interna en tubos Corrosión externa en tubos Limpieza inadecuada Materiales defectuosos Fabricación defectuosa Falta de normas de mantenimiento Fallas en la ejecución mantenimiento Mala graduación del encendido Mal control del nivel de agua Inadecuado tratamiento de agua Expansiones y contracciones Fallas en obras civiles

1.0 3.0 5.1 0.4 0.6 21.0 28.0 2.0 7.0 26.5 0.4 5.0

100%

6.5 3.5 7.0 1.8 4.5 23.0 30.0 4.0 12.0 7.0 0.6 0.1

100% FUENTE: Calderas (folleto), Colseguros, 1990. La tabla 9.2 presenta un resumen de los principales daños que se presentan en calderas, de acuerdo con estadísticas de varias compañías de seguros.

Tabla 9.2 Daños mas frecuentes en calderas(%)

CAUSAS PIROTUBULARES (%) ACUOTUBULARES (%) Refractarios del hogar

Refractarios de quemador Refractarios del cuerpo Cuerpo de la caldera

Tubería de fuego: 5 - 100 BHP

100 - 800 BHP Tubería de agua

Pared tubos de agua Domo superior Domo inferior

Sobrecalentador Tiro inducido Tiro forzado Chimenea

Otros

6.2 12.3 3.0 4.0

48.2 18.2 --- --- --- --- --- --- 1.5 --- 0.2 6.4

0.3 9.0 6.0 1.6 --- --- ---

22.0 6.0 0.5 5.0

14.7 12.0 16.0 5.0 1.9

FUENTE: Calderas (folleto), Colseguros, 1990

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10 GUÍAS DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE CALDERAS

La parte más importante para el buen funcionamiento de una caldera es un buen programa de mantenimiento. Si se establece dicho programa se garantizará que la caldera funcione con el mínimo de paradas que pueden significar costos muy altos por lucro cesante, será más económico su funcionamiento y se evitará altos costos de reparación. Debido a los muchos tipos de calderas y a las grandes diferencias en tamaño, capacidad, presión y temperatura, es imposible definir un programa universal de mantenimiento. En general, las calderas acuatubulares con capacidades superiores a las 30.000 lb/h (3.8 Kg/s) tienen cada una su propio plan de operación y mantenimiento, el cual ha sido definido por los fabricantes y por la propia experiencia de los usuarios. Se debe mantener disponible en cada planta uno o dos paquetes completos de los manuales de operación, mantenimiento y repuestos. También se debe llevar un registro de operación para cada uno de los equipos en el cual se consigne las lecturas pertinentes de las principales variables de operación. Se estima que en Colombia hay aproximadamente unas 30.000 calderas de tipo pirotubular y 3.000 de tipo acuotubular. Por esta razón y teniendo en cuenta que las calderas pirotubulares se fabrican bajo diseños estándar y que la gran mayoría de éstos tienen capacidades menores a los 200 BHP, el contenido del presente capítulo se orientará a este tipo de calderas.

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10.1 CUIDADOS DE LA PARTE INTERIOR DEL RECIPIENTE A PRESIÓN

Un cuidado adecuado de la parte interior del recipiente de presión (calderas pirotubulares) garantizará mayor vida útil de la caldera, aumento en el tiempo de operación y mayor eficiencia. Un buen tratamiento de agua y procedimientos correctos de purga, son vitales para mantener la superficie interior de la caldera libre de efectos dañinos. Se recomienda consultar a expertos en tratamientos de agua, quienes previamente deben efectuar un estudio detallado y hablar con todo el personal de operación. Con base en esta información, diseñarán un programa de tratamiento específico a sus necesidades y recomendarán los procedimientos y frecuencia de las purgas requeridas a fin de reducir la concentración de sólidos en la caldera. Una vez que se implemente el programa el consultor de tratamiento de agua se debe asegurar de su efectividad por medio de visitas regulares a la planta, con el fin de: � Comprobar y registra los parámetros del tratamiento � Verificar el equipo de pretratamiento, alimentación química y control � Inspecciones a todas las áreas del sistema del cuarto de calderas � Recomendar por escrito mejoras para el programa Cuatro son los problemas comunes de la parte anterior del recipiente a presión. 1. Corrosión por oxigenación

Por lo menos una vez por año se debe inspeccionar los tubos, hornos, cilindro y placas tubulares. Durante la inspección se debe verificar que no haya evidencia de burbujas; marcas de viruela”, o erosión en las superficies de metal.

2. Formación de incrustaciones La incrustación de 1.6 mm de espesor aumenta el consumo de combustible en un 15%. La parte más susceptible de incrustación es la parte posterior de la caldera. De haber incrustaciones, se debe llamar inmediatamente el consulto en tratamiento de agua para obtener asistencia.

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3. Acumulación de sedimento De existir sedimento en el fondo de la caldera, se debe lavar con manquera de alta presión la parte inferior del cilindro y asegurarse que el lavado ha sido efectivo.

4. Vapor “húmedo” y agua de condensación

El vapor húmedo y el agua de condensación pueden ser causados por: � Falta de purga (causa alta concentración de sólidos) � Inadecuado tratamiento de agua � Arrastre de agua de la caldera � Cargas repentinas de alto consumo de vapor � Colecto de vapor sin trampas o anegado El vapor húmedo puede ser reconocido por: � Quejas del personal de producción relacionadas con la “falta de

vapor” � Tiempo excesivo de “bombeo” � Golpe de ariete en las líneas de vapor

10.1.1.Empaquetaduras

Los empaques deben cambiarse cada año o siempre que se abran las bocas de acceso manual y de inspección. Es importante que las tapas mantengan un buen sello. Una mínima fuga causará que el metal de la caldera se corroa y que se pierda la hermeticidad del asiento. La reparación del asiento de la boca de acceso manual requiere un soldador calificado. “El costo de un empaque nuevo es por lo menos 200 veces mas barato que los honorarios de un soldador calificado”.

10.1.2 “Conservación” de caldera inactivas

Es buena práctica inundar la caldera por un corto periodo de tiempo (menos de tres meses) para disminuir la posibilidad de corrosión por oxigenación. Con la caldera inundada. 1. Encienda la caldera para que produzca vapor de ventilada desde le

punto más alto del cilindro. Esto expulsará el mayor porcentaje de oxígeno retenido.

2. Agregue al tratamiento correcto al agua de alimentación tal como lo indica el consultor.

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3. Cierre todas las válvulas y desconecte la energía. 4. Abra la puerta de la caldera en el extremo donde está la chimenea para

evitar el flujo de aire natural y húmedo a través de los tubos de la caldera.

Para períodos mayores de tres meses de paralización, se debe chequear el manual de operación y mantenimiento de la caldera y consultar con el asesor en tratamiento de agua. Una segunda alternativa es utilizar el MÉTODO SECO. 1. Drene la caldera y abra las tapas de las bocas de acceso manual y la de

inspección. 2. Coloque encima de los tubos, bandejas con químicos (por ejemplo cal)

para absorber humedad. 3. Cierre las tapas de las bocas de acceso manual y de inspección. 4. Abra la puerta de la caldera en el extremo donde está la chimenea para

evitar el flujo de aire natural y húmedo a través de los tubos de la caldera.

Mantenga activado el circuito de control para evitar que se forme condensado en el gabinete. Retire el programador, envuélvalo en plástico y guárdelo en un lugar limpio y seco.

10.1.3 “Limpieza” del fogón y tubos de la caldera

El fogón deberá limpiarse por lo menos una vez por año. Los tubos se deben inspeccionar periódicamente y constatar la evidencia del hollín. El intervalo entre limpiezas de los tubos varía con el tipo de combustible. Algunas instrucciones de operación recomendaron limpieza dos veces por semana. Actualmente, una unidad bien diseñada y ajustada adecuadamente, puede que necesite solamente una limpieza anual de los tubos, o menos, si la unidad quema gas natural. Para ahorrar tiempo de inspección se debe instalar un termómetro en la base de la chimenea. Si la temperatura del gas se eleva, significa que los tubos están sucios y necesitan limpiarse. “Como regla general, un aumento (∆T) de 4°C (7.2°F) en la temperatura del gas de combustión es igual a 1% de pérdida en la eficiencia”.

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La evidencia de una acumulación densa de hollín en breves periodos de tiempo puede significar que la mezcla tiene mucho combustible y muy poco aire. Se debe chequear cuidadosamente las placas tubulares por si hay evidencias de fugas en los extremos de los tubos. Unas rayas blanquecinas o depósitos indican filtración y puede requerir el de los tubos. Si los empaques de la puerta no proveen su sello ajustado, se deben reemplazar. Abrir las puertas de la caldera de manera que el refractario quede al descubierto para inspeccionarse. Se le debe dar una brochada a las superficies de refractario y reparar cualquier área que muestre grietas o erosión.

10.1.4 Cuidado del quemador

La mejor manera de determinar si la boquilla necesita limpieza, ajustes en la presión, ajustes del sistema de interconexión y limpieza de los tubos, entre otros, es mantener un registro diario de la presión, temperatura y cualquier otra información de los indicadores. En una caldera alimentada con aceite, una caída de presión puede indicar un colador obstruido, una válvula reguladora defectuosa o una fuga de aire en la línea de succión. Una disminución en la temperatura del aceite puede indicar un funcionamiento defectuoso de los controles de temperatura o un elemento térmico defectuoso. En una unidad alimentada con gas, una caída en la presión del gas puede significar una caída en la presión de suministro de la red de gas o un funcionamiento defectuoso del regulador. Las chimeneas deben estar “limpias” sin trazos de humo. Debe verificarse visualmente la operación del solenoide del combustible para observar la llama cuando se apaga la unidad. Si la llama no se apaga “inmediatamente”, puede que la válvula esté defectuosa o gastada. Las calderas alimentadas con aceite (ACPM o F.O. No.6) requieren una limpieza regular de la boquilla.

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Es muy importante mantener una verificación periódica de todos los interruptores y de su condición.

10.1.5 Controles de nivel de agua

El indicador del nivel y la llave de cierre por bajo nivel de agua deben soplarse diariamente en las calderas de alta y baja presión, o con mas frecuencia de ser necesario. En las calderas de vapor, la llave de cierre de bajo nivel de agua deberá chequearse una vez a la semana bajo condiciones reales de operación. Una manera práctica de verificar el control es cerrar la descarga de la bomba de agua de alimentación y dejar que el agua se evapore bajo condiciones normales. Mire cuidadosamente la columna indicadora y señale el punto exacto en que la llave de cierre de bajo nivel apaga la caldera. Esto le da un punto de referencia para otras verificaciones, para ver si la operación el control es la misma o esta errática. Si es errática, puede ser necesario reemplazar el control. En calderas de agua caliente, verifique periódicamente el cierre de bajo nivel de agua operando manualmente el control.

10.1.6 Temperatura de gases en la chimenea

Si la temperatura de la chimenea de su caldera es más de 140°F (66°C) que la temperatura del agua o del vapor, ¡ESTÁ MUY ALTA! Esto se soluciona limpiando la tubería y ajustando el quemador. Si con esto no se reduce la temperatura, el diseño de la caldera es deficiente. Se debe verificar periódicamente el análisis de gases de combustión, midiendo el exceso de aire y el combustible sin quemar.

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Los siguientes datos son indicadores para gas natural y F.O. No.6: Calidad de Combustión Gas Natural F.O. No.6 Bueno 2.5 – 4% O2 3 – 4.5% O2

10 – 20% Exceso aire 15–25% Exceso aire

Regular 4 - 5.5% O2 4.5 – 6% O2

20 – 30% Exceso aire 25 – 40% Exceso aire

Malo > 6% O2 > 6.5% O2

> 35% Exceso aire > 45% Exceso aire

El combustible sin quemar se mide como CO cuando se quema gas natural y debe ser siempre menor a 400 ppm. Con F.O. No.6, se usa una prueba de humo. Con ACPM debe estar por debajo del punto No.2 y con F.O. No.6 por debajo del punto No.4

10.1.7 Eficiencia de combustión

Los ajustes para obtener una combustión eficiente deben efectuarse después de operar la caldera por un tiempo para asegurar que está caliente. Los indicadores de la eficiencia de combustión del combustible (aceite/gas) son: 1. Una llama intensa y brillante sin humo (aceite combustible). 2. Ajuste apropiado de la relación aire a combustible en todo el rango de

encendido (usar analizador de gases). 3. Bajos niveles de combustible sin quemar. La eficiencia de conversión de combustible a vapor es la relación de salida de potencia de BTU (KJ) dividida por la entrada de Btu (KJ) y es la figura CORRECTA a utilizar cuando se determine el costo de combustible. Incluye todas las pérdidas térmicas al cuarto de calderas. Estos son los indicadores de eficiencia de combustible a vapor: 1. Temperatura de los gases de escape (vapores húmedo y seco) que

salen de la caldera. Mientras más baja sea la temperatura de la chimenea, mejor el trabajo que está haciendo la caldera.

2. Efectividad del quemador. Bajos niveles de exceso de aire y bajos niveles de combustible sin quemar.

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10.2 PROGRAMA DE INSPECCIÓN RECOMENDADO

DIARIAMENTE Verifique: � Nivel de agua � Combustión � Visualmente Purga: � Caldera � Columna indicadora Relacione: � Presión / Temperatura agua de alimentación � Temperatura del gas de combustión � Presión y temperatura del aceite combustible � Presión del gas � Presión del aire de atomización � Temperaturas del agua de suministro y retorno � Consumo de agua de reemplazo � Presión de vapor Trate el agua de acuerdo con el programa establecido. SEMANALMENTE Verifique: � Adecuado cierre de la válvula de combustible � Conexiones de aire y combustible � Luces indicadoras y alarmas � Controles limitadores y de operación � Controles de seguridad y conexiones � Filtraciones, ruido, vibraciones, condiciones anormales, etc. MENSUALMENTE Inspeccione: � Quemador � Fugas de gases de combustión � Puntos calientes Verifique:

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� Lavas � Adecuado cierre de la válvula de combustible � Filtraciones de aire o combustible � Luces indicadoras y alarmas � Controles limitadores y de operación � Controles de seguridad y conexiones � Filtraciones, ruido, vibración, condiciones anormales, etc. Analice la combustión SEMESTRALMENTE Limpie: � Llave de bajo nivel de agua � Bomba de aceite, colador, filtro � Depurador de aire y separador aire/aceite � Alineación del acople del compresor Inspeccione el refractario Revise los componentes eléctricos ANUALMENTE Limpie: � Superficies del fogón � Conductos Inspeccione la superficie interior del recipiente.

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CONTENIDO

INTRODUCCION

1. GENERALIDADES.................................................................................. 1

1.1 CALDERA ............................................................................................. 1 1.1.1 CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DE VAPOR DE LAS CALDERAS ...................... 1 1.1.2 PARÁMETROS DE DISEÑO DE UNA CALDERA .......................................... 2 1.2 TIPOS DE CALDERAS................................................................................ 4 1.2.1 PIROTUBULARES................................................................................. 4 1.2.2 ACUATUBULARES................................................................................ 7 1.3 COMPONENTES Y AUXILIARES DE CALDERA ......................................... 17 1.3.1 CALENTADOR DE AIRE ....................................................................... 18 1.3.2 ECONOMIZADOR ............................................................................... 18 1.3.3 SOBRECALENTADOR DE VAPOR.......................................................... 19

2. COMBUSTIBLES PARA CALDERAS............................................... 20

2.1 PROPIEDADES DE LOS COMBUSTIBLES...................................... 20 2.1.1 ANÁLISIS DE CARBONES .................................................................... 21 2.1.2 COMBUSTIBLES LÍQUIDOS ................................................................. 39 2.1.3 COMBUSTIBLES GASEOSOS............................................................... 50 FUENTE: GAS NATURAL S.A. .............................................................................. 55 2.1.4 MEZCLAS DE COMBUSTIBLES............................................................. 56 2.2 MANEJO Y TRATAMIENTO DE COMBUSTIBLES PARA CALDERAS.................................................................................................................. 57 2.2.1. TIPOS DE TRATAMIENTO CON ADITIVOS PARA COMBUSTIBLES LÍQUIDOS58 2.2.2 TRATAMIENTO PARA CALDERAS QUE OPERAN CON CARBÓN................ 67 2.3 CONSIDERACIONES A TENER EN CUENTA PARA LA COMBUSTIÓN DE COMBUSTIBLES PESADOS ............................................................................ 68

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2.3.1 ETAPAS DE COMBUSTIÓN .................................................................. 68

3. FUNDAMENTOS DE COMBUSTIÓN.................................................. 78

3.1 LEYES FUNDAMENTALES DE LA COMBUSTIÓN ............................ 78 3.1.1 CONSERVACIÓN DE LA MATERIA ........................................................... 79 3.1.2 CONSERVACIÓN DE LA ENERGÍA ........................................................... 79 3.1.3 LEY DE LOS GASES IDEALES................................................................. 79 3.1.4 LEY DE LA COMBINACIÓN DE LOS PESOS ............................................... 80 3.1.5 LEY DE AVOGADRO ............................................................................. 80 3.1.6 LEY DE DALTON .................................................................................. 80 3.1.7 LEY DE AMAGAT.................................................................................. 80 3.2 AIRE PARA COMBUSTIÓN................................................................. 81 3.2.1 COMPOSICIÓN DEL AIRE ...................................................................... 81 3.2.2 AIRE REQUERIDO PARA COMBUSTIÓN ................................................... 83 3.2.3 PRODUCTOS DE COMBUSTIÓN.............................................................. 85 3.3 OPERACIÓN DEL APARATO ORSAT Y ANÁLISIS DE COMBUSTIÓN ............... 91 3.3.1 ANÁLISIS DE LA MUESTRA .................................................................... 91 3.3.2 RECOMENDACIONES ........................................................................... 93 3.4 EJEMPLOS PRÁCTICOS DE CÁLCULOS DE COMBUSTIÒN ........... 94

4. CONTROL DE LA EFICIENCIA DE LAS CALDERAS ........................ 101

4.1 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS DE EFICIENCIA................................... 102 4.2 BALANCE TÉRMICO Y DE MASAS EN UNA CALDERA.................. 103 4.3 DETERMINACIÓN DE EFICIENCIA DE CALDERAS ........................ 105 4.3.1 EJEMPLO DE CÀLCULO DEL BALANCE TÉRMICO DE UNA CALDERA.......... 109 4.3.2 FACTORES QUE AFECTAN LA EFICIENCIA ............................................. 111 4.4 MÉTODOS PARA DETERMINACIÓN DE LA EFICIENCIA............. 113 4.4.1 MÉTODO DIRECTO ............................................................................ 113 4.4.2 MÉTODO INDIRECTO O DE PÉRDIDAS DE CALOR................................ 114 4.5 MÉTODOS PARA MEJORAR LA EFICIENCIA DE CALDERAS..... 116 4.5.1 MÉTODO 1: REDUCCIÓN DEL EXCESO DE AIRE...................... 118 4.5.2 MÉTODO 2: DISMINUCIÓN TEMPERATURA DE GASES ............ 126 4.5.3 MÉTODO 3: REDUCCIÓN DE LA PRESIÓN EN LA CALDERA................................................................................................ 129 4.5.4 MÉTODO 4: INCREMENTO DE LA TEMPERATURA DEL F.O. NO. 6................................................................................................................ 130 4.5.5 MÉTODO 5: OPTIMIZAR LA PRESIÓN DE ATOMIZACIÓN DE COMBUSTIBLE O CONTROLAR GRANULOMETRÍA DEL CARBÓN ..... 132 4.5.6 METODO 6. : REDUCIR PURGA DE LA CALDERA ....................... 134

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4.5.7 MÉTODO 7: CAMBIAR ATOMIZACIÓN CON VAPOR A ATOMIZACIÓN CON AIRE ...................................................................... 137 4.5.8 MÉTODO 8: OPTIMIZAR EL ENCENDIDO DE LA CALDERA........ 137 4.5.9 MÉTODO 9: OPTIMIZAR DISTRIBUCIÓN DE CARGA (VARIAS CALDERAS) ............................................................................................ 138 4.5.10 MÉTODO 10: ELIMINAR ESCAPES DE VAPOR ....................... 140 4.5.11 MÉTODO 11: ELIMINAR ESCAPES EN TRAMPAS DE VAPOR 142 4.5.12 MÉTODO 12: REDUCIR DEPÓSITOS EN QUEMADORES......... 143 4.5.13 MÉTODO 13: REDUCIR COSTRAS Y DEPÓSITOS DE HOLLÍN SOBRE EL LADO DEL FUEGO................................................................ 144 4.5.14 MÉTODO 14: REDUCIR INCRUSTACIONES Y DEPÓSITOS SOBRE EL LADO DE AGUA.................................................................... 145 4.5.15 MÉTODO 15: INCREMENTO DE LA TEMPERATURA DEL AIRE DE COMBUSTIÓN ........................................................................................ 146 4.5.16 MÉTODO 16: INCREMENTO DE TEMPERATURA DEL AGUA DE ALIMENTACIÓN...................................................................................... 147 4.5.17 MÉTODO 17: RECUPERACIÓN TÉRMICA DE LAS PURGAS... 148 4.5.18 MÉTODO 18: RECUPERACIÓN DE ENERGÍA DEL VAPOR A ALTA PRESIÓN ................................................................................................ 151 4.5.19 METODO 19: REDUCIR PERDIDAS DE CALOR EN CALDERA, TUBERIAS Y VALVULAS......................................................................... 152 4.5.20 METODO 20: USAR F.O. EN LUGAR DE GAS .......................... 154 4.6 COSTOS POR FUNCIONAMIENTO DEFICIENTE.......................... 155 4.7 EJEMPLOS DE APLICACIÓN PRACTICA........................................ 156 4.7.1 CASO NO.1....................................................................................... 156 4.7.2 CASO NO.2....................................................................................... 158 4.7.3 CASO NO.3...................................................................................... 158

5. DIAGNOSTICO Y RECOMENDACIONES PARA MEJORAR EL FUNCIONAMIENTO DE CALDERAS...................................................... 161

5.1 ANALISIS DE GASES DE COMBUSTION. ....................................... 161 5.1.1.INSTRUMENTOS DE MEDICION Y TECNICAS DE MUESTREO. .. 162 5.1.2 ANALIZADORES DE COMBUSTIÓN MICROCOMPUTARIZADOS.................. 163 5.2 EFICIENCIA DE COMBUSTIÓN ................................................................. 164 5.2.1 EFICIENCIA DE CALDERAS ................................................................. 164 5.3 AHORRO DE COMBUSTIBLE AL MEJORAR LA EFICIENCIA ......................... 166 5.4 EXCESO DE AIRE.................................................................................. 166 5.5 ANÁLISIS Y SOLUCIÓN DE PROBLEMAS DE COMBUSTIÓN........ 167 5.5.1 NIVELES DE CO2, O2 Y CO ................................................................ 167 5.5.2 FORMACIÓN DE HOLLÍN ..................................................................... 168 5.5.3 TEMPERATURA DE GASES ................................................................. 169 5.5.4 REGULACIÓN DEL TIRO ...................................................................... 170

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5.5.5 FORMACIÓN DE DIÓXIDO DE AZUFRE (SO2) ..................................... 172 5.5.6 TEMPERATURA DE ROCÍO DE ÁCIDO SULFÚRICO (DPT) ........................ 174 5.5.7 VISCOSIDAD DEL FUEL-OILS .............................................................. 176 5.6 CALIBRACIÓN Y AJUSTE DE CALDERAS INDUSTRIALES AUTOMÁTICAS ...................................................................................... 178 5.7 SISTEMA DE MONITOREO Y CONTROL DE FUNCIONAMIENTO DE CALDERAS............................................................................................. 179 5.8 SISTEMAS DE SUMINISTRO DE COMBUSTIBLES ......................... 181

6. SISTEMA DE CONTROL DE COMBUSTIÓN EN CALDERAS ........... 183

6.1 CONTROL DE COMBUSTIÓN ................................................................ 184 6.1.1 SISTEMAS POSICIONADORES ........................................................... 184 6.1.2 SISTEMAS REGULADORES ............................................................... 185 6.2 SISTEMAS DE CONTROL .............................................................. 185 6.2.1 SISTEMAS MECÁNICOS ...................................................................... 185 6.2.2 SISTEMAS NEUMÁTICOS O ELECTRÓNICOS ......................................... 186 6.2.3 ANALIZADORES EN LÍNEA................................................................... 186 6.2.4 ANALIZADORES DE CO.................................................................... 186 6.2.5 ANALIZADORES DE O2 ..................................................................... 187 6.2.6 CONTROL COMBINADO DE O2 - CO .................................................. 188 6.3 SISTEMAS AUTOMÁTICOS DE REGULACIÓN .......................................... 188 6.3.1 CONTROL EN PARALELO .................................................................. 189 6.3.2 CONTROL EN PARALELO CON AJUSTE MANUAL DEL EXCESO DE AIRE... 190 6.3.3 CONTROL EN PARALELO CON CORRECCIÓN AUTOMÁTICA DEL EXCESO DE AIRE.......................................................................................................... 191 6.3.4 CONTROL EN SERIE PARALELO POR FLUJOS INTER-RELACIONADOS CON LIMITADORES CRUZADOS ............................................................................ 192 6.4 CORRECCIÓN POR MEDIDA DE CO VERSUS O2 ....................................... 194

7. TRATAMIENTO DE AGUAS PARA CALDERAS............................... 197

7.1PROBLEMAS QUE SE PRESENTAN EN LAS CALDERAS .............. 197 7.1.1 CORROSIÓN ................................................................................... 197 7.1.2 INCRUSTACIONES.............................................................................. 198 7.1.3 FRAGILIDAD ..................................................................................... 198 7.1.4 ARRASTRE EN EL VAPOR ................................................................. 199 7.1.5 IDENTIFICACIÓN DE DEPÓSITOS ....................................................... 199 7.2 IMPUREZAS Y EFECTOS DEL AGUA PARA CALDERAS ............ 200 7.3 OBJETIVO DEL TRATAMIENTO DE AGUAS PARA CALDERAS ... 200 7.4 TRATAMIENTOS ESPECÍFICOS DEL AGUA PARA CALDERAS . 203 7.4.1 TRATAMIENTO FÍSICO...................................................................... 203

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7.4.2 TRATAMIENTO QUÍMICO .................................................................. 204 7.4.3 TRATAMIENTOS TÍPICOS PARA EL AGUA CRUDA ................................ 204 7.4.4 TRATAMIENTO EXTERNO DEL AGUA DE ALIMENTACIÓN ....................... 208 7.4.5 TRATAMIENTO INTERNO DEL AGUA PARA CALDERAS ......................... 210 7.4.6 TRATAMIENTO DE CONDENSADOS DE VAPOR ...................................... 213 7.5 ANÁLISIS DE AGUA Y CONTROL ................................................... 213 7.5.1 PURGA DE LA CALDERA................................................................... 214 7.5.2 PRUEBAS PARA EL AGUA DE CALDERAS............................................. 214

8. LA OPERACIÓN DE CALDERAS Y LA CONTAMINACIÓN ATMOSFÉRICA....................................................................................... 215

8.1 LA ATMÓSFERA Y SU LIMITADA CANTIDAD DE AIRE ............................... 215 8.1.1 EFECTOS NOCIVOS DE LOS AGENTES QUE CONTAMINAN LA ATMÓSFERA................................................................................................................ 216 8.1.2 CONTROL DE LA CONTAMINACIÓN DEL AIRE...................................... 217 8.1.3 EL CASO PARTICULAR DE LAS CALDERAS ........................................... 217 8.2 EQUIPOS PARA CONTROL DE CONTAMINACIÓN ATMOSFERICA................................................................................................................ 221 8.2.1 EQUIPOS PARA CONTROL................................................................... 224 8.2.2 FACTORES DE SELECCIÓN ................................................................. 225 8.2.3 EQUIPOS ESPECÍFICOS PARA CALDERAS ........................................... 234 8.3 LEGISLACIÓN AMBIENTAL RELACIONADA CON LA OPERACIÓN DE CALDERAS................................................................. 235 8.3.1 NORMATIVIDAD SOBRE CONTROL DE CONTAMINACIÓN ATMOSFÉRICA.... 237 8.3.2 NORMAS DE EMISIÓN DE PARTÍCULAS ............................................... 239 8.3.3 NORMAS DE EMISIÓN DE ÓXIDOS DE AZUFRE ....................................... 239 8.3.4 GUÍAS DEL BANCO MUNDIAL. ............................................................. 240 8.3.5 SANCIONES Y MEDIDAS DE POLICÍA.................................................... 241

9. ANÁLISIS DE FALLAS EN CALDERAS............................................ 243

9.1 FALLAS TÍPICAS EN CALDERAS .................................................... 244 9.1.1 PROCEDIMIENTO DE ANÁLISIS.......................................................... 245 9.1.2 SOBRECALENTAMIENTO .................................................................. 246 9.1.3 FRACTURA DE LABIO GRUESO .......................................................... 247 9.1.4 FRACTURA DE LABIO DELGADO ........................................................ 247 9.1.5 FRAGILIDAD.................................................................................... 248 9.1.6 LA GRAFITIZACIÓN........................................................................... 249 9.1.7 CORROSIÓN Y DEPÓSITOS ............................................................... 249 9.1.8 CORROSIÓN POR EL LADO DE FUEGO ............................................... 252 9.1.9 SOLDADURA DE METALES DISIMILES ................................................. 253

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9.2 FATIGA ............................................................................................. 254 9.3 EROSIÓN .......................................................................................... 256 9.4 CORROSIÓN BAJO TENSIONES (SCC) ................................................. 256

10 GUÍAS DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE CALDERAS.......... 258

10.1 CUIDADOS DE LA PARTE INTERIOR DEL RECIPIENTE A PRESIÓN ................................................................................................ 259 10.1.1.EMPAQUETADURAS ......................................................................... 260 10.1.2 “CONSERVACIÓN” DE CALDERA INACTIVAS ....................................... 260 10.1.3 “LIMPIEZA” DEL FOGÓN Y TUBOS DE LA CALDERA ............................... 261 10.1.4 CUIDADO DEL QUEMADOR ................................................................ 262 10.1.5 CONTROLES DE NIVEL DE AGUA........................................................ 263 10.1.6 TEMPERATURA DE GASES EN LA CHIMENEA ...................................... 263 10.1.7 EFICIENCIA DE COMBUSTIÓN ............................................................ 264 10.2 PROGRAMA DE INSPECCIÓN RECOMENDADO ......................... 265

INDICE DE FIGURAS................................................................................ 21

INDICE DE TABLAS ................................................................................. 24

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INDICE DE FIGURAS �FIGURA 1.1 LB /BHP-HR VS PRESIÓN DE VAPOR .............................................................3 FIGURA 1.2 CALDERA PIROTUBULAR...............................................................................4 FIGURA 1.3 CÁMARA TRASERA SECA ..............................................................................5 FIGURA 1.4 CÁMARA TRASERA HÚMEDA..........................................................................6 FIGURA 1.5 CALDERA DE PARRILLA VIAJANTE INTERNA ....................................................6 FIGURA 1.6 CALDERA DE PARRILLA ESTÁTICA INCLINADA .................................................7 FIGURA 1.7 CALDERA ACUATUBULAR..............................................................................8 FIGURA 1.8 CALDERA TIPO D .........................................................................................9 FIGURA 1.9 CALDERA TIPO A .......................................................................................10 FIGURA 1.10 CALDERA INDUSTRIAL PARA CARBÓN ........................................................11 FIGURA 1.11 CALDERA PARA QUEMAR CARBÓN (PARRILLA VOLCABLE) ...........................12 FIGURA 1.12 CALDERA DE UN SOLO TAMBOR ................................................................14 FIGURA 1.13 CALDERA DE CIRCULACIÓN FORZADA........................................................16 FIGURA 2.1 CLASIFICACIÓN DE SEYLER......................................................................24 FIGURA 2.2 CALOR DE COMBUSTIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS RELACIÓN APROXIMADA

DE BTU/GRAVEDAD ..............................................................................................40 FIGURA 2.3 FACTOR DE CARACTERIZACIÓN VS. % EN PESO DE H2 .................................43

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FIGURA 2.4 PUNTO DE EBULLICIÓN MEDIO .....................................................................44 FIGURA 2.5 FACTORES DE CORRECCIÓN DE VOLUMEN POR TEMPERATURA PARA

COMBUSTIBLES LÍQUIDOS......................................................................................46 FIGURA 2.6 FACTOR DE CARACTERIZACIÓN...................................................................48 FIGURA 2.8 MEZCLAS COMBUSTIBLES...........................................................................57 FIGURA 2.10 ÁREAS PROBLEMA EN UN SISTEMA DE F.O...............................................61 FIGURA 2.11 SO3 VS. CONTENIDO DE S .......................................................................63 FIGURA 2.12 CONCENTRACIÓN O2 (% VOL)..................................................................64 FIGURA 3.1 CURVA QUE MUESTRA LA MEJORA (%) DE EFICIENCIA POR CADA 1%DE

REDUCCIÓN DE EXCESO DE AIRE ...........................................................................88 FIGURA 3.2 MEJORA DE EFICIENCIA (%) POR CADA 10°F (5.6°C) DE DISMINUCIÓN DE

TEMPERATURA DE GASES......................................................................................89 FIGURA 3.3 RELACIÓN ENTRE EXCESO DE AIRE Y CONCENTRACIONES EN % DE O2 Y CO2

PARA COMBUSTIBLES TÍPICOS. ..............................................................................90 FIGURA 3.4 APARATO ORSAT TÍPICO ............................................................................93 FIGURA 4.1 BALANCE DE ENERGÍA EN UNA CALDERA ..................................................104 FIGURA 4.2 PÉRDIDA DE CALOR POR RADIACIÓN........................................................107 FIGURA 4.3.- ESQUEMA DE CALDERA PARA DETERMINACIÓN DE EFICIENCIA POR EL MÉTODO

DIRECTO ............................................................................................................113 FIGURA 4.6 CONCENTRACIONES DE CO2, CO, O2.......................................................118 FIGURA 4.7 CONTROL DE EXCESO DE AIRE : CO VS O2 ...............................................119 FIGURA 4.8 VARIACIÓN DE LA PÉRDIDA DE EFICIENCIA VS. EXCESO DE O2 ....................121 FIGURA 4.9 CORRECION DE LA SEÑAL DEL CONTROL DE LA MEDIDA DEL OXIGENO .........123 FIGURA 4.10 INFLUENCIA DEL CO Y DE LA OPACIDAD EN EL CONTROL DE LA COMBUSTIÓN

.........................................................................................................................124 FIGURA 4.11 INFLUENCIA DEL CONTENIDO DE CO Y DE HIDROCARBUROS EN LOS GASES DE

CONTROL DE COMBUSTIÓN..................................................................................124 FIGURA 4.12 TEMPERATURA MÍNIMA ACONSEJABLE DEL METAL DEL CALENTADOR DE AIRE

.........................................................................................................................127 FIGURA 4.13 DIAGRAMA DE VISCOSIDAD ASTM .........................................................132 FIGURA 4.14 RECUPERACIÓN POTENCIAL DE CALOR...................................................135 FIGURA 4.15 BALANCE PARA DETERMINACIÓN DE PURGA EN CALDERAS ......................136 FIGURA 4.16 PURGA PORCENTUAL REQUERIDA PARA MANTENER UNA PREDETERMINADA

CONCENTRACIÓN DE SÓLIDOS DISUELTOS EN EL AGUA DE CALDERA. .....................137 FIGURA 4.17 EFICIENCIA VS CARGA ...........................................................................140 FIGURA 4.18 COSTO ANUAL DE ENERGÍA VS LONGITUD DE LA PLUMA DE VAPOR ............141 FIGURA 4.19 EFECTO DE INCRUSTACIONES (LADO DE FUEGO) SOBRE EL CONSUMO DE

COMBUSTIBLE. ...................................................................................................145 FIGURA 4.20 EFECTO DE INCRUSTACIONES (LADO DE AGUA) SOBRE EL CONSUMO DE

COMBUSTIBLE. ...................................................................................................146 FIGURA 4.21 EFECTO DEL PRECALENTAMIENTO DEL AGUA DE ALIMENTACIÓN EN LA

EFICIENCIA DE LA CALDERA .................................................................................148 FIGURA 4.22 RECUPERACIÓN DE VAPOR FLASH..........................................................150 FIGURA 4.23 DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA EN TURBINAS DE CONDENSACIÓN Y

CONTRAPRESIÓN................................................................................................151 FIGURA 4.24 DETERMINACIÓN ECONÓMICA DE ESPESOR DE AISLAMIENTO ...................152 FIGURA 4.25 PÉRDIDAS DE CALOR EN LÍNEAS DE VAPOR SIN AISLAR ............................154 FIGURA 5.1 EFICIENCIA DE COMBUSTIÓN PARA DERIVADOS DEL PETRÓLEO...................164

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FIGURA 5.2 EFICIENCIA DE COMBUSTIÓN PARA CARBÓN TÍPICO ....................................165 FIGURA 5.3 EFICIENCIA DE COMBUSTIÓN PARA GAS NATURAL ......................................165 FIGURA 5.4 RELACIONES ENTRE EXCESO DE AIRE Y CONCENTRACIONES DE OXÍGENO (O2) Y

DIÓXIDO DE CARBONO (CO2) PARA DIFERENTES COMBUSTIBLES ..........................167 FIGURA 5.5 MEDICIÓN DE PÉRDIDA DE TIRO ...............................................................166 FIGURA 5.6 RELACIÓN TÍPICA ENTRE TEMPERATURA DE SUPERFICIE DE CALDERA Y RATA DE

CORROSIÓN .......................................................................................................174 FIGURA 6.1 CONTROL EN PARALELO...........................................................................190 FIGURA 6.2 CONTROL EN PARALELO CON CORRECCIÓN AUTOMÁTICA DEL EXCESO DE AIRE

.........................................................................................................................191 FIGURA 6.3 CONTROL EN SERIE - PARALELO (PARA GAS O F.O.) POR CAUDALES

INTERRELACIONADOS CON LÍMITES CRUZADOS .....................................................193 FIGURA 6.4 SISTEMA CON CORRECCIÓN POR MEDIDA DE O2 ........................................194 FIGURA 7.1 ESQUEMA DE UN SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA..............................206 FIGURA 8.1 DIAGRAMA DE EFLUENTES Y EMISIONES DE UNA CALDERA. ........................218 FIGURA 8.2 TAMAÑO RELATIVO DE DIVERSAS PARTÍCULAS ...........................................223 FIGURA. 8.3 COMPORTAMIENTO DE COSTOS PARA CONTROL DE CONTAMINACIÓN ........225 FIGURA 8.4 EFICIENCIA DE REMOCIÓN VS. TAMAÑO DE PARTÍCULA EN CICLONES ..........228 FIGURA 8.5 ESQUEMA DE UN CICLÓN..........................................................................229 FIGURA 8.6 PRECIPITADOR ELECTROSTÁTICO............................................................231 FIGURA 8.7 FILTRO DE MANGAS ................................................................................232 FIGURA 9.1.FALLA EN TUBO DE CALDERA....................................................................245 FIGURA 9.2. ASPECTO MACROSCÓPICO DE UNA FRACTURA DE LABIO GRUESO ..............246 FIGURA 9.3 FRACTURA DE LABIO DELGADO .................................................................247 FIGURA 9.4 ESTRUCTURA EN LA CERCANÍA DE FALLAS POR SOBRECALENTAMIENTO ......248 FIGURA 9.5 ASPECTO DE LAS FALLAS POR FRAGILIDAD Y ESTRUCTURA GRAFITIZADA ....249 FIGURA 9.6. ASPECTO DE DEPÓSITOS INTERNOS EN TUBERÍAS.....................................250 FIGURA 9.7. MECANISMO Y ASPECTO DE LA CORROSIÓN POR PICADURA.......................251 FIGURA 9.8. ASPECTO DE PICADURAS POR CORROSIÓN...............................................251 FIGURA 9.9 ASPECTO MICROSCÓPICO DEL DAÑO POR FATIGA TÉRMICA ........................255 FIGURA 9.10.DESGASTE POR EROSIÓN DE PARTES INTERNAS ......................................255 ��

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INDICE DE TABLAS TABLA 1.1 PRESIONES Y TEMPERATURA VS. GENERACIÓN DE ENERGÍA ..........................13 TABLA 1.2.- POBLACIÓN TOTAL DE CALDERAS EN E.U. POR TIPO DE COMBUSTIBLE .........16 TABLA 1.3 DISTRIBUCIÒN DE CALDERAS EN E.U. POR TIPO Y CAPACIDAD........................17 TABLA 2.1 VALORES CALORÍFICOS DE COMBUSTIÓN ......................................................21 TABLA 2.2 CARBONES COLOMBIANOS ...........................................................................22 TABLA 2.3 CLASIFICACIÓN DE CARBONES SEGÚN SEYLER ..............................................25 TABLA 2.4 RANGO DE GRAVEDAD API PARA FUEL OILS ...................................................40 TABLA 2.5 VISCOSIDAD DE UN F.O. PESADO COMO FUNCIÓN DE %.................................41 AGUA Y TEMPERATURA ................................................................................................41 TABLA 2.6 CARACTERÍSTICAS TÍPICAS DE COMBUSTIBLES COLOMBIANOS........................46 PARA CALDERAS ..........................................................................................................46 TABLA 2.7 ANÁLISIS PROMEDIO DE F.O. NO.6 PROVENIENTE DE ....................................47 DIFERENTES FUENTES..................................................................................................47 TABLA 2.8 TABLA DE COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL ..................................................52 TABLA 2.9 CARACTERÍSTICAS DE GASES COMBUSTIBLES COLOMBIANOS .........................54 TABLA 2.10TEMPERATURA DE FUSIÓN DE COMPUESTOS QUE FORMAN INCRUSTACIONES.62

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TABLA 2.11 TEMPERATURA DE FUSIÓN DE CENIZAS DE COMPUESTOS FORMADOS POR EL USO DE ADITIVOS PARA COMBUSTIBLES Y BAJO EXCESO DE AIRE .............................66

TABLA 3.1 COMPOSICIÓN DEL AIRE...............................................................................81 TABLA 3.2 REACCIONES DE COMBUSTIÓN ....................................................................82 TABLA 3.3 EFECTO DEL EXCESO DE AIRE SOBRE LA COMBUSTIÓN ..................................84 TABLA 3.4 RELACIONES ESTEQUIOMÉTRICAS A/F PARA ESTIMACIONES RÁPIDAS.............85 TABLA 3.5 SO2 PRODUCIDO POR UN COMBUSTIBLE CON 1% DES...................................86 TABLA 4.1 TIPO DE COMBUSTIBLE VS CONSUMO .........................................................109 TABLA 4.2 AHORRO ANUAL AL MEJORAR LA EFICIENCIA DE LA CALDERA 10% (VALORES EN

MILLONES DE PESOS)..........................................................................................109 TABLA 4.3 RELACIÓN DEL TIPO DE CONTROL Y EFICIENCIA DE CALDERA .......................113 TABLA 4.4 EQUIPOS DE COMBUSTIÓN DE CARBÓN Y EXCESO DE AIRE RECOMENDADO ..120 TABLA 4.5 RANGO USUAL DE VISCOSIDAD ..................................................................133 TABLA 4.6 TAMAÑO DEL CARBÓN...............................................................................133 TABLA 4.7 PORCENTAJE DE PURGA VS. PORCENTAJE PÉRDIDA EFICIENCIA...................135 TABLA 4.8 ESCAPE DE VAPOR EN TUBERÍAS - PRESIÓN DE VAPOR 100 PSIG (7 BAR) ....141 TABLA 4.9 VAPOR A DIFERENTES PRESIONES .............................................................141 TABLA 4.10.- PÉRDIDAS DE VAPOR EN MBTU (GJ) EN TRAMPAS DE VAPOR...................143 TABLA 4.11 PÉRDIDAS DE CALOR EN EQUIPOS SIN AISLAR...........................................153 TABLA 4.12 PÉRDIDAS DE CALOR EN TANQUES SIN AISLAR ..........................................153 TABLA 5.1 EFECTOS DEL EXCESO DE AIRE SOBRE EL % CO2 EN GASES DE COMBUSTIÓN

.........................................................................................................................162 TABLA 5.2 % OXIGENO EN GASES DE COMBUSTIÓN .....................................................162 TABLA 5.3 AHORRO PORCENTUAL EN COMBUSTIBLE AL INCREMENTAR LA EFICIENCIA DE

COMBUSTIÓN .....................................................................................................166 TABLA 5.4 FUNCIONAMIENTO DE LA CALDERA VS. ANÁLISIS GASES DE COMBUSTIÓN......167 TABLA 5.6 RANGOS DE VISCOSIDAD PARA F.O Nº 6 ....................................................177 TABLA 6.1 COSTO RELATIVO DE DIFERENTES SISTEMAS DE CONTROL ...........................195 TABLA 7.1 IMPUREZAS COMUNES DEL GUA Y POSIBLE EFECTO EN LAS CALDERAS..........200 TABLA 7.2 NIVELES RECOMENDADOS DE ATRAPADORES DE OXÍGENO...........................210 TABLA 7.3 IMPUREZAS MÁXIMAS PERMITIDAS EN AGUA PARA CALDERAS(HASTA 200 PSI)

.........................................................................................................................212 TABLA 7.4 APLICACIÓN DE TRATAMIENTOS .................................................................212 TABLA 7.5 DATOS GUÍA PARA LA CALIDAD DEL AGUA DE CALDERAS ............................213 TABLA 8.1EFICIENCIA GENERAL DE CICLONES ............................................................229 TABLA 8.2 MÁXIMA EMISIÓN DE PARTÍCULAS PERMITIDAS PARA CALDERAS A BASE DE

CARBÓN.............................................................................................................238 TABLA 8.3 ALTURA MÍNIMA DEL PUNTO DE DESCARGA .................................................238 TABLA 8.4 NORMAS DE EMISIÓN DE PARTÍCULAS .........................................................239 TABLA 8.5 NORMAS DE EMISIÓN DE ÓXIDOS DE AZUFRE. .............................................240 TABLA 8.6 GUÍAS DEL BANCO MUNDIAL SOBRE EMISIONES. .........................................240 TABLA 9.1 PRINCIPALES CAUSAS DE FALLAS EN CALDERAS ..........................................257 TABLA 9.2 DAÑOS MAS FRECUENTES EN CALDERAS(%)...............................................257

control eficiencia calderas

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