técnicas energeticas (completo)

Apuntes sobre

Técnicas

Energéticas

Técnicas Energéticas

Licenciatura en Máquinas Navales Página 2

TEMA 1: Extracciones ................................................................................................ 5

1.1 Introducción. .................................................................................................................. 6

1.2 Justificación. .................................................................................................................. 6

1.3 Tipos de extracciones ................................................................................................. 8

1.4 Cálculo de extracciones ............................................................................................ 11

Práctica 1-1 .............................................................................................................. 13

Práctica 1-2 .............................................................................................................. 16

Práctica 1-3 .............................................................................................................. 18

1.5 Recuperación del calor perdido por las extracciones ...................................... 21

Práctica 1-5 ................................................................................................................ 23

TEMA 2: Desgasificación ......................................................................................... 31

2.1 Introducción ............................................................................................................ 32

2.2 La corrosión como fenómeno electroquímico .............................................. 32

2.2.1 Factores que inciden en el proceso ............................................... 33

2.2.2 Causas de la formación de pares de corrosión .......................... 34

2.3 Causas específicas de corrosión en plantas generadoras de vapor ...... 35

2.4 Métodos de desgasificación ............................................................................... 37

2.5 Fundamentos teóricos ......................................................................................... 38

2.6 Desgasificador presurizado ................................................................................ 39

2.7 Desgasificación química ...................................................................................... 42

TEMA 3: Arrastre (Carryover) ............................................................................... 45

3.1 Introducción ............................................................................................................ 46

3.2 Medidas mecánicas de corrección del arrastre ............................................ 47

3.3 Incidencia de la presión de trabajo en el arrastre ........................................ 48

Práctica 3-1 .............................................................................................................. 50

3.4 Conclusiones .......................................................................................................... 51

TEMA 4: Incrustaciones (Scaling) .......................................................................... 54

4.1 Introducción ............................................................................................................ 55

4.2 Límites de funcionamiento .................................................................................. 56

4.3 Tipos y formación de incrustaciones ............................................................... 57



4.4 Dureza del agua ...................................................................................................... 58

4.5 Método de Langelier (Gráfico de Hoover y Langelier) ................................. 60

4.6 Sustancias incrustantes en plantas generadoras de vapor ...................... 61

TEMA 5: Tratamiento del Agua .............................................................................. 63

5.1 Objeto y necesidad ................................................................................................ 64

5.2 Tratamientos externos o de base ...................................................................... 64

5.2.1 Descarbonatación ............................................................................... 65

5.2.2 Depuración calco-sódica, Ca (OH)2 – Na2CO3 ............................. 67

5.2.3 Depuración con fosfatos ................................................................... 67

5.2.4 Ablandamiento con resinas (depuración cíclica con Na) ........ 67

5.2.5 Destilación............................................................................................. 69

5.2.6 Desmineralización ............................................................................... 69

5.2.7 Ósmosis inversa .................................................................................. 72

5.3 Tratamientos internos o acondicionamiento del agua de la caldera ...... 72

5.3.1 Tratamiento con fosfatos .................................................................. 72

5.3.2 Tratamiento con polifosfatos ........................................................... 73

5.3.3 Quelatos y polímeros ......................................................................... 74

5.3.4 Dispersantes ......................................................................................... 74

5.4 Prevención de la corrosión ................................................................................. 77

5.5 El principio del fosfato coordinado-pH ............................................................ 78

5.6 Ejemplo de tratamiento para caldera marina ................................................. 84

TEMA 6: Obtención de muestras ............................................................................ 87

6.1 Objeto y necesidad ................................................................................................ 88

6.2 Enfriadores de muestras ..................................................................................... 88

6.3 Factor de corrección vk ..................................................................................... 89

Práctica 6-1 ................................................................................................................ 91

6.4 Caso particular del pH .......................................................................................... 92

TEMA 7: Limpieza de calderas ............................................................................... 95

7.1 Limpieza externa .................................................................................................... 96

7.1.1 Inspección. Objetivos de la Inspección ........................................ 96

7.1.2 Métodos de limpieza externa ........................................................... 97 7.1.2.1 Generalidades ........................................................................................... 97 7.1.2.2 Limpieza mecánica .................................................................................. 97 7.1.2.3 Limpieza con agua caliente ................................................................... 97 7.1.2.4 Otros métodos .......................................................................................... 98

7.2 Limpieza de las superficies internas de intercambio de calor .................. 98

7.2.1 Frecuencia de la limpieza .................................................................. 99



7.2.2 Limpieza mecánica ............................................................................. 99

7.2.3 Limpieza química............................................................................... 100 7.2.3.1 Procedimiento general .......................................................................... 100 7.2.3.2 Limpieza química por el método de circulación ............................ 101 7.2.3.3 Limpieza química por el método de remojo (soaking) ................. 103 7.2.3.4 Hervido de la caldera ............................................................................. 105 7.2.3.5 Limpieza química de sobrecalentadores, recalentadores y tuberías de vapor. ............................................................................................................ 106

7.2.4 Soluciones ácidas, pasivadoras y neutralizantes .................... 107 7.2.4.1 Soluciones ácidas .................................................................................. 107 7.2.4.2 Cantidad de disolvente a utilizar ........................................................ 108 7.2.4.3 Soluciones neutralizadoras y pasivadoras ..................................... 109 7.2.4.4 Inhibidores ............................................................................................... 109



TEMA 1: Extracciones



1.1 Introducción.

Las extracciones o purgas (blowdown) forman una parte integrante del adecuado funcionamiento del programa de tratamiento del agua de calderas, eliminando de esta forma la mayoría del lodo, polvo, precipitados, suciedad y otros materiales indeseables de la caldera; sirviendo para un adecuado control de la salinidad admisible.

1.2 Justificación.

No todo el vapor producido por la caldera retorna a ella una vez condensado por lo que hay que añadir agua (adición, aportación) para compensar dicha pérdida.

Figura 1-1, esquema básico agua alimentación.

Este agua de reserva proviene de los destiladores o planta de desalación adecuada en donde se trata usualmente agua salada (el agua de mar tiene unos 35.000 mg/L de sal). Antes de introducir al agua en la caldera, ésta tiene que pasar por un desaireador previamente.

Sc

me

ma Sa



Se conocen como desaireadores aquellos dispositivos mecánicos empleados para liberar los gases contenidos en el agua de alimentación (aire, oxígeno, anhídrido carbónico y otros).

Finalmente, en la mayoría de los casos se hace pasar el agua por unos calentadores antes de su entrada en la caldera.

La salinidad del agua de la caldera se mide indistintamente basándose en la propiedad que tiene el agua para conducir la corriente eléctrica (conductividad), el agua destilada es muy poco conductora, pero su conductividad aumenta rápidamente con la cantidad de iones disueltos. La salinidad del vapor es prácticamente nula.

La conductividad es la inversa de la resistividad y se expresa usualmente en microSiemens / cm.

(µS/cm.)

En el circuito anterior el retorno de condensado es menor que la cantidad de agua suministrada, por lo que hay que reponer del agua de reserva. Este agua tiene una salinidad (Sa) mucho menor que la del agua de la caldera (Sc); la salinidad de esta última ira aumentando hasta alcanzar el valor límite establecido por el fabricante o por las normas que sean de aplicación a cada caldera e instalación.

Los sólidos totales disueltos (TDS, total dissolved solids) no desaparecen con la producción de vapor, sino que se van concentrando en la caldera, provocando que el vapor generado sea excesivamente húmedo, fenómeno conocido como “arrastre” (Tema 3); esto puede provocar daños mecánicos y depósitos en las turbinas.

Otro problema generado como consecuencia de la dureza del agua y por lo tanto de las impurezas presentes en el agua de calderas son las “incrustaciones” (Tema 4), que actúan como aislante térmico reduciendo la transmisión de calor y sobrecalentando los tubos, llegándose en ocasiones a una rotura de los mismos.

Por último, los sedimentos, los aceites, las materias grasas y otros en suspensión contribuyen al agravamiento de los fenómenos anteriormente descritos.

El control de los sólidos disueltos (TDS) se hace mediante las extracciones o purgas.

El TDS se puede medir de diferentes formas: mediante conductividad en microSiemens / cm.

(µS/cm.); en ppm o en grados Baumé (1ºBé = 10.000 mg/L = 10 g/L)

ppm: una de las unidades de medición más comunes en el análisis de agua, en soluciones muy

diluidas como es el caso de las aguas naturales, es equivalente a mg/l

Las extracciones o purgas suponen pérdidas de todos los agentes presentes en el proceso: agua, calor, y productos químicos que redundan en una penalización económica de la instalación.



Resumen de condiciones para purgas / extracciones

(Caldera CE V2M-8, 50 t/h)

CONDICIONES ACCIÓN OBSERVACIONES

Vaciado de caldera. Usar extracción de fondo,

extracciones de los colectores

de las paredes de agua.

Caldera fría.

Arrastre de agua y efecto

espumoso.

Usar extracción de superficie. Caldera produciendo vapor.

Eliminar lodos. Usar extracción de fondo,

extracciones de los colectores

de las paredes de agua.

Caldera apagada y sin

producción de vapor.

Exceso de productos químicos y

salinidad.

Usar extracción de superficie si

esta produciendo vapor.

Usar extracción de fondo si no

esta produciendo vapor.

Subir el nivel del agua sobre el

normal durante la extracción.

Alto nivel de agua. Usar extracción de superficie. Ninguna.

Contaminación de aceite.

(Daría lugar a la incrustación

aglomerada con materias grasas.

Es la más peligrosa)

Usar extracción de superficie. Reducir la producción de vapor

y limpiar lo antes posible.

1.3 Tipos de extracciones

Existen dos tipos de extracciones: de superficie y de fondo.

En la mayoría de los sistemas, la purga superficial se realiza de manera continua y automática. En las calderas más grandes la extracción superficial se combina con una purga regular de fondo.

El análisis de la purga se complica por consideraciones del acondicionamiento de la muestra, normalmente se requiere una muestra más fría. El parámetro de control es generalmente la conductividad, la cual tiene establecido un valor límite en el medidor dentro de un rango de control, y la purga se activa cuando hay cierta desviación de este rango. Otros parámetros de monitorización incluyen el pH, sílice, hidracina y fosfato.

En la figura 1-2 podemos ver un sistema típico de control de TDS automático.



Figura 1-2

La purga de fondo se realiza normalmente de manera manual en cada turno de trabajo, pero tienen el inconveniente de desperdiciar agua caliente y el control de las concentraciones es irregular y requiere tanteos de prueba y error del operador para establecer la cantidad y tiempo entre purgas.

Básicamente, las extracciones se pueden realizar de tres formas distintas:

Controladas temporalmente.

Controladas por monitorización de la conductividad.

Controladas automáticamente. La gran ventaja del sistema automático se produce cuando la carga de la caldera es variable, como podemos apreciar en la figura 1-3.



MÁXIMA PRODUCCIÓN (Kg/h)

PRODUCCIÓN REAL

(en función de la carga)

Tiempo (h)

LÍMITE DE SALINIDAD (ºBé)

EXTRACCIÓN AUTOMÁTICA

Tiempo (h)

EXTRACCIÓN MANUAL

FLUJO DE EXTRACCIÓN PARA:

PRODUCCIÓN REAL MANUAL

Tiempo (h)

PRODUCCIÓN

MÁXIMA

PRODUCCIÓN REAL

AUTOMATICA

A A A A A

B B B B B

AHORRO = A - B

Figura 1-3

Las extracciones están determinadas en función de la presión:

Baja y media presión: TDS.

Alta presión (≥ 60 bar): contenido de sílice y TDS.



1.4 Cálculo de extracciones

Considerando el esquema básico de la figura 1, tendremos:

Sc: salinidad en el agua de la caldera, tendrá como valor límite el establecido por el fabricante o normas de aplicación al caso.

Sa: salinidad del agua de reserva, es un parámetro que depende de la calidad del agua producida.

me: flujo de extracción, la unidad más común es el kg/h

ma: flujo de adición por no retorno, varía en función de la carga de la caldera, la unidad más común es el kg/h

La salinidad del agua de reserva es mucho menor que la del agua de la caldera después de un tiempo de operación,

ScSa

Teniendo presentes las pérdidas por no retorno, debemos compensar estas con el flujo de adición, y tendremos:

aeaace SmSmSm

aaaece SmSmSm

ac

aae

SS

Smm

(1)

El flujo de extracción varía en función del flujo de la adición, y en una determinada instalación

KSS

S

ac

a

(2)



Quedando

ae mKm

Que es la ecuación de una recta que pasa por el origen. Si cambiáramos el agua del tanque de reserva por una de más pureza, la pendiente de la recta bajaría, como podemos ver en la figura 1-4.

ma

me

ma

me

Figura 1-4

En general se hace necesario, en calderas de alta presión, el uso de un agua de alimentación de calidad:

Por otro lado, si la producción de la caldera es nula tendremos:

0mm ae

Y si consideramos la suma de las pérdidas del sistema más las extracciones, tendremos el “flujo total de adición”:

eatotal a mmm (3)

Finalmente, la relación entre la concentración admisible en la caldera y la del agua de reserva se conoce como “factor de concentración”:

a

c

S

Sfc (4)

Trasladando esta fórmula a la expresión (1), tendremos:



1fc

1mm ae

(5)

Práctica 1-1

Supongamos una instalación funcionando con un 50% de retorno de condensado que produce 100 t/h de vapor. Nos permiten concentrar hasta 3.500 ppm y el agua de aportación tiene una concentración de 200 ppm.

Calcular el flujo de extracción y la adición necesaria.

Solución:

Sustituyendo los valores de las ecuaciones (1) y (5) en (3), obtendremos las siguientes fórmulas:

ac

aatotal a

SS

S1mm (6)

1fc

11mm atotal a (7)

Como tenemos los siguientes valores:

ma = 50.000 Kg/h

Sc = 3.500 ppm

Sa = 200 ppm



Sustituyendo en (4) y (5), obtendremos

17,5200

3.500

S

Sfc

a

c

kg/h 3.030117,5

150.000

1fc

1mm ae

Sustituyendo en (7), obtendremos

kg/h 53.0303.03050.0001fc

11mm atotal a

El total de agua de alimentación (agua que entra en la caldera) será de 103.030 kg/h que es la suma de la producción más la extracción.

Por otro lado, podríamos calcular las pérdidas de calor debida a la extracción, expresadas en tanto por ciento respecto al poder calorífico del combustible aportado, mediante la siguiente fórmula:

100(%)mP

hmL

cc

lsee

(8)

en la que:

me: flujo de extracción, la unidad más común es el kg/h

Le: pérdida de calor por la extracción, expresada en %.

hls: entalpía del líquido saturado, expresada en kcal/kg

Pc: poder calorífico del combustible

mc: flujo de combustible, en kg/h



Todas las fórmulas anteriores valdrían para cualquier otra impureza excepto para el sílice.

El sílice (SiO2, óxido de silicio) es otro de los componentes a tener en cuenta en el agua de caldera. El contenido del mismo está regulado por diferentes normas y su valor, difiere de una a otra, habitualmente se usan nomogramas para determinar su valor.

El sílice se mantiene en estado de vapor hasta que las presiones se van reduciendo y se acumula en las últimas etapas de las turbinas, provocando desequilibrio y reducción del rendimiento interno.

Un factor determinante a tener en cuenta es el denominado “coeficiente de reparto bifásico de sílice” conocido también como “coeficiente de distribución” que viene dado por la relación entre el sílice arrastrado por el vapor y el sílice retenido en el agua de la caldera:

)2(retenido

do)2(arrastra

OS

OSδ

i

i (9)

A 200º la presión de vapor es suficiente para que exista un arrastre de sílice con el vapor producido. A 200 ate se arrastra aproximadamente un 10% del sílice contenido en el agua, a 110 ate se arrastraría un 1%.

Figura 1-5 (presión en psi, 100 psi ~ 6,89 bar)



Por último, existe una relación entre la alcalinidad del agua de la caldera y el contenido de sílice, cuanto mayor sea la alcalinidad mayor concentración de sílice se admite. Una alcalinidad alta del agua disuelve más sílice y produce una menor agresión a los aceros.

Práctica 1-2

Existen nomogramas, como el de la figura 1-6, que relacionan la presión de trabajo en la caldera (presión efectiva), la alcalinidad (P) del agua, el contenido de sílice en el agua de adición y el tanto por ciento de retorno de condensado.

Ejemplo 1: con una presión de 50 ate, una alcalinidad P = 5, con un contenido de 6 mg/L de sílice en el agua tratada de adición y con un retorno de condensado del 70% se obtendría un 10% de caudal de purga referido a la cantidad de agua de alimentación.

Ejemplo 2: determinar el flujo de extracción, el coeficiente de reparto bifásico y el máximo de sílice permitido con los siguientes datos:

presión efectiva: 110 ate

alcalinidad (P): 10

SiO2 agua adición: 0,5 ppm

retorno de condensado: 90%

Trazando en el nomograma, obtendríamos:

coeficiente de reparto (δ): 0,01

máximo SiO2 agua caldera: 4 ppm

caudal de purgas sin retorno de condensado: 13%

caudal de purgas / agua alimentación: 1,3%



Ejemplo 3: determinar el flujo de extracción, el coeficiente de reparto bifásico y el máximo de sílice permitido con los siguientes datos:

presión efectiva: 60 ate

alcalinidad (P): 5

SiO2 agua adición (dos casos): 1 y 2 ppm

retorno de condensado: 80%

Figura 1-6

Las principales características a tener en cuenta en la elección de las válvulas de extracción (blowdown valves) son:

temperatura del vapor saturado.

accesibilidad del asiento para facilidad de mantenimiento.

alta dureza para resistir la abrasión.



Práctica 1-3

Sea una caldera con una producción de vapor de 100 t/h, un retorno de condensado del 98,5%, una salinidad en el agua de adición de 10 ppm, una salinidad admisible de 100 ppm. Calcular:

a) factor de concentración.

b) caudal de extracción.

c) flujo de adición por no retorno.

d) flujo de adición total.

e) flujo de alimentación.

f) % de extracción sobre la alimentación.

a) 10ppm 10

ppm 100

S

Sfc

a

c

b) y c) como tenemos un retorno de condensado del 98,5% de una producción de 100 t/h, tendremos un flujo de adición por no retorno (ma) de 1.500 kg/h, por lo que el caudal de extracción (me) será:

kg/h 166,6710100

101.500

SS

Smm

ac

aae

d) el flujo de adición total podemos calcularlo de dos formas distintas:

kg/h 1.666,671,111.5001fc

11m m atotala



o bien:

kg/h 1.666,67166,671.500mm m eatotala

e) el flujo de alimentación o total de agua de alimentación será la suma de la producción y la extracción:

kg/h 100.166,67166,67100.000Feed

f) el tanto por ciento de la extracción sobre la alimentación será:

0,16%100100.166,67

166,67

ónalimentaci

extracción%

11,1%1001.500

166,67

adición

extracción%



Práctica 1-4

Con los datos anteriores y conociendo que la presión en la caldera son 61 ate, el poder calorífico inferior (*) del combustible (Pci) son 9.600 kcal/kg, un consumo de combustible de de 7.000 kg/h y una entalpía del líquido saturado (hls) de 289,6 kcal/kg (tablas de vapor). Calcúlese ahora:

g) pérdida de calor (kcal/h)

h) pérdida de calor en % del Pci

i) pérdida de combustible en t/año

g) la pérdida de calor debida a la extracción será:

kcal/h 48.267,63kcal/kg 289,6kg/h 166,67hmL lsee

h) la pérdida de calor en % del Pci será:

0,07%1007.0009.600

48.267,63100(%)

mP

hmL

cci

lsee

i) por ultimo, la pérdida de calor al año (suponiendo 1 año 300 días) será:

kcal/año 0347.522.40horas/día 24días/año 300kcal/h 48.267,63

Por tanto, la pérdida de combustible será:

t/año 36,2kg/año 36.200kcal/kg 9.600

kcal/año 0347.522.40pérdida



(*) Las pérdidas de combustible hay que referirlas al poder calorífico superior del combustible, Pcs (HHV, high heating value) e inferior, Pci (LHV, low heating value). Estos valores difieren son distintos en los combustibles que contienen hidrógeno, y están relacionados mediante:

W)(9Hkcal/kg 585PP csci (10)

H: hidrógeno, del análisis elemental del combustible (tanto por uno).

W: humedad (moisture)

El poder calorífico se puede expresar en Termias, 1 Termia 1.000 kcal

1.5 Recuperación del calor perdido por las extracciones

Las extracciones son líquido a la temperatura de saturación correspondiente a la presión de la caldera. Una vez realizada la extracción se nos presentan dos posibilidades:

1) tirar este líquido.

2) conducirlo a un tanque de revaporización (flasher) a una presión inferior en donde se genera una mezcla de líquido y vapor. El líquido se conoce como condensado residual y el vapor como revaporizado (flash steam).

En la figura 1-7 se representa una instalación típica para la recuperación de calor a partir del revaporizado y del condensado residual.

El revaporizado, al estar libre de impurezas, se deriva al tanque de alimentación, y el condensado residual descargado del tanque de revaporización que contiene aún bastante calor útil alimenta un intercambiador de calor que sirve para precalentar el agua fría de alimentación.



Figura 1-7

Esta solución retorna parte del calor perdido al tanque de alimentación, pero puede haber casos en que ello no resulte conveniente, como por ejemplo cuando el tanque ya esta caliente debido al condensado procedente de los retornos de alta presión. En este caso se pueden hacer otros usos similares con el mismo fin de recuperar el calor perdido.

Figura 1-8



Práctica 1-5

Supongamos una caldera (ver figura 1-9) a la que se le realiza una extracción, con los siguientes datos:

Punto 1, caldera:

a) presión, P1 = 84,5 ata

b) flujo de extracción, me = 680 kg/h

Punto 2, revaporizador:

c) presión, P2 = 10,5 ata

REVAPORIZADOR

2

LIQUIDO

mlf

me

VAPOR

mvf

CALDERA

1

I-4

Manometropresión relativa

Figura 1-9

Con los datos anteriores buscaremos en las tablas los valores para la entalpía del líquido en la caldera (hl1, h’) y la entalpía de líquido (hl2, h’) y vapor (hv2, h’’) en el revaporizador:



kcal/kg 663,3hv

kcal/kg 183,5hl

kcal/kg 317,85hl

2

2

1

Calcularemos ahora el título del vapor en el revaporizador (punto 2); podemos hacerlo analíticamente o mediante el diagrama T-s:

Analíticamente tendríamos:

r

hlhlx

212

, siendo:

1hl : entalpía liquido saturado en la caldera.

2hl : entalpía liquido saturado en el revaporizador.

2hv : entalpía vapor saturado en el revaporizador.

222 hlhvΔhr : calor latente de vaporización.



Sustituyendo, obtendremos:

0,28479,8

134,35

183,5663,3

183,5317,85x2

, siendo:

kg/h 190,4kg/h 6800,28mxmvf e2

kg/h 489,6kg/h 6800,72m)x(1mlf e2

Gráficamente, representando sobre el diagrama T-s tendriamos lo mostrado en la figura 1-10

Figura 1-10



Práctica 1-6

Supongamos una caldera a la que se le realiza una extracción, con los siguientes datos:

a) producción de vapor: 100 t/h

b) retorno de condensado: 98%

c) salinidad adición: 6 ppm

d) salinidad admisible: 120 ppm

e) presión de trabajo: 61 ata

f) poder calorífico inferior: 9.600 kcal/kg

g) consumo combustible: 7.000 kg/h

h) presión revaporizador (flasher): 0,35 ate

i) temperatura residual del líquido vertido: 40 ºC

REVAPORIZADOR

LIQUIDO

mlf

me

VAPOR

mvf

I-4

Manometropresión relativa

Calcular:

1. factor de concentración (fc)

2. caudal de extracción (me) en kg/h

3. adición por no retorno (ma) en kg/h

4. adición total (ma total) en kg/h

5. alimentación (feed).

6. % de extracción sobre alimentación.

7. pérdidas de calor en kcal/h o termias.

8. pérdidas de calor en relación con el Pci en kcal/h o Termias.



9. pérdida de combustible en t/año (1 año = 300 días = 7.200 horas)

10. % revaporizado en el flasher en kg/h

11. líquido en el flasher (mlf)

12. vapor flash (mvf)

13. potencia térmica vapor flash en kcal/h

14. potencia térmica liquido saturado (flasher out) en kcal/h

15. calor perdido (Qw, waste) en kcal/h

16. % calor aprovechado o recuperado en kcal/h

17. ahorro anual de combustible

Solución:

1) 20ppm 6

ppm 120

S

Sfc

a

c

2) y 3) como tenemos un retorno de condensado del 98% de una producción de 100 t/h, tendremos un flujo de adición por no retorno (ma) de 2.000 kg/h (2 t/h), por lo que el caudal de extracción (me) será:

kg/h 105,26120

12.000

1fc

1mm ae

4) kg/h 2.105,26105,262.000mmm eatotal a

5) el flujo de alimentación o total de agua de alimentación será la suma de la producción y la extracción:



kg/h 100.105,26105,26100.000Feed

6) el tanto por ciento de la extracción sobre la alimentación será:

% 0,105100100.105,26

105,26100

ónalimentaci

extracción

7) obtenemos en tablas de vapor el valor de la entalpía del liquido saturado

kcal/kg 289,6hls y por tanto, la pérdida de calor debida a la extracción

será:

kcal/h 30.484kcal/kg 289,6kg/h 105,26hlsmL ee

8) la pérdida de calor en % del Pci será:

% 0,0451007.0009.600

30.484100(%)

mP

hlsmL

cci

ee

9) por último, la pérdida de calor al año (suponiendo 1 año 300 días) será:

kcal/año 0219.484.80horas/día 24días/año 300kcal/h 30.484



Por tanto, la pérdida de combustible será:

t/año 22,9kg/año 22.863kcal/kg 9.600

kcal/año 0219.484.80pérdida

10) el % de revaporizado en el flasher se obtiene de la siguiente forma:

r

hlhlx

212

, buscamos en las tablas:

kcal/kg 289,6hl1

kcal/kg 107,81hl2

kcal/kg 642hv2

kcal/kg 534,2hlhvΔhr 222

Sustituyendo, obtendremos:

dorevaporiza % 34 0,34534,2

107,81289,6x2

11) kg/h 35,79kg/h 105,260,34mxmvf e2

12) kg/h 69,3kg/h 105,260,66m)x(1mlf e2



13) kcal/h 22.977kcal/kg 642kg/h 35,79hvmvfQtv 2

14) kcal/h 7.471kcal/kg 107,81kg/h 69,3hlmlfQtl 2

15) el calor perdido (Qw, waste) en kcal/h a 40 ºC, será:

kcal/h 2.77240ºkg/h 69,3CtºmlfQw

16) el calor aprovechado o recuperado (Qu) en kcal/h, será:

kcal/h 27.676kcal/h 2.772kcal/h 7.471kcal/h 22.977Qu

QwQtlQtvQu

Como:

hkcalkgkcalhkhhlsmeLe /484.30/6,289/26,105

% 90,78100kcal/h 30.484

kcal/h 27.676recuperado %

17) el ahorro anual de combustible será:

t/año 20,75días/año 300horas/día 24kcal/kg 9.600

kcal/h 27.676ahorro



TEMA 2: Desgasificación



2.1 Introducción

Una vez eliminados los sólidos disueltos en el agua de calderas nos encontramos con un agua desalinizada. El siguiente problema que se nos presenta es el de la corrosión.

Las corrosiones que se producen en las calderas de vapor, tuberías, condensadores y en todos los sistemas circulantes de agua-vapor hay que atribuirlas en su mayor parte a la presencia de oxígeno y en menor medida a otros gases como el dióxido de carbono (CO2).

2.2 La corrosión como fenómeno electroquímico

H+

OH-

Ánodo

(Fe)

Electrolito

(agua)

Catodo

Óxido

Fe++

e-

Figura 2-1, esquema básico celda de corrosión.

Los problemas de corrosión que ocurren en la producción industrial son debidos a la presencia de agua y/o vapor en ciertas condiciones, en la figura 2-1 se representan los agentes principales del proceso:

Ánodo:

Es aquella zona de la superficie del metal que se esta corroyendo. Es el lugar donde el metal se disuelve y pasa a la solución; los átomos metálicos pierden electrones y pasan a la solución como iones. Los átomos contienen la misma cantidad de protones y electrones y una pérdida de electrones origina un exceso de carga positiva.



Cátodo:

Es la cantidad de superficie metálica que no se disuelve y es la otra zona necesaria para que ocurra el proceso de corrosión. Los electrones que se liberan en el ánodo viajan hasta la zona catódica en donde se consumen por la reacción de un agente oxidante presente en el agua. El consumo de electrones se llama reacción de reducción.

Electrolito:

Para que se complete el circuito eléctrico, la superficie metálica, tanto el cátodo como el ánodo, deben estar cubiertas por una solución conductora de electricidad, es decir, de electrolito. El electrolito conduce la corriente del ánodo al cátodo y luego vuelve al ánodo a través del metal, completando el circuito.

La combinación de estos tres componentes es conocida como celdas de corrosión. Los iones HO- (oxidrilos) migran hacia el ánodo donde completan la reacción con la formación de hidróxido ferroso de la siguiente forma:

2- Fe(OH) 2OH)(Fe

2.2.1 Factores que inciden en el proceso

Existen además unos factores y variables físicas que inciden en el proceso:

pH:

La velocidad de corrosión del acero aumenta a medida que disminuye el pH. Al aumentar la concentración del ión hidrógeno es más ácida la solución y es menor el valor del pH. La magnitud de pH nos indica la intensidad de acidez o alcalinidad del medio. Esta magnitud se indica por medio de una escala en la cual el número siete indica que la solución es neutra; los valores menores de siete indican que es ácida y los mayores alcalinidad.

Oxígeno disuelto:

De los gases disueltos es el peor de todos, basta con una pequeña concentración y puede producir una corrosión severa y esta puede aumentar si uno de los otros gases disueltos esta presente.

El oxígeno siempre acelera la corrosión ya que es un oxidante fuerte y se reduce rápidamente en el cátodo, su eliminación paralizaría el proceso de la corrosión.



Dióxido de carbono disuelto (CO2):

Si el dióxido de carbono se disuelve en agua se forma ácido carbónico, disminuyendo el ph de la solución y aumentando su poder corrosivo. Su eliminación por medios físicos es bastante buena.

Temperatura.

Al igual que en las reacciones químicas, la velocidad de la corrosión aumenta generalmente con la temperatura; la velocidad se duplica por cada diez grados centígrados que aumenta la temperatura.

Presión.

La presión afecta la velocidad de las reacciones químicas en la que participan gases y por consiguiente las reacciones de corrosión no son una excepción.

2.2.2 Causas de la formación de pares de corrosión

dos metales en contacto con diferente potencial electroquímico, ver tabla figura 2-2.

heterogeneidad química de un mismo material.

heterogeneidad física de un mismo material.

aireación diferencial

Sistema Semireacción Potencial

Electroquímico VA 25ºC

Al 3+ / Al Al 3+ + 3e- Al -1,67

Zn 2+ / Zn Zn 2+ + 2e- Zn -0,762

Fe 2+ / Fe Fe 2+ + 2e- Fe -0,99

½ H2 H+ + e- 0

Cu 0,34

Au 3+ / Au Au 3+ + 3e- Au 1,42

Figura 2-2, serie electroquímica de algunos metales.



2.3 Causas específicas de corrosión en plantas generadoras de vapor

Oxígeno (O2):

Como hemos visto, de los gases disueltos es el peor de todos, basta con una pequeña concentración y puede producir una corrosión severa, despolariza y despasiva. Provoca las siguientes reacciones:

zación)(despolari O2HO 2H :cátodo 222

ción)(despasiva4Fe(OH)O2HO Fe(OH) :ánodo 3222

Agua (H2O):

222 HFe(OH)O2HFe

Vapor (H2O):

Al disociarse ataca a los recalentadores a altas temperaturas, aumentando rápidamente la corrosión. Este fenómeno de disociación hace que la temperatura de recalentamiento no sobrepase en mucho los 515ºC, que usualmente se emplean en plantas navales.

242 4HFe3OO4H3Fe

Esta reacción se debe a la acción del metal sobrecalentado con el vapor.

Corrosión ácida (CO2):

Las fuentes del dióxido de carbono son dos, el aire absorbido en los tanques de reserva y el generado como consecuencia de la descomposición de los bicarbonatos.

OHCOCO :Ca/Mgcalor)(HCO :Ca/Mg 22323

Las reacciones con el bicarbonato de sodio:

23 CONaOHcalorNaHCO

2232 CO2NaOHcalorOHCONa



Por último, el dióxido de carbono en presencia de agua reacciona:

3222 COHOHCO

Ácidos distintos al CO2:

Acido clorhídrico: procedente de sales de la reacción ácida, el cloro es el primer anión del agua de mar, reaccionando:

22 HFeCl2HClFe

Cloruro de magnesio:

222 Mg(OH)2HClcalorO2HMgCl

Corrosión intercristalina:

Se origina como consecuencia de la presencia de sosa cáustica (NaOH) en altas concentraciones y produce el fenómeno conocido como “fragilización cáustica”, afecta a las uniones intercristalinas debilitando la unión. Se trata de evitar impidiendo la elevada concentración de sosa en el interior de la caldera.

Corrosión por hidrógeno (H), fragilización:

Este fenómeno es muy importante en calderas de alta presión, produciendo una descarburación y una penetración en el metal que fragiliza al formarse metano (CH4), molécula de mayor tamaño. Se ha detectado después de fugas en condensadores.

(metano) CH4HC 4

Amoniaco y Oxígeno (NH3 / O2):

Se produce en circuitos de condensado y ataca el cobre y sus aleaciones, la reacción:

)(nitrogeno N4NHcalorH3N 2342

al condensarse el vapor:

OHNH4calorOHNH 23



se produce un aumento del pH, por lo que hay que operar con un contenido adecuado de hidracina para mantener el pH entre 8,3 y 9.

2.4 Métodos de desgasificación

De acuerdo con las especificaciones de la Norma UNE 9.075 relativas al agua de alimentación (anexo 1) para las calderas, el contenido de O2 disuelto en el agua debe ser nulo.

El oxígeno puede eliminarse tanto por métodos físicos como mediante adición de productos químicos o como es el caso de las instalaciones marinas, combinando racionalmente ambos procedimientos.

El método físico (externo) se basa en la eliminación por ebullición, de los gases disueltos, este hervido provoca unas burbujas que se pegan a las paredes de la caldera de donde se separan mediante agitación. Este es el principio de funcionamiento de los desgasificadores los cuales pueden trabajar a presión o con vacío, aunque son más efectivos los desaireadores de presión que funcionan a aproximadamente una presión de 0,5 bar y con temperaturas entre 105 y 110ºC.

Sin embargo, por vía puramente física resulta difícil conseguir la total eliminación del oxigeno, sobre todo si se tiene en consideración que, en su largo camino, el agua puede absorber nuevas cantidades de dicho elemento, como por ejemplo a través de las bombas de alimentación. Estos restos de oxigeno sólo pueden neutralizarse añadiendo agentes reductores.

El método químico (interno) se basa en la neutralización de los restos de oxigeno mediante el uso de agentes reductores, entre los que cabe destacar la Hidracina (N2H4), y el Sulfito Sódico (Na2So3). El uso de este último estos reductor aumenta el TDS y la salinidad con lo que hay aumentar el numero de extracciones.

La instalación de un sistema de desgasificación térmica del agua de alimentación de una caldera ofrece las siguientes ventajas:

Alimentación de agua a la caldera a 105ºC, reduciendo los inconvenientes de los choques térmicos.

Reducción del porcentaje de purgas a realizar en la caldera, con los problemas vistos en el Tema 1.

Reducción de la cantidad y consecuentemente los costes derivados del consumo de los agentes reductores, los cuales suelen ser bastante caros.



2.5 Fundamentos teóricos

Ley de Dalton:

La ley de Dalton establece que en una mezcla de gases, donde T y V son constantes, cada gas ejerce su presión como si los restantes gases no estuvieran presentes. La presión específica de un determinado gas en una mezcla se llama presión parcial, p. La presión total de la mezcla se calcula simplemente sumando las presiones parciales de todos los gases que la componen. Por ejemplo, la presión atmosférica es:

Presión atmosférica (760 mm de Hg) = pO2 (160 mm) + pN2 (593 mm Hg) + pCO2 (0,3 mm Hg) + pH2O (alrededor de 8 mm de Hg)

Ley de Henry:

La ley de Henry establece que la solubilidad de un gas en un líquido es proporcional a su presión parcial y a su coeficiente de solubilidad, asumiendo que la temperatura permanece constante.

Figura 2-3, solubilidad del oxigeno.



Figura 2-4, solubilidad del CO2.

2.6 Desgasificador presurizado

En plantas de gran tamaño se usan desaireadores presurizados con el doble objetivo de aumentar la eficacia de la eliminación física (térmica) y reducir la cantidad de los componentes utilizados en el tratamiento químico.

Figura 2-5, esquema básico desaireador presurizado.



Están basados en el principio por el cual la solubilidad de un gas es nula en un líquido cuando este se encuentra a su temperatura de saturación. En la práctica, en este tipo de desaireadores, se trabaja calentando el agua a su temperatura de ebullición (105-110ºC) y con una presión positiva del orden de 0,5 bar y agitándose para conseguir la desaireación.

De esta forma, se consigue la formación de minúsculas gotas rodeadas de una atmósfera de vapor lo que hace aumentar considerablemente la superficie de contacto entre el agua y el vapor, evacuándose con el vapor producido los gases disueltos.

En la figura 2-6 podemos ver en detalle el interior del domo o torre desgasificadora.

Figura 2-6.

Los sistemas de agitación suelen ser de varios tipos tales como bandejas de caída (ver figura 2-7), rellenos o mediante pulverizadores. Al mismo tiempo hay que eliminar los incondensables desprendidos para evitar aumentos de presión en el recipiente de almacenamiento.

Figura 2-7.



En los desaireadores presurizados hay que disponer de medios para controlar tanto el nivel de agua en el tanque como la presión en el interior del mismo.

El agua desaireada se almacena en el recipiente principal de donde aspiran las bombas de alimentación. Para evitar problemas de cavitación se colocara el desgasificador con una altura suficiente sobre la aspiración de dichas bombas.

Otras funciones del desaireador son:

funciona como un calentador más, suele ser el segundo calentador del ciclo regenerativo, aunque este sería de mezcla.

tanque de almacenamiento de agua en el circuito, regulando en función de los cambios de carga en el circuito.

Figura 2-8.



Figura 2-9.

2.7 Desgasificación química

Como hemos visto sólo con medios físicos (desgasificación térmica) no es posible la completa eliminación del oxigeno disuelto, por lo que hay que recurrir a tratamiento del agua con reductores químicos. Los principales agentes son:

- Sulfito Sódico (Na2So3)

- Hidracina (N2H4)

Con la adición del sulfito se produce una reacción con el oxigeno disuelto obteniéndose sulfato:



284 32 126) x (2

SO2Na O Na2SO 42223

Como se puede apreciar la proporción cuando se adiciona el sulfito es de 8/1 (252 / 32 = 7,8) con lo que se asegura un pequeño exceso que garantiza la no presencia del oxigeno.

Generalmente el sulfito utilizado es de tipo catalizado para aumentar la velocidad de reacción. El principal inconveniente del uso de este reactivo es el aumento de la salinidad y el TDS, no recomendándose su uso en calderas de alta presión en las que se usa fundamentalmente la Hidracina.

La Hidracina es una amina volátil cuya principal ventaja es que no aumenta la salinidad del agua:

32 32

O2H N O HN 22242

Siendo en este caso la proporción de 1/1 y el exceso será el que se establezca conveniente pero estará comprendido entre 0,01 – 0,03.

A 270 ºC la hidracina se descompone produciéndose amoniaco que se disuelve en el condensado:

23 42 N 4NH H3N

y en presencia del agua se produce la siguiente reacción alcalina:

-4 23 OH NH OH NH

que trae consigo un aumento del pH, beneficiando la protección de la caldera.

La Hidracina como tal no se encuentra comercialmente disponible, sino como hidrato de hidracina (N2H4H2O) cuyo peso molecular es 50, suponiendo una concentración al 24% se obtiene que:

32 / 50 x 0,24 ≈ 0,15 (el 15% es hidracina)

Otra ventaja de la hidracina es que reduce los óxidos de hierro mediante la conservación de la película de magnetita protectora propia de los aceros.

Por contra, el uso de la hidracina y otras aminas como la DEHA tiene el gran inconveniente de su elevada toxicidad, característica que impide su uso en calderas terrestres destinadas a la producción de vapor en el sector de la alimentación. Asimismo esta toxicidad exige una cuidadosa manipulación, extremándose las medidas de protección.



La hidracina se incorpora al sistema de vapor generalmente antes de la aspiración de las bombas de alimentación para contrarrestar las posibles entradas de aire. La forma más usual es mediante unas bombas dosificadoras independientes.

Práctica 2-1

Supongamos una caldera con una producción de 10.000 kg/h con un tiempo de operación de 6.000 horas/año y con una temperatura en el tanque de alimentación de 60ºC. Calcular la cantidad anual de sulfito de sodio requerido, suponiendo:

aunque la dosis estándar de sulfito sódico es de 8 ppm por 1 ppm de oxigeno disuelto, es usual añadir 4 ppm para mantener una reserva adicionar en la caldera.

el sulfito de sodio es de tipo catalizado conteniendo un 45% del mismo.

Solución:

en la curva de solubilidad del oxigeno obtenemos la concentración de oxigeno con un agua a la temperatura de 60ºC ≈ 4,8 ppm

la cantidad de sulfito de sodio requerido teniendo presente la proporción de 8/1, será: (4,8 x 8) + 4 adicionales = 42,4 ppm

teniendo en cuenta el tipo de sulfito usado (tipo catalizado con una concentración del 45%) obtendremos una cantidad de 42,4 x (100 / 45) = 94,2 ppm de sulfito sódico.

por tanto la cantidad anual requerida será:

kg/año 5.653ppm/kg 1.000.000

SONa ppm 94,2h/año 6.000kg/h 10.000SONa

3232



TEMA 3: Arrastre

(Carryover)



3.1 Introducción

El término arrastre (carryover) se aplica al fenómeno producido por la presencia de contaminantes en el vapor. Estos contaminantes pueden presentarse en forma sólida, líquida o en forma de vapor y pueden producir diversos problemas. El arrastre se produce durante la ebullición como consecuencia de la incorrecta separación del vapor de la mezcla agua-vapor de la caldera.

Las causas que provocan el arrastre se pueden agrupar en:

causas de tipo mecánico:

Son las derivadas del diseño de la caldera o forma de operación, como por ejemplo alto nivel de agua en la cámara de vapor o equipo de separación defectuoso o dañado.

causas de tipo químico:

Son aquellas que se derivan de la composición química del agua de calderas, como por ejemplo una excesiva alcalinidad, una alta concentración de sólidos disueltos o en suspensión y la presencia de aceites y otros contaminantes orgánicos. Dos formas básicas de arrastre químico son por formación de espuma (foaming) y el arrastre selectivo.

Se conoce como arrastre selectivo el arrastre de compuestos que, en las condiciones de funcionamiento de la caldera, tienen presión de vapor suficiente para que sean arrastrados con el vapor de agua, como por ejemplo el sílice y las sales de sodio.

La formación de espuma (foaming) se produce como consecuencia de la formación de burbujas estables cuya densidad es muy aproximada a la del vapor por lo que no pueden ser separadas por el equipo de purificación dispuesto.

No hay que confundir el arrastre con otro fenómeno conocido como proyección de agua; éste es un accidente que se produce como consecuencia de una mala maniobra como por ejemplo abrir válvulas de vapor de la caldera de una manera repentina que hacen aumentar el nivel de agua de una forma virtual al descender bruscamente la presión de la caldera. En calderas muy flexibles (de respuesta rápida) no sirven los controladores o reguladores de nivel convencionales, en estos casos se utiliza el consumo de vapor como referencia a la alimentación.

Los factores que favorecen el arrastre son:

La presión de trabajo de la caldera influye sustancialmente en el arrastre, ver apartado 3.3.



Volumen pequeño de la cámara de vapor de la caldera en relación con la producción.

El nivel de agua dentro del colector. Antiguamente para minimizar el efecto se determinaba una altura mínima entre la toma de vapor y la superficie libre del agua (nivel de diseño) a una presión de referencia.

Carga térmica demasiado elevada.

Inadecuada disposición de los tubos de agua y vaporizadores.

Los principales efectos nocivos del arrastre están provocados como consecuencia de los sólidos disueltos o suspendidos que pueden llegar a producir incrustaciones, corrosión en los sobrecalentadores, pérdidas de carga, reducción del coeficiente de transmisión de calor, rugosidad excesiva...

3.2 Medidas mecánicas de corrección del arrastre

Diseñar calderas con un colector de vapor lo suficientemente grande para permitir una adecuada separación de la mezcla agua-vapor puede resultar, en el caso de calderas de alta presión, excesivamente caro; por lo que actualmente se utilizan dispositivos mecánicos que realizan la separación en dos etapas:

Separación primaria: esta forma de prevención mecánica de arrastre consiste en disponer mecanismos que obliguen a cambios rápidos de dirección del flujo del vapor cuando se está vaporizando. Se consigue mediante deflectores o separadores ciclón, ver figuras 3-1 y 3.2.

Figura 3-1, Tipos de separadores primarios de vapor: a) y b) pantallas deflectoras, c) compartimento

deflector.



Separación secundaria: es la realizada sobre el vaporizado, básicamente consiste en pantallas o planchas corrugadas dispuestas con una separación mínima para conseguir un correcto secado del vapor, ver figura 3-2.

Figura 3-2, colector de vapor con separadores de ciclón y pantallas secadoras.

3.3 Incidencia de la presión de trabajo en el arrastre

Como hemos visto, La presión trabajo de la caldera influye sustancialmente en el arrastre; con presiones bajas las diferencias de densidad entre el vapor y el agua hacen fácil su separación; a medida que las presiones van aumentando las densidades se aproximan dificultando la separación.

Figura 3-3



Actualmente se determina la producción máxima de vapor producido (m3/h) por unidad de volumen (m3) de la cámara de vapor para evitar que se produzca un arrastre excesivo.

Sean:

Ph : producción horaria en kg/h.

Vh : volumen horario.

c : concentración del agua en º Baumé.

V : volumen cámara de vapor en m3.

Pe : peso específico del vapor (constante).

Tendremos las siguientes relaciones:

3.000V

cPh1.000

PeVhPh

Si tomamos un valor intermedio de 2.000, las fórmulas anteriores quedarían de la siguiente forma:

2.000

V

cPeVh

En el gráfico de la figura 3-4 podemos ver la relación entre la producción máxima, sin arrastre excesivo, la presión de trabajo y la salinidad (concentración) del agua de la caldera.

El ºBé es una función inversa de la densidad:

Béº - k

kδ , siendo k ≈ 145



1º Bé tendría una disolución de cloruro sódico (sal común) de 1.007 g / litro; el agua destilada tendría 0 º Bé.

Actualmente en las calderas modernas con altos requisitos de calidad de agua, los ºBé no tienen suficiente sensibilidad y se usa para medir las concentraciones la conductividad en µS / cm.

1.000

3.000

m3 / hm

3

2.000

0,2 ºBé

30 40 50 60 70 80 90 100

250

500

750

20 kg /

cm2

0,1 ºBé

0,5 ºBé

0,3 ºBé

Presión

Pro

du

cc

ión

sin

arr

as

tre

ex

ce

siv

o

0

Figura 3-4

Práctica 3-1

Sea una caldera trabajando a 40 kg/cm2 con una concentración del agua de 0,2 ºBé. Siendo el volumen de la cámara de vapor es de 2 m3, ¿cual sería la producción de vapor sin tener un arrastre excesivo?.

Solución:

Conociendo la presión de trabajo y la concentración iríamos al gráfico de la figura 3-5 y obtendríamos el valor de la producción máxima sin arrastre excesivo.



1.000

3.000

m3 / hm

3

2.000

0,2 ºBé

30 40 50 60 70 80 90 100

250

500

750

20 kg /

cm2

0,1 ºBé

0,5 ºBé

0,3 ºBé

Presión

Pro

du

cc

ión

sin

arr

as

tre

ex

ce

siv

o

0

Figura 3-5

Obtendríamos una h/m500mproducción 33 , si 32mV , tendríamos

un volumen horario de:

/hm 1.0002500Vh 3

buscando en tablas, obtendríamos el valor del peso específico del vapor:

3kg/m 19,6Pe , con lo que la producción horaria quedaría fijada en:

kg/h 19.690PeVhPh

3.4 Conclusiones

Reduciendo la presión podríamos producir más vapor con un arrastre controlado, ver figura 3-6 (a).

Trabajando con una menor concentración salina podemos aumentar la producción, igualmente con un arrastre controlado ver figura 3-5 (b).



1.000

3.000

m3 / hm

3

2.000

0,2 ºBé

30 40 50 60 70 80 90 100

250

500

750

20 kg /

cm2

0,1 ºBé

0,5 ºBé

0,3 ºBé

Presión

Pro

du

cc

ión

sin

arr

as

tre

ex

ce

siv

o

0

a

b

Figura 3-6

Por otra parte, no sólo es necesario tener en cuenta el total de sólidos disueltos en el agua, sino que habrá que considerar el contenido de materias en suspensión que, al tener efectos tensoactivos, favorecen la formación y la estabilización de espumas en el interior de la caldera. Entre estas sustancias estabilizadoras de espuma, podemos citar algunas producidas por precipitación, por ejemplo el carbonato calcico, el carbonato magnésico y el hidróxido de magnesio, los óxidos de cobre y de hierro desprendidos de las paredes metálicas que sufren corrosión, por hallarse en estado coloidal el sílice y ciertas sustancias orgánicas, y además se tendrán en cuenta también las emulsiones de materias grasas que en mayor o menor grado pueden contaminar el agua de la caldera.

Las sustancias suspendidas favorecen por tanto el arrastre de agua y es necesario considerar, para un valor dado de salinidad, la cantidad de materias en suspensión tolerables. A tal efecto, se establecen normas que mediante tablas o gráficos (Rice) nos permiten relacionar la salinidad y el contenido en materias en suspensión, de tal modo que dado el valor de una de una de estas magnitudes nos permite establecer el nivel tolerable de la otra. Se observa que a medida que crece la salinidad, disminuye la cantidad tolerable de sustancias suspendidas.

En el diagrama de la figura 3-7, se puede valorar la posibilidad de arrastre de agua dada una salinidad y un valor determinado de sustancias suspendidas, de manera que por encima de la curva tendremos un arrastre excesivo y por debajo de ella un valor tolerable del mismo.



400

mg / l

800

B

100

200

1.000 mg/l

Salinidad por evaporación

Su

sta

nc

ias

en

su

sp

en

sió

n

0

AArrastre excesivo

Arrastre tolerable

2.000 3.000 4.000

Figura 3-7, Grafico Rice

Es necesario, por último, tener en cuenta que serán las exigencias referentes a la calidad del vapor, las que dicten el máximo contenido en el mismo de sustancias disueltas o arrastradas (usualmente ppm o ppb), y nos establezcan, a su vez los criterios de calidad de agua que nos permitan suministrar la requerida calidad de vapor.



TEMA 4: Incrustaciones

(Scaling)



4.1 Introducción

La incrustación es el fenómeno por el cual los precipitados duros y aislantes generados a partir de sustancias disueltas y algunas en suspensión, se adhieren a las superficies de calefacción provocando efectos perjudiciales como:

Disminución del flujo térmico, o lo que es lo mismo disminución de la

potencia vaporizadora, debido al aumento de la resistencia térmica de la pared del tubo “incrustado”. Ver figura 4-1

Temperatura

de los gases

de la

combustión:

1.250 ºC

Diámetro: 51 mm

Tubo limpio sin

incrustación

1.250 ºC

Tubo con incrustación

en su interior

502 ºC

278 ºC

incrustación

Punto a 278 ºC

2 mm

Figura 4-1, corte de la pared de un tubo vaporizador con y sin incrustación.

En la figura 4-1 se aprecia como la incrustación hace aumentar la temperatura del tubo. En el caso del tubo limpio se produce un flujo térmico de unos 37.000 W/m de tubo, mientras que con el tubo “incrustado” se obtiene un flujo de 29.000 W/m.

Aumento de la temperatura del metal del tubo, acelerándose los procesos de corrosión hasta llegar al fallo del mismo (pinchazo del tubo) ver figura 4-2. Antes de llegar a esta situación extrema se produce una deformación previa del tubo.

Figura 4-2



En calderas simples, se reduce la eficiencia térmica.

4.2 Límites de funcionamiento

En una caldera, existen tres límites de funcionamiento:

a) Límite de combustión: si tenemos una caldera en la que se están produciendo incrustaciones, debemos entonces mantener la producción de vapor, aumentando por lo tanto la intensidad de combustión (esto es una forma de detectar que algo va mal). Si la incrustación continúa creciendo puede ocurrir que alcancemos el límite de combustión.

b) Límite de humedad de vapor: si la intensidad de vaporización es elevada se genera vapor de forma tumultuosa, provocando un arrastre excesivo.

c) Límite de circulación: este límite es el que vamos a tratar en este Capítulo.

Concepto a tener en cuenta: Departure from Nucleate Boiling (DNB): Bajo condiciones

normales las burbujas de vapor se forman aisladamente. Los sólidos disueltos se desarrollan cerca

de su superficie. Sin embargo cuando se desprende la burbuja debido al flujo de agua provocado por

la ebullición, dicho flujo agita los sólidos solubles, impidiendo la formación de depósitos.

Sin embargo a rangos más elevados, el régimen de formación de burbujas puede exceder al

flujo de agua que las eleva. A todavía más alto rango, las burbujas permanecen adheridas

formándose una película estable de sólidos sobre ellas, dando lugar a depósitos con concentraciones

corrosivas en los bordes de dicha película.

Como consecuencia de este fenómeno, la capa superficial de magnetita es atacada

provocando una perdida de metal. El área justo bajo la película (no en los bordes) permanece

relativamente intacta.



4.3 Tipos y formación de incrustaciones

Las incrustaciones son más peligrosas cuanto menos conductoras del calor son; ordenándolas en orden de menor a mayor peligrosidad:

Carbonatos

Sulfatos

Silicatos

Aglomeradas con materias grasas.

Figura 4-3

Se producen como consecuencia de un incremento en la concentración de una sustancia hasta que supera la saturación de la misma en una determinada disolución, provocándose su precipitación.

Si el precipitado es adherente se produce la incrustación y si por contra, no lo es se producen fangos o lodos.

El grado de saturación depende de la temperatura y del tipo de sustancia. Para determinar qué concentración provoca la saturación de las principales sustancias se usan las “curvas de solubilidad”.



Carbonato cálcico

ppm

ºC300

CaCO315

ppm

2.000

ºC300

1.000

ppm

100

ºC300

50CaSO4

CaSiO3

Sulfato cálcico

100

Silicato cálcico

Figura 4-4 Curvas de solubilidad

Como se puede apreciar, a partir de una temperatura de 100 ºC el carbonato cálcico (CaCO3) es prácticamente insoluble (≈ 12 ppm) y comienza a precipitar. Como norma general al aumentar la temperatura disminuye la solubilidad de las sales incrustantes, por lo que en las zonas más calientes de la caldera (parte superior de los tubos vaporizadores), donde se alcanzan las mayores temperaturas es donde se producen las precipitaciones de estas sustancias por saturación.

Una incrustación está generalmente formada por diferentes compuestos con diferentes valores de conductividad térmica:

Compuesto Conductividad (λ)

kcal / h m ºC W / m ºC

Carbonato cálcico, CaCO3 6,30 7,83

Sulfato cálcico, CaSO4 2,63 3,02

Silicato cálcico, CaSiO3 0,20 0,23

Sílice, SiO2 0,20 0,23

Como se aprecia, el silicato cálcico y el sílice poseen valores muy bajos y se pueden considerar prácticamente aislantes, agravando el problema de las incrustaciones donde se encuentran presentes.

4.4 Dureza del agua

La palabra “dureza” se refiere a la cantidad de compuestos de calcio y magnesio disueltos en el agua, correspondientes al contenido de iones alcalinotérreos. Las sales



más comunes que hacen el agua dura son sulfatos, carbonatos, bicarbonatos y cloruros de calcio y de magnesio.

Se pone de manifiesto por la dificultad de hacer espuma con jabón (fundamento del clásico método de determinación de dureza de Boutron - Boudet).

La dureza del agua también facilita el desarrollo de los fenómenos de corrosión e incrustaciones en tuberías, calderas e intercambiadores de calor, como consecuencia de la precipitación de las sales de calcio y magnesio.

Tipos de dureza:

Se puede distinguir entre:

Dureza temporal (carbonática): se debe a la presencia de bicarbonatos calcico y magnésico. Se puede eliminar por ebullición (saturación) si bien se suprime agregando la cantidad equivalente de hidróxido calcico (cal apagada) o sosa cáustica.

Dureza permanente (no carbonática): es la que no se debe a la presencia de bicarbonatos y no desaparece al hervir el agua, es producida por la presencia en el agua de sulfatos, cloruros, nitratos y silicatos alcalinotérreos.

Dureza total: no se puede considerar un tipo de dureza como tal; es la suma de la dureza temporal más la dureza permanente.

Para calibrar la dureza de cada agua se establecieron los llamados grados hidrotimétricos,

aunque también suelen expresarse las concentraciones en milimol por litro (mmol/l) y en

miliequivalentes por litro (mval/l).

En España se emplea el Grado hidrotimétrico FRANCÉS y se define como la dureza que

presenta un agua que contiene 10 mg/l de carbonato cálcico (CaCO3).

En la tabla de la figura 4-5 se pueden ver las equivalencias entre las distintas unidades.

La razón de la elección del carbonato de calcio como sustancia de referencia es que su peso

molecular es exactamente 100, lo que facilita los cálculos.



Figura 4-5 Equivalencias

4.5 Método de Langelier (Gráfico de Hoover y Langelier)

La fórmula de Langelier permite determinar el índice de agresividad del agua:

ISL = pHA – log 1/ [Ca+2] – log 1/(Alc) - C

donde:

pHA: pH inicial de agua

[Ca+2]: concentración de calcio en mg/l

[Alc]: alcalinidad total expresada como mg/l de CaCO3

C: constante dependiente de la temperatura y de la salinidad total

El gráfico de Hoover obtenido a partir de la fórmula de Langelier permite la determinación del índice de saturación.

Para utilizar el gráfico de Hoover:



determinar la constante C a partir de la temperatura y de la salinidad total utilizando el gráfico de la columna 1;

por medio de una recta, unir este punto al correspondiente a la concentración en calcio sobre la columna 3 y determinar el punto de intersección de esta recta con la columna 2 (línea pivote);

con una nueva recta, unir este punto al correspondiente a la alcalinidad en la columna 5;

leer el valor del pH de saturación del punto donde esta recta corta la columna 4 (pHS).

El índice de saturación (ISL) es igual a pHA- pHS

Interpretación de los resultados:

Si ISL < 0 el agua es agresiva

Si ISL = 0 el agua es inerte

Si ISL > 0 el agua es incrustante

4.6 Sustancias incrustantes en plantas generadoras de vapor

1) Bicarbonato de calcio, Ca(CO3H)2; al aplicar calor se precipita una parte en forma de carbonato cálcico:

OHCaCOCO calor(CO3H) Ca 2322

2) Bicarbonato de magnesio, Mg(CO3H)2; al aplicar calor obtenemos la siguiente reacción:

222 COMg(OH)calor(CO3H) Mg

3) Carbonato de calcio, CaCO3;

4) Carbonato de magnesio, MgCO3; no se encuentra generalmente como tal. El Mg(OH)2 se forma a partir del carbonato de magnesio mediante hidrólisis, al ser más soluble:



2223 COMg(OH)calorOHCO Mg

5) Sulfato de calcio, CaSO4; ver figura 4-4, la curva de solubilidad es negativa.

6) Sulfato de magnesio, MgSO4;

423324 SONaMgCOcalorCONa SOMg

El MgCO3 obtenido precipita de acuerdo con la reacción del epígrafe 4.

7) Silicatos, CaSiO3 o MgSio3; tienen una solubilidad baja y una curva negativa; precipitan formando incrustaciones.

8) Productos de corrosión: estos productos pueden llegar a desprenderse y formar incrustaciones del tipo sarro en otros lugares de la instalación. Tienden a aparecer estos óxidos en los tubos de calderas de alta presión.

9) Lodos: si no se extraen bien y con regularidad pueden llegar a depositarse y pegarse en los colectores bajos. Son insolubles y están en suspensión. Proceden de los fosfatos tricálcicos [Ca3 (PO4)2] o de magnesio que se forman en el tratamiento del agua de calderas.

10) Asfaltos: estas incrustaciones (aglomeradas con materias grasas) proceden de combustibles o aceites y pueden aglomerar en sus incrustaciones sustancias como el CaCO3 o el CaSO4, creando así una incrustación muy poco conductora y peligrosa.

1,5 mm de esta incrustación equivale a 30 mm de una incrustación ordinaria de

CaCO3

11) Sodio, Na: se produce cuando existe un arrastre vaporoso de sodio acompañando al vapor. Esta incrustación se puede encontrar en recalentadores.

12) Sílice, SiO2: igualmente, se produce cuando existe un arrastre vaporoso de sílice con al vapor, formando depósitos en las últimas expansiones de las turbinas provocando diversos problemas operacionales y pudiendo producir el desequilibrado del rotor.



TEMA 5: Tratamiento del

Agua



5.1 Objeto y necesidad

En algunos procesos industriales las aguas naturales, incluida el agua de mar, se usan sin tratamiento alguno. En otros casos, el agua debe cumplir especificaciones aún mucho más estrictas que las que corresponden al agua para alimentación. En calderas y sus circuitos el tratamiento de aguas esta orientado a minimizar los fenómenos ya vistos como son las incrustaciones, la corrosión y el arrastre mecánico y selectivo (sílice / sodio).

La elección del tipo de tratamiento depende, entre otros factores, de:

Tipo de caldera, diferenciándose entre calderas acuotubulares y calderas fumitubulares.

Presión de trabajo, aumentando las exigencias proporcionalmente con la misma.

Utilización de vapor generado, ya sea para accionamiento de turbinas, calefacción o para la industria de los alimentos.

En cualquier caso, se busca un equilibrio económico entre los tratamientos que se elijan. Se pueden distinguir entre los tratamientos externos (de base) y tratamientos internos (acondicionamiento del agua de la caldera), de forma que se cumplan las exigencias de las normas de aplicación.

El problema puede ser bastante complejo, sobre todo en calderas de alta presión debido a la cantidad de parámetros a controlar. En calderas de baja presión el arrastre mecánico pierde importancia junto con otros fenómenos indeseables y el tratamiento es menos complejo.

En los buques nos vemos obligados a utilizar el agua de mar, por lo que primero hemos de someter a la misma a una destilación para posteriormente proceder con el tratamiento recomendado.

Un ejemplo de tratamiento sencillo sería el de aplicación en una caldera fumitubular cilíndrica clásica, con una presión de trabajo de 15 bar. Dado que la calidad requerida del agua no sería muy alta, bastaría con controlar el pH, la dureza y la salinidad.

En las instalaciones actuales de M.P., A.P. y U.H.P. los tratamientos no son tan sencillos. Las principales impurezas del agua y los efectos que producen se pueden ver en la tabla de la figura 5-1.

5.2 Tratamientos externos o de base

Rara vez se utiliza un agua sin tratamiento externo, por razones económicas se utiliza una combinación de los siguientes:



5.2.1 Descarbonatación

Esta puede ser ácida (sin interés), con cal o con resinas.

Figura 5-1, principales impurezas del agua y sus efectos según Norma UNE 9-075-92

a) Descarbonatación ácida

Su campo de aplicación está en las aguas naturales cuya dureza temporal esté por debajo de los 5º hidrotimétricos franceses (ver la tabla de equivalencias entre unidades en el Tema 4). El principio de funcionamiento está basado en la transformación de la dureza temporal en dureza permanente mediante ácidos fuertes:



O2H 2COCaCl2HCl )(HCO Ca 22223

O2H 2COCaSOH2SO )(HCO Ca 224423

El gran inconveniente de este tratamiento es la producción de CO2 y el aumento del contenido de sales de ácidos fuertes.

b) Descarbonatación con cal

Su campo de aplicación son las aguas de usos industriales con dureza temporal de varios mval/l (miliequivalentes por litro) y coeficientes de concentración elevados.

Suele ser la primera fase del tratamiento de agua de calderas de media y alta presión, le seguirán una desmineralización o ablandamiento con resinas.

Con este tratamiento los bicarbonatos pasan a carbonatos e hidróxidos que precipitan y se eliminan por decantación mediante las extracciones.

O2H 2CaCO Ca(OH) )(HCO Ca 23223

O2H 2CaCOMg(OH) Ca(OH) )(HCO Mg 232223

c) Descarbonatación con resinas (también denominadas zeolitas)

Las más usadas son las resinas carboxílicas R-COOH, hoy en día se usan en detrimento de la descarbonatación con cal (tratamiento 1b).

La resina intercambia el H+ y adquiere el Ca ó Mg eliminando la dureza.

O2H 2COCOO)-(R Mg

Ca COOH-R 2 )(HCO

Mg

Ca22223

Con este tratamiento se consigue una dureza temporal prácticamente nula, estas resinas tienen un gran poder de intercambio, 1litro de resina: 2 mval/l.



5.2.2 Depuración calco-sódica, Ca (OH)2 – Na2CO3

Su campo de aplicación son las aguas con alta dureza temporal y permanente, reduciéndose a valores menores de 1 mval/l, facilitando los tratamientos posteriores.

Su principio de funcionamiento se basa en eliminar la dureza temporal mediante la descarbonatación con cal (tratamiento 1b) y la dureza permanente:

2NaClCaCO CONa CaCl 3322

423324 SONaCaCO CONa CaSO

233222 Mg(OH)2NaClCaCO CONa Ca(OH) MgCl

243322 4 Mg(OH)NaSOCaCO CONa Ca(OH) MgSO

Con este tratamiento no se puede eliminar la dureza completamente, existe un límite inferior de 0,5 mval/l.

Se suelen usar floculantes para facilitar la decantación.

5.2.3 Depuración con fosfatos

Este tratamiento se usa desde los años 30 para eliminar la dureza del agua, se aplica en aguas con dureza reducida o pretratadas con métodos anteriores.

Su principio de acción esta basado en la reacción de los fosfatos con todos los agentes de dureza.

Se utilizan como tratamientos de aguas de calderas (tratamiento interno) y lo estudiaremos como tal en el apartado 5.3.1.

5.2.4 Ablandamiento con resinas (depuración cíclica con Na)

Este tratamiento se usa desde 1935, las resinas orgánicas de síntesis, R - Na2, son polímeros de diferentes compuestos sólidos de naturaleza orgánica.

El principio de funcionamiento está basado en la permutación de cationes Ca ó Mg por el Na.



3223 2NaHCOR Mg

Ca Na R )(HCO

Mg

Ca

4224 SONaR Mg

Ca Na R SO

Mg

Ca

2NaCl R Mg

Ca Na R Cl

Mg

Ca22

Cuando se acaba el filtro R - Na2 por falta de Na, solo nos queda un cartucho de Ca/Mg – R; entonces se regenera el cartucho haciendo pasar una salmuera (NaCl), ver figura 5-2

Mg

Ca Na R NaCl

Mg

Ca R 2

Na2R

soporte

1er

paso

Na2R

soporte

2º paso

Ca / Mg

R

La resina va

reteniendo el

Ca ó Mg

NaCl

Na2SO4

Dureza ≈ 0

NaCl

soporte

REGENERACIÓN

Ca / Mg

R

Ca

Mg

PERMUTACIÓN

Na2R

Cl2

Figura 5-2, ablandamiento sobre resinas.



5.2.5 Destilación

Ver apuntes de Máquinas Auxiliares.

5.2.6 Desmineralización

Este proceso elimina virtualmente todas las sales. Se consigue haciendo pasar el agua a través de dos intercambiadores de resina:

Catiónica: R – H2

Aniónica: R – (OH)2

El agua obtenida es de muy alta calidad y se usa para alimentar calderas de media y alta presión y otros procesos industriales.

El principio de funcionamiento es el intercambio iónico.

Resina catiónica, R – H2

CaCl2 + R H2 R Ca + 2HCl

CaSO4 + R H2 R Ca + H2SO4

MgCO3 + R H2 R Mg + CO2 + H2O

NaSiO3 + R H2 R Na + SiO2 + H2O

Catiónica

Resina aniónica, R – (OH)2

2HCl + R (OH)2 R Cl2 + 2H2O

H2SO4 + R (OH)2 R SO4 + 2H2O

CO2 + R (OH)2 R CO3 + H2O

SiO2 + R (OH)2 R SiO3 + H2O

Aniónica



El agua pasa en primer lugar por el cartucho catiónico, quedándose los cationes en la resina, obteniéndose un agua ácida. Posteriormente este agua pasa por el cartucho aniónico, quedándose los aniones en la resina y el agua desionizada.

En algunas instalaciones, generalmente terrestres, con circuito cerrado se hace el pulido (polishing) del agua de condensación.

Según la importancia de la instalación, la cantidad de agua a tratar y la producción; se pueden poner las resinas en un contendor simple. Estos contenedores se usan generalmente para capacidades pequeñas, ver figura 5-3.

Catión

Fuerte

Anión

Fuerte

Contenedor

Para poca capacidad

Figura 5-3, Contenedor simple.

Para capacidades mayores se dispone una cadena con recipientes independientes, ver figura 5-4.

Catión

Débil

Catión

Fuerte

Anión

Débil

Anión

FuerteDesgasificador

Se elimina Ca y Mg

de carbonatos y

bicarbonatos

Se eliminan

restos de los

cationes

Se elimina CO2 y O2Se eliminan

ácidos fuertes

Se eliminan

restos de acidos

Lecho

mixtoOPCIONAL

Se eliminan trazas de aniones

y cationes restantes

Figura 5-4, Contenedor simple.

Esta cadena esta compuesta generalmente por cuatro contendores, a veces los catiónicos se agrupan, eligiendo resinas incompatibles para que no se mezclen. Los aniónicos no se suelen agrupar ya que se necesita más volumen del anión débil que del fuerte. El cartucho para el anión débil sería más grande que para el anión fuerte, si se unieran habría problemas de intercambio por escasa altura del lecho.

El control de la regeneración de las resinas se hace mediante un contador; realizándose la regeneración cada cierta cantidad de m3.

En algunas instalaciones se disponen alarmas que detectan los iones.



En cuanto a la producción, las plantas pueden ser de:

Producción continua: dos plantas en paralelo (on / stand-by)

Producción discontinua: implica tener un depósito de almacenamiento para poder usar el agua mientras se para la instalación para la regeneración.

Como consecuencia de los ácidos, los materiales más usados son los aceros inoxidables, el PVC...

Una planta típica la podemos ver en la figura 5-5, en la que se puede apreciar que la regeneración se suele hacer a contracorriente para desapelmazar la resina

Agua a tratar

Cation debil

Catión fuerte

HCl

H2SO4

Solución acida

Atomizador

Ventilador

Anión débil

Anión fuerte

CO2

NaOH

Solución alcalina

AGUA

DESMINERALIZADA

Circuito Regeneración

Circuito Normal

1

2

3

4

Figura 5-5, Planta Desmineralizadora.

En la figura 5-6 podemos ver como la absorción de Ca, Mg y Na se estratifica, quedándose en la parte superior lo que más fuertemente queda retenido.



R Ca

R Mg

R Na

R H2

Figura 5-6

5.2.7 Ósmosis inversa

Ver apuntes de Máquinas Auxiliares.

5.3 Tratamientos internos o acondicionamiento del agua de la caldera

5.3.1 Tratamiento con fosfatos

Se usan para prevenir las incrustaciones. El tratamiento más común es con monofosfatos:

NaH2PO4

Na2HPO4, (DSP, disodiun phosphate)

Na3PO4, (TSP, trisodiun phosphate)

Siendo el TSP el más utilizado. El principio de funcionamiento está basado en la eliminación de la dureza, los fosfatos reaccionan con todas las sales de calcio y magnesio del agua de la caldera en todas las condiciones.



3243

34323 6NaHCO)(PO ) precipitan(

Mg

Ca PO2Na )(HCO

Mg

Ca3

42243

3434 SO3Na)(PO ) precipitan(

Mg

Ca PO2Na SO

Mg

Ca3

3NaCl)(PO )precipitan( Mg

Ca PO2Na Cl

Mg

Ca3 24

3

3432

El 6 NaHCO3 se descompone de acuerdo con la siguiente reacción:

OHCOCONa 2NaHCO 22323

A su vez, el Na2CO3 se escinde de la siguiente forma:

2 32 CO)2NaOH(sosa CONa

El tratamiento con fosfatos tiene como ventaja la precipitación en forma de copos no adherentes que arrastran a su vez a las materias en suspensión (óxido de hierro, sílice, grasas...). También los fosfatos tienden a facilitar la formación de una película protectora, llegando incluso a disolver incrustaciones ya formadas y producen una reacción alcalina que aumenta el pH ligeramente.

El campo de aplicación es muy amplio, usándose incluso en calderas de alta presión.

5.3.2 Tratamiento con polifosfatos

El más utilizado es el trifosfato P3O10Na5

Hall, popularizo su uso a partir de 1.930, se hidroliza en función de la temperatura, a partir de 130 ºC se hidroliza casi instantáneamente dando

anterior apartado ver HPO2Na PONaH 4242

Estos compuestos tienen capacidad “complejante” o “quelante” mediante la cual se fija el calcio por el sodio evitando que precipite mientras no se hidrolice.

El problema con este tratamiento es la temperatura del agua de alimentación, ya que si se superan los 130 ºC; cosa muy probable en calderas de alta presión cuando el



agua llega a los economizadores, como hemos visto se hidroliza precipitando la dureza, por lo que no es apta para este tipo de instalaciones.

5.3.3 Quelatos y polímeros

Estos compuestos se usan para prevenir las incrustaciones, los más conocidos son el NTA (nitrilo triacético) y el EDTA (etilen diamin tetraacético).

El principio de funcionamiento está basado en la formación de complejos solubles con calcio y magnesio que los polímeros mantendrán en suspensión y que conjuntamente con los lodos que se vayan formando se eliminaran mediante las extracciones.

Estos quelatos que se forman tienen una alta resistencia a la hidrólisis.

Con este tratamiento además se eliminan parte de los óxidos de hierro y las materias grasas, reduciendo el arrastre.

Por contra, presentan el inconveniente de ser poco eficaces en medios alcalinos, y dado que el agua nos interesa que este altamente alcalina se reduce su uso a calderas de baja presión. Asimismo en presencia de oxígeno provoca corrosión y a elevadas presiones se descomponen, el NTA por encima de los 63 bar y el EDTA por encima de los 84 bar.

5.3.4 Dispersantes

Los más comunes son:

Taninos, sobre todo el tanino de castaño.

Lignosulfatos, son subproductos de la fabricación de celulosa.

Almidones.

Poliaminas, forman película protectora.

Poliamidas sintéticas, como los poliacrilatos y los polimetacrilatos.

Con el tratamiento con estos dispersantes lo que se pretende es mantener los compuestos en suspensión, evitando la formación de grandes cristales aumentando la solubilidad de sales poco solubles.

Tiene el inconveniente que la mayoría de estos compuestos son inestables a presiones por encima de los 50 bar.



Figura 5-7, principales características del agua en calderas pirotubulares según

Norma UNE 9-075-92



Figura 5-8, principales características del agua del interior de calderas acuotubulares

según Norma UNE 9-075-92



5.4 Prevención de la corrosión

control del oxigeno disuelto (O2), ver apartado sobre desgasificación. Los reductores usados son: Na2SO3, N2H4, Na3PO3, Na3PO2 y el tanino de castaño.

control del anhídrido carbónico (CO2), sobre todo en circuitos de vapor saturado y condensado, mediante control del rango del pH, manteniéndolo entre:

8,6 ≤ pH ≤ 9,0

mediante protección con amoniaco (NH3) o aminas volátiles. También se pueden utilizar los productos conocidos como “filming amines” (aminas formadoras de película) que se fijan a las paredes formando una película protectora de recubrimiento. Estos productos son insolubles, tienen escasa volatilidad y se adicionan en emulsión.

control de la acidez, mediante el control de la alcalinidad en función de la presión de trabajo. Se utilizan fosfatos, solos o combinados con sosa cáustica.

prevención de la fragilidad cáustica, se ha comprobado que en condiciones especiales, un metal sometido a la acción de tensiones mecánicas y a una acción corrosiva, puede presentar el fenómeno llamado corrosión bajo tensión. En este caso, aparecen en el metal fisuras que se propagan con el tiempo a su interior. La velocidad de propagación de tales fisuras puede variar de entre unos pocos mm por año hasta varios mm por hora.

Las medidas a tomar son, por un lado limitar el contenido de sosa (nº de sosa) el cual esta definido por:

1,5 4,5

ppm PONa ppm CONa ppm NaOH sosade nº 4332

en calderas de baja presión, nº de sosa < 1.000

en calderas de media presión, nº de sosa < 200

y por otro lado evitando la sosa cáustica (NaOH) libre, mediante el principio de fosfato coordinado - pH, explicado a continuación.



5.5 El principio del fosfato coordinado-pH

Como hemos visto, la corrosión cáustica es una de las más frecuentes y más graves por los daños causados en las calderas de alta presión. Fosfato Coordinado - pH, es un sistema para controlar la química del agua de calderas, al objeto de evitar la corrosión cáustica. Debido a su importancia, a continuación hacemos un detalle explicativo.

Para que esta corrosión cáustica se produzca, deben existir dos condiciones:

1) El agua de la caldera debe contener hidróxido sódico libre.

2) Debe existir alguna condición física para que la solución de hidróxido sódico libre se vuelva lentamente concentrada, hasta valores de aproximadamente un 1% (10.000 ppm) o más.

Tales soluciones están altamente localizadas dentro de la caldera. Existen como películas delgadas que cubren pequeñas zonas en las que las temperaturas son elevadas o como bolsas debajo de las incrustaciones de óxido metálico poroso. La existencia de altas concentraciones localizadas no puede detectarse mediante el análisis de una muestra de agua de caldera.

La condición 2 es consecuencia de alguna característica del diseño, de la construcción o del funcionamiento de la caldera. El especialista en tratamiento de aguas, no puede hacer nada al respecto. Sin embargo la condición 1, es una condición del tratamiento del agua y puede eliminarse mediante un tratamiento adecuado de la misma. La corrosión cáustica puede evitarse ajustando la química del agua de la caldera de manera que no exista hidróxido sódico libre. Esto se consigue mediante el método de fosfato coordinado - pH.

Durante muchos años, se ha utilizado el fosfato sódico en el tratamiento de aguas para la mayoría de las calderas industriales y marinas. Existen muchos tipos de fosfato sódico, consideraremos dos de estos: fosfato trisódico (Na3PO4) y fosfato disódico (Na2HPO2). Por conveniencia, a veces utilizaremos las abreviaturas TSP (trisódico) y DSP (disódico).

TSP y DSP son sales del ácido fosfórico, H3PO4. Al igual que otras sales forman iones cuando se disuelven en el agua.

(Ecuación 1) --

442 HPO 2Na agua

HPONa

(Ecuación 2) ---

443 PO 3Na agua

PONa



Obsérvese que en la ecuación 1 el átomo de hidrogeno en Na2HPO4 no se separa y forma un ión de hidrogeno. Permanece unido, como parte del ión de fosfato divalente HPO4

–

En la ecuación 2, los tres átomos de sodio, en Na3PO4 se transforman los iones y se forma un ión de fosfato trivalente.

La prueba de fosfato que se usa para controlar la química del agua de caldera no distingue entre iones de fosfatos divalentes y trivalentes.

El PO4 que se mide durante esta prueba es el total del fosfato divalente y trivalente que existe en la muestra.

Otra reacción química muy importante, tiene lugar cuando el fosfato trisódico se disuelve en el agua. El TSP reacciona directamente con el agua formándose fosfato disódico e hidróxido sódico.

(Ecuación 3) NaOH HPONa OH PONa 42243

Debido a que el agua es uno de los reactivos, esta reacción y otras similares se denominan hidrólisis.

En realidad, los átomos (o iones) de sodio no toman parte en esta reacción. Como se ha indicado anteriormente, los compuestos Na3PO4 y NaOH están todos ionizados. Si rehacemos la reacción 2 en forma iónica aparecerá en la siguiente forma:

(Ecuación 3a) 3Na OH HPO O PO3Na ---

42---

4 H

Obsérvese la doble flecha que indica que la reacción es reversible, lo cual significa entre otras cosas que:

a) Puede obtenerse el mismo resultado, bien sea disolviendo fosfato trisódico en agua, o disolviendo cantidades equivalentes de fosfato disódico e hidróxido sódico.

b) La solución contendrá siempre los tres aniones: hidroxilo, fosfato divalente y fosfato trivalente. Más tarde veremos, que en algunos casos la cantidad de uno u otro de estos iones puede ser muy pequeña. Sin embargo, los tres estarán presentes en una u otra proporción.

Cuando TSP puro se disuelve en agua pura, la única fuente de iones hidroxilo (OH-

) será el hidróxido sódico que se forma mediante la reacción de hidrólisis. Por lo tanto, bajo estas condiciones el pH del agua depende de la cantidad de fosfato que se disuelve. En la figura 5-9 se aprecia la relación entre el fosfato y el pH cuando se utilizan productos



químicos puros. Esto se denomina la curva coordinada fosfato-pH. Nos referiremos frecuentemente a la misma en las siguientes explicaciones.

Figura 5-9

Es conveniente pensar con respecto a la mencionada figura que ésta se ha producido disolviendo pequeñas cantidades sucesivas de TSP puro en agua pura, efectuando una medición del pH después de cada adición. Considerando en esta forma la curva, ésta muestra el efecto de cada incremento de TSP sobre el pH de la solución. Debido a que el pH se determina mediante la concentración del ión (OH-) en el agua, la curva indica la cantidad de iones de hidroxilo que se forman mediante cada cantidad de TSP añadida.

El lado izquierdo de la curva es inclinado (gran pendiente), indicando que a concentraciones muy bajas casi todo el TSP se hidroliza en DSP y en hidróxido sódico. Gradualmente a medida que aumenta el PO4, la pendiente decrece. Por encima de 100 ppm de fosfato, parece volverse plana. La razón de esto, es que a mayores concentraciones de fosfato cada adición de TSP produce proporcionalmente menos iones hidroxilo.

Transfiriendo los datos a una escala semilogarítmica obtenemos la figura 5-10, la cual muestra (línea de trazos) la relación entre el PO4 y el pH en la gama de 1 a 100.000 ppm de PO4. Como veremos estas concentraciones mayores, son importantes en el



estudio de la corrosión cáustica de la caldera. La figura 5-10, muestra también en línea de trazo continuo, la fracción (porcentaje) de TSP que se hidroliza en las diversas concentraciones.

En la misma figura vemos que las concentraciones de hasta 60 ppm de PO4 más del 99% del TSP se hidroliza. A 11.600 ppm de PO4 solamente se convierte una tercera parte del fosfato trisódico en hidróxido sódico y fosfato sódico. Dos tercios permanecen invariables.

Figura 5-10

En el laboratorio, podemos preparar soluciones que contengan 1.000 ppm de PO4 ó 10.000 ó 100.000 ppm, disolviendo en agua fosfato trisódico. También las podemos preparar evaporando una solución diluida.

En una caldera, se producen soluciones de 10.000 ppm y más por evaporación.

Consideremos una caldera que ha sido tratada con 20 ppm de en la forma TSP, el 99% de fosfato se hidroliza. El pH tiene el valor 10,3. Supongamos ahora que un tubo horizontal se recaliente y se forme una película de vapor aislante. El agua de la caldera salpica sobre la superficie del metal al desnudo y se evapora, formándose una película de solución de concentración que contiene, por ejemplo 10.000 ppm de PO4 el pH de esta película es de 12,6. Pero en esta solución de concentración el fosfato trisódico, se hidroliza solamente en un 36% ¿que ha sucedido?



Comenzamos en una solución en la cual solamente el 1% del total de fosfato estaba en forma trisódica (el resto se había cambiado mediante hidrólisis). Ahora tenemos una solución con un 64% de total en forma de fosfato trisódico. Miremos nuevamente la ecuación 2. Obviamente la reacción ha ido de izquierda a derecha. Como se ha indicado anteriormente, las dobles fechas indican que la hidrólisis es una reacción reversible. Veamos ahora que la reacción puede invertirse evaporando la solución.

NaOH HPONa ón)(evaporaci OH PONa 42243

Hasta ahora, hemos considerado soluciones de fosfato trisódico puro en agua pura. Las cantidades de fosfato disódico y de hidróxido sódico presentes, son siempre exactas y equivalentes. Si se evaporase la solución hasta secarse, solamente quedaría TSP.

Desgraciadamente, estas condiciones son muy poco probables en el mundo real de una sala de máquinas de un buque. El TSP comercial, contiene una pequeña cantidad de hidróxido sódico. El agua de alimentación de las calderas raramente esta libre de contaminantes. Algunos de estos contaminantes pueden ser sustancias alcalinas, otros en especial los iones de magnesio y calcio pueden eliminar el fosfato del agua de la caldera por precipitación.

De lo que antecede, resulta aparente que una vez que la caldera ha estado en funcionamiento durante algún tiempo, el fosfato disódico y el hidróxido sódico ya no estarán presentes en cantidades equivalentes. Habrá un pequeño exceso de sosa cáustica. Ahora bien, si se produce la concentración localizada del agua de caldera, el fosfato disódico y el hidróxido sódico se unirán para formar fosfato trisódico pero quedará algo de hidróxido sódico. Esta es la sosa cáustica libre que puede causar graves corrosiones.

En el sistema de fosfato coordinado, la sosa cáustica libre, es eliminada tratando el agua de la caldera con combinaciones de fosfato disódico y trisódico o con fosfato disódico e hidróxido sódico. Al comienzo de esta sección se puso de relieve, que el fosfato disódico y el hidróxido sódico podían dosificarse con el fin de proporcionar el mismo efecto que el tratamiento de fosfato trisódico. El principio de fosfato coordinado requiere el empleo de una cantidad menor de hidróxido sódico de la que se precisaba para convertir todo el fosfato trisódico. Por lo tanto, la concentración del agua de la caldera incluso cuando se evapora hasta secarse totalmente, nunca puede producir ningún exceso o sosa cáustica libre.

El tratamiento se controla, analizando el agua de la caldera, para determinar el pH y el PO4. La figura 5-11 es una curva coordinada de fosfato coordinado - pH con los límites de pH y PO4 indicados.



Figura 5-11



5.6 Ejemplo de tratamiento para caldera marina

Límites de control:

Agua Caldera (60-84 bar)

pH 9,8 – 10,2

Fosfato 15 – 25 ppm

Hidracina 0,03 – 0,1 ppm

Cloruro (máximo) 16 ppm

Sílice (1)

(máximo) 2 ppm

Conductividad 120 µS / cm

Condensado

pH 8,6 – 9,0

Amoniaco, (máximo) 0,2 ppm

Dureza 0

Agua alimentación (feed water)

Fe (1)

(máximo) 0,01 ppm

Cu (1)

(máximo) 0,003 ppm

O2 No mas que la garantía del desaireador

(1) no son ensayos diarios, se hacen periódicamente en laboratorios de tierra

Como se puede apreciar todo el sistema está interrelacionado y se deben controlar todos los parámetros en las diferentes partes del sistema de vapor.

Las calderas de alta presión son especialmente sensibles a las incrustaciones de óxidos metálicos (Fe / Cu) y a la fragilidad cáustica.

Productos:

Para acondicionar el agua de la caldera el tratamiento ULTRAMARINE utiliza los siguientes productos:

ADJUNT B, (DSP)

GC, sosa cáustica (NaOH).

AMERZINE, hidracina.

SLCC-A, es una amina que junto con la hidracina forman película protectora y mantienen el pH entre los valores especificados.



Aparte de los tratamientos se hacen, como hemos visto, extracciones. En la figura 5-12 podemos ver una hoja de control y registro diario de una caldera, en la que podemos apreciar cómo se hacen extracciones manuales cuando se sobrepasa el TDS y la correlación existente entre los cloruros y la conductividad.

Figura 5-12



TEMA 6: Obtención de

muestras



6.1 Objeto y necesidad

Las muestras de agua de caldera deben tomarse con el mayor cuidado para evitar perdidas de volumen debidas a la vaporización parcial de las mismas, lo que produciría un aumento de las concentraciones en la muestra.

Supongamos una caldera con una presión de 60 atg. En el diagrama T- s de la figura 6-1 podemos ver cómo se produce una laminación a entalpía constante. En el punto 1 tenemos líquido saturado a la presión de trabajo de la caldera; en el punto 2, con un titulo de 0,34, a presión atmosférica, el 34% del volumen se ha vaporizado resultando una muestra con un 66% del líquido original.

P2 = 1 at

h ≈

289

P1 = 61 at

X ≈

0,3

4

1

2

s

T

Figura 6-1

En calderas de baja presión este problema no es demasiado importante; sin embargo en calderas de media y alta presión las pérdidas de volumen son altas (por encima del 22% en algunos casos), lo que hace necesario evitar este problema. Los métodos utilizados son:

Uso de enfriadores de muestras.

Aplicando factores de corrección.

6.2 Enfriadores de muestras

El enfriador de muestras se diseña para enfriar las mismas, de forma que la evaporación sea mínima, para análisis posterior del agua de caldera. Está compuesto por un serpentín por el que fluye la muestra y una carcasa, a través de la cual fluye el agua de



refrigeración a contracorriente. En la figura 6-2 podemos ver un enfriador de muestras comercial.

Figura 6-2

El funcionamiento es muy simple, en primer lugar se hace circular el agua de refrigeración antes de abrir la válvula de entrada de la muestra; posteriormente se abre esta válvula de forma enérgica, purgándose los precipitados de muestras anteriores y el liquido contenido en la línea. Finalmente se cierra y se abre de nuevo lentamente para dar tiempo al enfriamiento y reducir la vaporización.

6.3 Factor de corrección vk

Este factor se puede determinar gráfica o analíticamente. Partiendo del diagrama de la figura 6-1, tendremos:

21 hh

2221 xr hlhl



2

212

r

hl hl x

en las tablas obtendríamos el volumen específico en los puntos 1 y 2; el volumen resultante después de la vaporización será:

)x (1vl 22

suponiendo un peso de sales de valor p, la salinidad en los puntos 1 y 2 serían:

(mg/litro)

1

caldera) la de (interior1vl

peso S

(mg/litro)

22

(muestra)2 )x-(1vl

peso S

dividiendo miembro a miembro, tendremos:

1

22

2

1

vl

)x-(1vl

S

S

1

2221

vl

)x-(1vl S S

donde la expresión entre paréntesis representa el factor de corrección vk ,

sustituyendo x2, resulta finalmente:

1

2

212

vvl

r

hlhl1vl

k

o lo que es lo mismo:

1

22v

vl

x1vl k



Práctica 6-1

Calcular el factor de corrección vk , para una caldera marina UHP cuando

trabajando a 60 ate (atmósferas técnicas, manométricas) tomamos una muestra de agua suponiendo dos casos:

a) con una presión atmosférica de 736 mm Hg.

b) con una presión atmosférica de 760 mm Hg.

Solución:

Buscaríamos en las tablas los correspondientes valores correspondientes a las presiones en el interior de la caldera (punto 1) y en el área de la toma de la muestra (punto 2).

Presión

(ata) Volumen especifico

(m3 / kg)

Entalpía (kcal / kg)

r (kcal / kg)

Punto 1 61 0,0013181 289,6

Punto 2, a 1 0,0010430 99,17 539,6

Punto 2, b 1,0332 0,0010437 100,09 539,1

Nota: en las tablas, las presiones son absolutas por lo que habrá que sumar la presión atmosférica, que si no se especifica se tomara el valor 1

sustituyendo dichos valores en la ecuación:

1

2

212

vvl

r

hlhl1vl

k

caso a) 736 mm Hg = 1 ata

0,512 0,0013181

539,6

99,17289,610,0010437

vk



caso b) 760 mm Hg = 1,0332 at, utilizaremos 0,95 que viene en las tablas

0,5 0,0013181

539,1

100,09289,61 0,0010437

vk

Como podemos apreciar, con una presión en la caldera de 60 ate tendremos un kv de aproximadamente 0,5 lo que significaría que el error que se cometería al analizar las concentraciones en la muestra, sin refrigeración previa, seria del 100%.

El factor de corrección vk afecta a los siguientes parámetros de control:

salinidad

índice sódico

nº de sosa

índice de permanganato (el MnO4K2 es un oxidante muy potente y se utiliza en la valoración de grasas y materias orgánicas)

dureza

6.4 Caso particular del pH

Supongamos que estamos muestreando sin refrigeración ¿cual será la salinidad real en el interior de una caldera si sobre una muestra se mide una salinidad de 1.800 ppm?

La caldera trabaja a 30 ata y la muestra se lleva a la presión atmosférica.

Resolviendo:

Presión

(ata) Volumen especifico

(m3 / kg)

Entalpía (kcal / kg)

r (kcal / kg)

Punto 1 30 0,0012142 239,6

Punto 2 1 0,0010430 99,17 539,6

en primer lugar obtenemos el valor del factor e concentración,

0,635 0,0012142

539,6

99,17239,610,0010430

vk



la salinidad real seria el resultado de la aplicación de este factor sobre la salinidad de la muestra, es decir,

ppm 1134 0,635 x 1800 real Salinidad

Si seguimos muestreando en las mismas condiciones, a una temperatura de 23 ºC se obtiene una muestra con un pH = 5; ¿cual será el verdadero valor del pH en el interior de la caldera con referencia a estos 23 ºC?

Solución: en función del valor del pH, se calculara de la siguiente forma:

a) pH = 7; el agua de la muestra es neutra, no hay que hacer corrección.

H colog pH

1410OH H

b) pH < 7; el agua de la muestra es ácida, se produce un aumento de

hidrogeniones (iones hidrogeno, H+)

kv 710x10710 colog pH

c) pH > 7; el agua de la muestra es alcalina, se produce un aumento de la

concentración de iones oxidrilo OH- en el interior de la caldera

kv 710x10710

10colog pH

-14

aplicando los valores del ejemplo, tendremos,

5,2

0,63

710

510

710 colog pH caldera agua



supongamos ahora que la muestra tiene un pH = 9,

8,8

0,635 7

109

107

10

14-10

colog pH caldera agua



TEMA 7: Limpieza de

calderas



7.1 Limpieza externa

7.1.1 Inspección. Objetivos de la Inspección

Las temperaturas de los gases de la caldera y del calentador de aire, caídas de presión en el lado de gases, que se miden durante el funcionamiento, nos pueden servir de indicación de la progresión del ensuciamiento y donde está ocurriendo la acumulación.

Durante los periodos de parada, toda la unidad deberá ser inspeccionada con los siguientes objetivos:

1) Para detectar posibles signos de sobrecalentamiento de tubos, particularmente si los termopares han indicado esa posibilidad. Si existen trazas de deformaciones en los tubos, será necesario comprobarlos por métodos mecánicos o por ultrasonidos, u otros métodos no destructivos.

2) Descubrir indicios de erosión o corrosión, sobre todo cuando se han ido llevando condiciones de uso inusuales; por ejemplo usando carbón, con gran exceso de aire que aumenta la velocidad de los gases y donde el transporte de polvo y cenizas causan erosión en los tubos.

Si se conduce la caldera con insuficiente aire de combustión, se pueden causar daños en los tubos del horno.

Las elevadas temperaturas, especialmente usando combustibles con altos contenidos de vanadio, tienden a ocasionar deposito y producir corrosiones por alta temperatura en sobrecalentadores y tubos de pantalla.

También se pueden producir erosiones por una excesiva presión de soplado, por desalineación de los sopladores o inadecuada calidad del vapor.

Los depósitos de cenizas pueden favorecer las corrosiones de los tubos, por lo que su detección y medida puede requerir un lavado previo o chorreo.

3) Detectar desalineación en tubos (por combamiento de estos o por roturas de soportes) que son causa de erosiones debidas a desiguales flujos de gases.

4) Localizar aquellos depósitos de hollín y cenizas que no eliminan los sopladores, para establecer la necesidad de comprobar el funcionamiento y presión de trabajo de estos.

5) Determinar las condiciones de preparación del combustible y de los quemadores, la regulación del flujo de aire, el equipo de distribución de combustible, etc.

6) Observar el estado del refractario.



7.1.2 Métodos de limpieza externa

7.1.2.1 Generalidades

Cuando los depósitos de cenizas contienen una cantidad apreciable de azufre, estos deberán ser retirados antes de una parada prolongada de la caldera, ya que estos depósitos pueden absorber humedad del ambiente y formar acido sulfúrico.

La mayor parte de estos depósitos de cenizas pueden ser eliminados por medio de agua, por lo que muchas calderas están diseñadas para ello, disponiendo de drenajes adecuados.

Muchas veces los calentadores de aire pueden ser aislados y lavados sin tener que parar la caldera.

Los equipos de lavado han de disponer de medios para controlar la alcalinidad del agua caliente para evitar la corrosión, para cantidades de azufre variables.

Cuando estén escasamente separados, pueden lavarse con eyectores de agua de alta presión.

Los periodos de parada para limpieza deberán ser programados para que las superficies se puedan secar inmediatamente después del lavado.

7.1.2.2 Limpieza mecánica

Se hace con cepillos, varillas, rascadores, etc, de materiales apropiados y que no tengan puntas o bordes cortantes que dañen los tubos. Hay que emplear luces de seguridad y mascarillas respiratorias para evitar inhalar el polvo que puede ser tóxico. Después se sopla con lanzas de aire.

7.1.2.3 Limpieza con agua caliente

Se aprovecha la propiedad del hollín de disolverse con agua dulce caliente, pero es necesario tener cuidado de no mojar la obra refractaria. El material a emplear son guantes, gafas, impermeables, luces eléctricas aisladas, etc.

Las lanzas para limpiar con agua caliente se pueden hacer con tubos de respeto del condensador.



Figura 7-1

Sopladores. Presentan el inconveniente de que se gasta mucha agua y el peligro de mojar el refractario si lo lleva. Se utilizan en combinación con lanzas de agua.

Los circuitos en los que no se deba meter agua y los sopladores que no se deseen utilizar se aíslan con bridas ciegas.

Otro método utilizado son los inyectores tipo Venturi, que son bastante eficaces. Se produce una mezcla de vapor de 6-9 kg/cm2, agua caliente y detergente que sale a través de una tobera, obteniéndose una presión de salida de unos 14 kg/cm2 además de un gran caudal que permite llegar a toda la zona de humos.

Otra forma es utilizar vapor húmedo a presiones de 5-7 kg/cm2, haciéndolo pasar por un serpentín para su refrigeración y condensación parcial.

7.1.2.4 Otros métodos

Cuando los métodos anteriores no son suficientes, se puede recurrir a productos químicos autorizados. Se utilizarán mascaras de protección y es conveniente limpiar previamente hasta donde sea posible.

Frecuentemente, los productos han de dejarse durante un periodo de tiempo largo para que actúe, desprendiéndose estos al encenderse la caldera, soplándose entonces para eliminar los residuos. También se puede completar la limpieza a mano.

7.2 Limpieza de las superficies internas de intercambio de calor

Aunque el tratamiento del agua en la caldera sea el adecuado y se lleven en forma correcta, al cabo de un tiempo de funcionamiento se habrán formado incrustaciones en el interior de la misma.

Si las calderas no están sometidas a un adecuado tratamiento interno y/o depuración del agua de alimentación, y aunque se aplique, si es inadecuado y el control es insuficiente se incrustarán mas rápidamente, en cuyo caso es necesario proceder a una eliminación de dichas incrustaciones mediante una adecuada limpieza.



7.2.1 Frecuencia de la limpieza

No se pueden dar normas fijas sobre la frecuencia en que se debe proceder a la limpieza de una caldera, ya que depende de:

1) tiempo programado de funcionamiento y disponibilidades para dejarla fuera de servicio durante al menos 24-48 horas.

2) condiciones en que ha estado funcionando, en el sentido de si su producción se ha forzado.

3) calidad del agua de alimentación usada.

4) tipo y control del tratamiento interno aplicado.

5) resultado de las inspecciones que se lleven a cabo.

En todo caso, la limpieza debe ser efectuada antes de que las incrustaciones lleguen a crear problemas de transferencia calorífica y sobrecalentamiento del metal, pues aparte del ahorro de combustible, cuanto menor sea el espesor más fácil y económico resultará limpiar la caldera.

7.2.2 Limpieza mecánica

La limpieza mecánica implica la limpieza a mano (cepillado, rascado, picado a mano, etc.) del interior de los tubos, o bien por medio de limpiadores de tubos, de ejes flexibles que pueden ser principalmente de dos tipos:

cepillos expansionables.

ruedas cortantes de acero.

El primer sistema es preferible al segundo, que debe ser utilizado por empleados con experiencia, dado el peligro que existe de provocar daños en los tubos. Se accionan con un motor neumático o eléctrico. La fuerza centrífuga permite que los cepillos se expansionen, rascando la superficie interior de los tubos.

Figura 7-2



Las ruedas dentadas de acero siguen un principio similar, se pasa el cepillo por las hiladas de tubos desde el colector principal o desde los colectores de agua procurando no detenerse y dando las pasadas que sean necesarias.

Hay que tener precaución de trincar y etiquetar todas las válvulas de paso de vapor y agua caliente, así como sus mandos a distancia si existieran, y poner las convenientes bridas ciegas.

El motor de aire debe lubricarse periódicamente con aceite teniendo cuidado de no manchar la caldera.

Una vez terminada la limpieza se soplan los tubos y se lavan con agua dulce, inspeccionándose posteriormente la limpieza y el estado del metal.

7.2.3 Limpieza química

La limpieza química de las superficies internas fue propuesta en un principio para cuando se encontraban casos difíciles o imposibles de limpiar por otros métodos. Actualmente el procedimiento esta muy extendido y se puede decir que es el mas rápido, barato y eficiente. Es sin embargo, extremadamente importante usar un procedimiento de eficacia probada bajo un estricto control, que es atendido por numerosas compañías especialmente equipadas para proporcionar un servicio de limpieza química completo.

En comparación con los distintos métodos de limpieza mecánica, la limpieza química tiene las siguientes ventajas:

1) menor tiempo empleado, normalmente una caldera puede ser limpiada en unas 36 horas.

2) no se requiere desmontar excesivamente la caldera.

3) las zonas inaccesibles como tubos pequeños, curvaturas de poco radio y superficies irregulares son perfectamente limpiadas.

4) el coste total es menor.

7.2.3.1 Procedimiento general

Generalmente se requieren cuatro pasos para un proceso completo de limpieza química:

1) se lavan las superficies internas con una solución ácida, que contiene un inhibidor adecuado, para disolver los depósitos.

2) con agua limpia se eliminan los depósitos desprendidos, los restos de disolvente y las sales solubles de hierro.

3) la unidad es tratada para neutralizar y pasivar las superficies, formando una película protectora para evitar su oxidación.



4) se lava nuevamente con agua limpia para retirar cualquier depósito que pueda quedar.

7.2.3.2 Limpieza química por el método de circulación

En el método de circulación, después de llenar la unidad, el disolvente caliente es recirculado hasta que la limpieza es completada. Se analizan muestras de disolvente periódicamente durante la limpieza, que se considerara completada cuando el contenido de ácido y el contenido de hierro alcancen el equilibrio indicando que no habrá más reacción. Con este método se pueden utilizar ácidos menos fuertes, además el disolvente puede ser retirado una vez que la reacción se completa, evitando dañar las superficies metálicas.

Es particularmente adecuado para la limpieza de calderas monotubo, recalentadores y economizadores que aseguran la circulación de disolvente a través de todas las partes de la unidad.

En la figura 7-3 siguiente se muestra un esquema simplificado de un circuito de limpieza por el método de circulación, sobre el cual explicaremos el procedimiento usual:

Figura 7-3



Una vez fría y drenada la caldera, y aislado y presurizado el recalentador, el condensador, etc., se llena con agua desmineralizada a través de la conexión 1, expulsándose todo el aire a través de los venteos 2.

Se arranca la bomba estableciendo la circulación, cuya velocidad óptima es de 6 m/s aproximadamente, no debiendo ser menor de 0,15 m/s en ningún punto. Para asegurar esta velocidad, la presión en la aspiración de la bomba deberá exceder en 1,4-2,1 kg/cm2 de la presión hidrostática.

Se emplea vapor de baja presión, como se indica en la figura 7-3 a través de la conexión 3 para calentar el agua hasta una temperatura de 90ºC; entonces se añade ácido concentrado inhibido y bifluoruro amónico poco a poco hasta conseguir la concentración deseada.

Durante la primera hora se deberán abrir todos los venteos cada 15 minutos y una vez cada hora después para eliminar las acumulaciones de hidrógeno que se puedan producir, disponiendo las mangueras necesarias para dirigir las salidas de ácido hacia los drenajes adecuados.

La circulación de ácido se mantendrá de 4 a 6 horas después de que se detecte ácido en el punto 9.

Cuando se determine a través de los análisis que la reacción se ha completado o que el disolvente ha circulado durante 4 horas como mínimo se para la bomba y se saca el disolvente a través de la válvula 6 cerrando la válvula 5.

Una vez se ha eliminado el disolvente, se lava con agua desmineralizada introduciéndola a través de la conexión 1 hasta que la conductividad eléctrica del efluente en 10 sea alrededor de 50 µS / cm. En este momento se arranca la bomba restableciendo la circulación y se inyecta amoniaco e hidracina en concentraciones de 40 ppm y 500 ppm respectivamente.

El sistema se calienta nuevamente a 90ºC y se mantiene durante 2 horas con el objeto de neutralizar y pasivar. Durante este período es conveniente lavar todas las conexiones, instrumentos y venteos e incluso el recalentador.

Cuando se haya finalizado la pasivación, se lava de nuevo con agua desmineralizada hasta una conductividad de 50 µS / cm.

Como paso final, el sistema se recircula nuevamente para permitir la inyección de un exceso de amoniaco e hidracina (10 ppm de amoniaco y 200 ppm de hidracina) durante 1 hora después de comprobar las concentraciones en 9, con lo que se completa la limpieza quedando la caldera lista para su puesta en servicio.

Si la inspección de tubos y cabezales determina la efectividad de la limpieza, el último paso puede ser eliminado. Después de sacar la solución pasivadora, la unidad se drenará bajo presión de nitrógeno y se abren los cabezales adecuados para la inspección.



7.2.3.3 Limpieza química por el método de remojo (soaking)

En el método de limpieza química “soaking”, después de llenarse la caldera con el disolvente caliente, se deja este en su interior durante un tiempo de 4 a 8 horas, dependiendo de los depósitos. Para asegurar una limpieza completa, la fuerza del ácido debe ser mayor que la requerida por el método de circulación.

El análisis durante el curso de la operación no es concluyente ya que las muestras, aunque se tomen de los puntos más convenientes, no representan las condiciones de todos los puntos de la caldera.

Este método es preferible para aquellas calderas donde la distribución del disolvente por todos los circuitos por el método de circulación obligaría al uso de numerosas conexiones o donde, para asegurar la circulación a un régimen aceptable, habría que utilizar una bomba de dimensiones impracticables. Estas condiciones existen en los grandes generadores de circulación natural que tienen circuitos de paredes de agua complejos.

Las principales ventajas de este método con respecto al método de circulación son:

1) simplicidad de conexiones de tuberías. 2) seguridad de que un ácido de suficiente fuerza llega a todos los puntos

de la unidad. 3) menor supervisión química.

El esquema siguiente muestra un esquema simplificado del método de limpieza química “soaking”

Figura 7-4



El procedimiento general es como sigue:

La caldera deberá estar fuera de servicio para prepararla para la limpieza. La preparación consiste en la instalación de las conexiones necesarias y la colocación de termopares en el colector de vapor, cerca del centro de cada pared de agua y en uno de los cabezales bajos.

La unidad es llenada con agua tratada, preferiblemente desmineralizada, y se calienta a 76-82 ºC por medio de quemadores, después de lo cual es drenada.

El recalentador debe ser rellenado con condensado tratado, para evitar que se introduzcan en él vapores de ácido clorhídrico.

El indicador de nivel del colector de vapor deberá ser sustituido por uno de plástico para indicar la altura del ácido en el colector.

Cuando la temperatura del metal esté entre 76 y 82 ºC, y con los suspiros abiertos, se abre la válvula 1 y se arranca la bomba de llenado admitiendo vapor a través de 6 y ajustando su apertura para que el agua adquiera una temperatura de 71-76 ºC

Se añade la solución concentrada inhibida, debiendo reajustarse el vapor para mantener la temperatura indicada, en la cantidad necesaria para obtener la concentración adecuada.

Durante la operación de llenado deberán observarse frecuentes chequeos y ajustes para que se mantengan las condicione de temperatura y fuerza del acido deseadas.

Cuando la unidad esté completamente llena se paran las bombas, la calefacción de vapor y la introducción de disolvente, cerrando las válvulas 2 y 8, y dejando abierto el venteo 5. Se deja remojar durante el periodo adecuado según las condiciones de los depósitos.

En grandes calderas equipadas con economizador, este se llenara a través de sus conexiones de drenaje. Como estos suelen tardar más en llenarse que la caldera en si, se interrumpirá el llenado de la caldera al nivel del colector; se llenará entonces el economizador hasta que se observe un aumento de nivel en el colector, momento en el cual se terminará de llenar la caldera.

Después de haber dejado la solución en el interior de la caldera el tiempo establecido, se procederá al vaciado bajo presión de nitrógeno cerrando el venteo 5 y abriendo las válvulas 2, 3 y 4 (una presión de 0,35 kg/cm2 es suficiente). Durante éste se tomarán muestras de la solución descargada en 9 y se procederá al análisis del contenido de hierro y fuerza del ácido para determinar la cantidad de depósitos retirados y de ácido gastado.

Una vez se haya vaciado la caldera y salga nitrógeno por la válvula 3 se cierran las válvulas 3 y 4 y se abren las 1, 5 y 8; se arranca la bomba y se llena la caldera con agua tratada (si hay que lavar también el economizador se llena se



llena a través de este) lo que asegurara la eliminación de todo el ácido de este. Además el recalentador puede ser lavado hasta que se observe un aumento en el nivel del colector del vapor.

El llenado se prolongará hasta que salga por el venteo 5, lo que asegurará la eliminación de todos los vapores de ácido que se hayan podido condensar en la parte alta del colector del vapor. Entonces la unidad se vacía y la operación se repite otra vez si el pH del efluente es menor de 5.

Cuando la operación de lavado esté completa se procede al neutralizado y pasivado. Después de volver a poner el indicador de vidrio, la caldera se llena con una solución de sosa (4,5 kg por cada 378 litros de agua) hasta un nivel ligeramente menor al de funcionamiento. La caldera es entonces encendida y hervida durante 4 a 6 horas, con las siguientes presiones recomendadas de hervido:

para calderas de hasta 14 kg/cm2 de funcionamiento: la misma presión de funcionamiento.

para calderas de más de 14 kg/cm2 de funcionamiento: 14 kg/cm2 o la mitad de la presión de funcionamiento.

Durante el hervido, el economizador debe ser purgado para asegurar la circulación. Después de éste se deja caer la presión hasta 1,4-1,8 kg/cm2 y se vacía. Se recomienda:

todos los tubos que estén inclinados más de 60º expuestos al calor deberán ser enjuagados individualmente.

si la caldera tiene combustión tipo ciclón, los tubos del horno-ciclón se enjuagaran individualmente.

los cabezales altos de las paredes de agua y los bajos serán enjuagados de forma que algo de agua alcance cada tubo; si al vaciarlos se encuentran materias sueltas, todos los cabezales se abrirán y lavarán hacia los puntos de purga.

Estas recomendaciones son para evitar fallos en los tubos por sobrecalentamiento que se producirían si algunos depósitos grandes se hubieran quedado en los tubos.

7.2.3.4 Hervido de la caldera

Cuando la caldera es nueva se le hace un hervido para eliminar las materias grasas que puedan existir. Además este proceso tiene el objeto de solubilizar la materia orgánica y en parte la sílice. Se utiliza cuando la caldera no está muy sucia.

El hervido se puede hacer con un exceso de fosfato trisódico (Na3PO4) para desengrasar y desincrustar un poco.



En el agua de calderas tratada con fosfatos se mantiene siempre un exceso de forma que la caldera se limpia continuamente.

También se puede hacer el hervido con sosa cáustica:

1) añadir sosa a razón de 10-20 kg/m3 basados en el volumen de la caldera.

2) hervir la solución dentro de la caldera a una presión máxima de 16 kg/cm2 durante un tiempo mínimo e 4 horas o mejor durante 8 y 12 horas.

3) drenar la solución cáustica mientras está todavía caliente (a 80 ºC o a la temperatura permitida por el fabricante) y aclarar con agua caliente para minimizar el enfriamiento rápido del metal.

7.2.3.5 Limpieza química de sobrecalentadores, recalentadores y tuberías de vapor.

Como en los casos anteriores, la adecuada inspección y una cuidadosa preparación son esenciales para una buena limpieza.

Para llevar a cabo una limpieza química de superficies que han sufrido una severa exfoliación, es imprescindible retirar una muestra de tubo que sea representativa de la peor condición. Esta muestra se probará en un control químico bajo las mismas condiciones de flujo, temperatura, etc. que se vayan a usar después. De esta forma podremos elegir la mezcla adecuada para una buena limpieza.

Para determinar el tamaño de la bomba de circulación y caudal requerido para obtener las velocidades convenientes, será necesario muchas veces consultar con el fabricante de la caldera para que facilite planos detallados y zonas de flujo de los distintos circuitos. Los montajes de tubería varían mucho de una planta a otra, dependiendo del diseño de la unidad y de las zonas que se vayan a limpiar.

Un soplado con vapor para purgar todo el aire e inundar el sistema precederá la limpieza de todos los sistemas que contengan superficies inclinadas no drenables. Muchos tienen curvas invertidas que dificultan el desplazamiento del aire y también se drenan con vapor.

Actualmente están disponibles dos mezclas disolventes que han limpiado con éxito sobrecalentadores, recalentadores y tuberías de vapor:

la combinación de ácido hidroxiacético y fórmico conteniendo bifluoruro amónico.

solución de base ácido etildiamintetracetico (EDTA).

La fuerza de los ácidos, la temperatura y el tiempo de limpiado son determinados a través de las muestras.



La limpieza de sobrecalentadores y recalentadores requieren atención especial por lo que se recomienda la asistencia técnica de especialistas.

7.2.4 Soluciones ácidas, pasivadoras y neutralizantes

7.2.4.1 Soluciones ácidas

Se han probado varias soluciones para eliminar los depósitos de las calderas, incluyendo muchos ácidos y compuestos alcalinos. En general, el uso de compuestos alcalinos requiere un tiempo y temperatura considerables, además de que no son tan eficientes como los ácidos, aunque tienen la ventaja de no atacar el acero

Figura 7-5

La solución limpiadora más práctica en cuanto a precio, disponibilidad, inhibidores adecuados y eliminación rápida de los depósitos cuando se usa el método soaking es el ácido clorhídrico.

Otros disolventes como quelantes, ácido sulfúrico y otros sólo producen buenos resultados para depósitos de determinadas características físicas y químicas.

La experiencia indica que una mezcla ácida orgánica hidroxiacetica-formica es el disolvente mas seguro para su aplicación por el método de circulación en las calderas monotubo. Los ácidos orgánicos se descomponen en gases no dañinos para los casos de lavados incompletos.

Un pequeño porcentaje de bifluoruro amónico mejora la solubilidad del hierro en los ácidos, clorhídrico e hidroxiacético-fórmico, de forma que se obtienen resultados óptimos de la operación de limpieza.

Para depósitos de ciertas características, el disolvente puede requerir reactivos adicionales como intensificadores y humectantes. La necesidad de tales reactivos se decide por el químico a cargo de la limpieza.

Partes de presión de aleaciones de acero, particularmente aquellas con alta proporción de cromo no deben ser limpiadas con soluciones ácidas sin contar con



el consejo químico competente sobre el tipo de ácido e inhibidor y las condiciones de aplicación.

Es recomendable llevar a cabo pruebas de limpieza química en el laboratorio sobre secciones de tubo representativas, para determinar la solución apropiada así como la concentración adecuada.

7.2.4.2 Cantidad de disolvente a utilizar

Se analizará una muestra de la incrustación con los objetivos mencionados anteriormente. Veamos un ejemplo de determinación de la cantidad necesaria:

Tomamos 5 gramos de muestra de la incrustación pulverizada.

Se añaden 100 cm3 de ácido clorhídrico (HCl, 1N) y se calienta hasta 70 ºC durante 1 hora.

Una vez fría se neutraliza con NaOH (1N)

Si v es el volumen necesario de sosa para la neutralización, el peso de HCl que ha reaccionado con los 5 gramos de muestra viene dado por:

gramos v) (100 0,0365 mHCl

gramosHCl v) (100 0,0073

5

v) (100 0,0365

m

m

ónincrustaci

Sea, s = superficie a desincrustar en cm2

e = espesor de la capa de la incrustación en cm

pe = peso especifico

el peso (P) a desincrustar viene dado por:

gramos p e sP e

Luego el peso de HCl necesario para la limpieza total:

gramosHCl

Pees v) (100 0,0073 m

Si el HCl viene al 30%:

0,30

m m HCl

(30%) HCl



Añadiendo un 10% para tener en cuenta las perdidas en base a la experiencia, se recomienda que la fuerza de la solución de ácido y bifluoruro amónico sea:

1. Calderas de circulación natural (método “soaking”):

a. preparación: 5% ácido clorhídrico inhibido más 0,25% bifluoruro amónico.

b. operación: 5% -7% de ácido clorhídrico y bifluoruro amónico según los análisis de los depósitos.

2. Calderas monotubo (método de circulación)

a. preparación: 2% ácido hidroxiacético mas 1% ácido fórmico inhibido mas 0,25% bifluoruro amónico.

b. operación: igual que la preparación.

Comercialmente se encuentran ácidos hidroxiacético y fórmico en concentraciones del 70 y 90% respectivamente.

7.2.4.3 Soluciones neutralizadoras y pasivadoras

Se prepara una cantidad suficiente de solución de sosa para llenar la unidad completamente. La proporción es de 45 kg de sosa por cada 378 litros de agua. Esto produce una solución del 1% aproximadamente.

Esta solución es adecuada para calderas de circulación natural. Para calderas monotubo se añadirá al agua de circulación amoniaco e hidracina en concentraciones de 40 ppm y 500 ppm respectivamente.

Los fabricantes de la caldera deben ser consultados ya que pueden indicar problemas que pueden presentarse y que sean desconocidos por la empresa de limpieza.

7.2.4.4 Inhibidores

Las siguientes ecuaciones representan las reacciones del ácido clorhídrico con los constituyentes de los depósitos de calderas:

O4HFeCl2FeCl8HClOFe 22343

2223 COOHCaCl2HClCaCO

Al mismo tiempo, el ácido puede reaccionar con el metal de la caldera:

22 HFeCl2HClFe



A no ser que se utilicen medios que prevengan o retarden esta reacción sin afectar el ataque de los depósitos. Con este propósito se añaden a la solución productos inhibidores como compuestos de arsénico, quinolín, piridina y otros. Existen hoy día inhibidores comerciales excelentes, y otros que forman parte de servicios de limpieza completos realizados por compañías especializadas.

El efecto inhibidor decrece normalmente con la temperatura (al contrario que el ataque a depósitos y al metal), en distinta proporción dependiendo del producto.

Hay que tener en cuenta además que no todos los inhibidores son efectivos con todos los ácidos.

El uso de soluciones ácidas inhibidas es importante dado que:

la selección del ácido y productos químicos auxiliares depende de los depósitos.

el inhibidor debe ser adecuado para el ácido seleccionado.

la temperatura de la solución debe estar por debajo de aquella a partir de a cual el inhibidor pierde efectividad o es destruido.

técnicas energeticas (completo)

Documents