Guia_Manejo_Calderas - Area Metropolitana del Valle de Aburra

GUIA PARA EL
MANEJO DE
CALDERAS
GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
Una publicación del
Área Metropolitana del Valle de Aburrá
Mauricio Facio Lince Prada, Director
Alejandro González Valencia, Subdirector Ambiental
Ejecutó
Unión Temporal Producción Más Limpia
Instituto Colombiano de Normas Técnicas-ICONTEC
Fundación Codesarrollo
Autores
Jhon Jairo Betancur Sierra
William Alonso Giraldo Aristizabal
Equipo de trabajo
Liliana María Soto Castaño-Coordinadora; Juan David Ramírez Soto; equipo de trabajo
profesionales Unión Temporal Producción Más Limpia (Icontec-Codesarrollo).
Interventoría
Raul Alexander Cardona Pareja
Coordinador del programa de Producción Más Limpia y Consumo Sostenible
Área Metropolitana del Valle de Aburrá
Coordinación de la publicación
Oficina Asesora de Comunicaciones Área Metropolitana del Valle de Aburrá
Diagramación e impresión
Digital Express
Registro ISBN: 978-958-8513-48-5
Primera Edición
Medellín, Colombia, diciembre de 2010
Está prohibida la reproducción parcial o total de esta publicación y mucho menos para
fines comerciales. Para información contenida en ella se deberá citar la fuente.
Contenido
PRESENTACIÓN
INTRODUCCIÓN
1.
VAPOR
1.1.
Definición
1.2.
Generación del vapor
1.3.
Usos del vapor
1.3.1. Vapor para calentamiento y humidificación
1.3.2. Vapor para impulso y movimiento
1.4.
Clasificación de los equipos consumidores
1.4.1. Vapor indirecto
2.
CALDERA
2.1.
Tipos de calderas
2.1.1. Por la disposición de los fluidos
2.1.2. Por su configuración
2.1.3. Por el tipo de combustible
2.1.4. Por el tiro
2.1.5. Por el modo de gobernar la operación
2.2.
Componentes básicos
2.2.1. Sistema de generación
2.2.2. Bomba de alimentación de agua
2.2.3. Sistema de alimentación de combustible
(bomba-elevadores-tubería)
2.2.4. Tanque de condensado
2.2.5. Sistema de recuperación de calor
2.2.6. Válvulas de seguridad
2.2.7. Tanque acumulación (Buffer)
2.2.8. Otros elementos de las calderas
2.3.
Distribución de vapor
3.
COMBUSTIÓN
3.1.
Exceso de aire
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3.2.
3.2.1.
3.2.2.
4.
4.1.
4.1.1.
4.1.2.
4.1.3.
4.2.
5.
5.1.
5.1.1.
5.1.2.
5.1.3.
5.2.
5.2.1.
5.2.2.
5.2.3.
5.2.4.
5.2.5.
5.3.
5.3.1.
5.3.2.
5.4.
6.
6.1.
6.2.
6.3.
6.4.
6.5.
7.
7.1.
7.2.
8.
Combustibles
Características de un combustible industrial
Clasificación de los combustibles
IMPACTOS AMBIENTALES GENERADOS EN LA
PRODUCCIÓN DE VAPOR
Emisiones atmosféricas
Contaminación debida al carbono
Contaminación debida al azufre
Contaminación debida al nitrógeno
Vertimientos líquidos
MECANISMOS DE CONTROL DE EMISIONES
Control de las emisiones atmosféricas en fuentes fijas
Mejoras en la dispersión de las emisiones
Ajustes en la operación de los procesos y materias primas
Control en la fuente
Equipos de control para material particulado
Cámaras de sedimentación
Separadores centrífugos
Lavadores
Filtros de bolsas
Precipitador electrostático
Equipos de control para gases
Control de compuestos azufrados (SO2, H2S)
Control de los Óxidos de Nitrógeno (NOx)
Control de agua
MEDICIONES Y SEGUIMIENTO DE FUENTES FIJAS
Estándares de emisión
Determinación del punto de descarga de la emisión
Medición de emisiones para fuentes fijas
Sistemas de control de emisiones
Frecuencia para la evaluación de emisiones
BUENAS PRÁCTICAS EN LA GENERACION DE VAPOR
Mantenimiento en calderas
Seguridad en la operación de generadores de vapor
GLOSARIO
LISTA DE FIGURAS
LISTA DE TABLAS
BIBLIOGRAFÍA
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Presentación
El Documento Conpes 3344 establece los “Lineamientos para la formulación de política de prevención y control de la contaminación del aire” y llamó la atención desde el
2005 frente a la problemática del recurso aire en el país. La información contenida en
el documento, destaca que Medellín, ciudad del Valle de Aburrá, es la segunda ciudad
del país en descargas contaminantes a la atmósfera; a ello se suma que el problema
ambiental que genera mayor preocupación para los colombianos, es la contaminación
del aire y genera altos costos sociales, relacionados con efectos sobre la salud pública,
mortalidad y morbilidad.
La contaminación atmosférica de la Región Metropolitana presenta concentración
de material particulado total, material particulado respirable, bencenos y ozono que
superan la norma de calidad establecida para Colombia y los niveles de precaución
estimados por la Organización Mundial de la Salud. Las enfermedades respiratorias
son una preocupante y creciente realidad que los diversos actores institucionales, gubernamentales y civiles, están atendiendo.
Atendiendo esta problemática, el Área Metropolitana del Valle de Aburrá, en cumplimiento de la norma nacional 979 de 2006 relacionada con los planes de descontaminación, lideró la firma del Pacto por la Calidad del Aire, al cual se sumaron entidades del
orden gubernamental, privado y comunitario con el objetivo de trabajar conjuntamente por una mejor calidad del aire. A partir de allí se viene desarrollando una estrategia
integral para el mejoramiento de la calidad del aire de nuestra región, fundamentada
en la Formulación del Plan de Descontaminación, el cual consolida no sólo un diagnóstico actualizado de la calidad del aire sino que propone una serie de programas,
proyectos y acciones que apuntan al logro de una meta clara y contundente: llegar al
año 2020 con un PM 2.5 de 20 microgramos por metro cúbico.
Enmarcados en el Plan, se vienen cumpliendo acciones de evaluación y seguimiento
permanente de los principales contaminantes atmosféricos, se desarrollan inventarios
de emisiones, se implementan modelos de pronóstico meteorológico y de calidad del
aire, entre otros estudios. Lo anterior se suma a las acciones orientadas a la socialización de información, sensibilización y educación a diferentes sectores de la sociedad;
y a las medidas de prevención y control a fuentes móviles y fijas.
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Las fuentes fijas, entendidas como las fuentes de emisión situadas en un lugar determinado e inamovible, aún cuando la descarga de contaminantes se produzca en forma
dispersa, son responsables en parte de la contaminación del aire y por ello, sumándose
a las diversas normas y disposiciones de orden nacional, regional y local, en junio de
2008, el Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial, emite la Resolución
909 cuyo objeto es establecer las normas y los estándares de emisión admisibles de
contaminantes al aire para fuentes fijas, adoptar los procedimientos de medición de
emisiones para fuentes fijas y reglamentar los convenios de reconversión a tecnologías
limpias.
El objetivo de la autoridad ambiental urbana para estas fuentes, se ha centrado en
fortalecer las capacidades para el aseguramiento de la calidad en las mediciones, asegurar el cumplimiento de la Resolución 909 de 08 como primera etapa en la regulación
industrial; establecer, en el mediano plazo, un techo a las emisiones industriales para
las fuentes existentes, bajo el respaldo jurídico del Decreto 979 de 2006; evaluar el
establecimiento de normas de entrada más exigentes para fuentes nuevas que se instalen en el Valle de Aburrá o exigencias de uso de combustibles limpios, con el fin de
prevenir que el crecimiento del sector se traduzca en un aumento de las emisiones; y
la evaluación de incentivos para que las industrias utilicen combustibles limpios.
Esta guía se suma a los esfuerzos del Plan de Descontaminación, recoge los principales lineamientos de la Resolución 909 de 2008, proporcionando elementos metodológicos para la adecuada operación de calderas y sistemas de combustión empleados
por las actividades industriales, con el fin de facilitar la labor de reducción y control
de las emisiones que hasta hoy, generan un impacto ambiental que nos afecta a todos.
El documento, además de contener información de interés, es una invitación para el
sector industrial, a continuar ejecutando acciones responsables para el mejoramiento
de la calidad del aire en el Valle de Aburrá.
MAURICIO FACIO LINCE PRADA
Director
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
Introducción
El Área Metropolitana del Valle de Aburrá, con el fin de adoptar la Política Nacional de
Producción Más Limpia establecida por el Ministerio de Medio Ambiente (Ministerio
de Ambiente Vivienda y Desarrollo Territorial-MAVDT) desde 1997 y propender por la
autogestión y la autorregulación empresarial, ha adoptado el programa de Producción
Más Limpia desde hace más de 10 años. Hoy el programa hace parte de las directrices
metropolitanas y ha logrado posicionarse en el medio a través de diferentes resultados
tangibles reconocidos, tanto por los mismos empresarios, como por diferentes instituciones a nivel nacional.
Lo anterior sumado a la problemática ambiental que se hace cada vez más tangible y
evidente para los habitantes de la región metropolitana, hacen que el Área Metropolitana del Valle de Aburrá se comprometa en seguir avanzando a través del programa de
Producción Más Limpia. Es por ello que en el 2010 y con el fin de continuar realizando
un acompañamiento a las empresas que actualmente son signatarias de los convenios,
las que han venido trabajando con la Entidad y para incorporar nuevas empresas en
la cultura ambiental de la prevención de la contaminación, se desarrolló un proyecto
ejecutado por la Unión Temporal Producción Más Limpia conformada por el ICONTEC
y la Fundación Codesarrollo. El grupo beneficiario estuvo conformado por 180 empresas entre pequeñas, medianas y grandes de diferentes sectores productivos y de servicios, ubicadas en la zona urbana de los municipios de Caldas, La Estrella, Sabaneta,
Itagüí, Medellín, Bello, Copacabana, Girardota y Barbosa.
En este proceso por medio de la optimización de recursos y el incremento de la productividad, competitividad y sostenibilidad, la verificación del estado actual de las
empresas frente al consumo sostenible (como una estrategia para dar respuesta a la
nueva Política de Producción Más Limpia y Consumo Sostenible recientemente formulada por el Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial) y el acompañamiento en la implementación de las directrices emanadas de la Resolución 909 de
2008, se hizo seguimiento y fortalecimiento al desempeño ambiental de los sectores
empresarial y de servicios.
Establecer las normas y los estándares de emisión admisibles de contaminantes al aire
para fuentes fijas, adoptar los procedimientos de medición de emisiones para fuentes
fijas y reglamentar los convenios de reconversión a tecnologías limpia, constituyen el
objeto y motor de la Resolución 909 de 2008 emanada del Ministerio de Ambiente y
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Desarrollo Territorial. Esta guía recoge los principales lineamientos de dicha resolución, facilitando su adopción por parte del sector industrial como herramienta para
la disminución y control de los impactos ambientales generados por sus procesos. El
paso a paso ya se viene adelantando en las empresas que hacen parte de los convenios
y su continuidad es una responsabilidad que cada una de ellas asume con la calidad
del aire del Valle de Aburrá, como ejemplo a ser replicado por todos los actores de la
región.
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
1. Vapor
1.1. Definición
Fluido gaseoso. El vapor se refiere a la materia en estado gaseoso. No se limita al
vapor generado por agua, muchos diferentes tipos de vapor existen en el mundo; sin
embargo el término es usado comúnmente para referirse al estado gaseoso del agua.
1.2. Generación del vapor
El vapor de agua resulta cuando ésta es calentada hasta el punto de ebullición bajo
una presión constante, lo cual provoca que se vaporice. En años recientes, los alcances
del uso de este ‘vapor generado por agua’ se han ampliado, de solamente utilizarse
en la industria, ha utilizarse todos los días de manera doméstica, como en el caso de
hornos y limpiadores de vapor.
El vapor es generado en una caldera a partir de la utilización de un combustible, habitualmente derivado del petróleo o biomasa, como medio para generar la energía, para
transformar el agua en vapor a determinada presión y temperatura. Luego de ser generado y debido a la presión, puede ser transportado al equipo o proceso consumidor
sin necesidad de utilizar algún medio mecánico como una bomba.
1.3. Usos del vapor
El vapor de agua es uno de los medios de transmisión de energía calórica de mayor uso
en la industria colombiana, se estima que este servicio es utilizado por el 95% de las
industrias como medio de calentamiento por su fácil generación, manejo y bajo costo,
comparado con otros sistemas.
El vapor en el punto de consumo puede ser utilizado para transferir energía en forma
de calor en algún proceso de calentamiento. Esta transferencia de calor (calor latente) se basa en la liberación de energía debido al cambio de fase del agua de vapor a
líquida (condensado).
El vapor también puede ser utilizado para generar trabajo, aprovechando la presión
del vapor generado en la caldera para producir movimiento. Es fácil de transportar
por medio de una red de tuberías y es un excelente medio de transporte de energía,
aunque también presenta algunas limitantes como la generación de condensado en
las redes, en muchas ocasiones con problemas de corrosión. Adicionalmente el agua
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con que se genera el vapor debe presentar determinadas características en cuanto a
calidad, siendo necesario adecuarla utilizando sustancias químicas.
La distribución de los distintos tipos de vapor está asociada a las condiciones de temperatura y presión. Las aplicaciones principales de vapor pueden ser a groso modo divididas en aplicaciones de calentamiento / humidificación y en aplicaciones de impulso
/ motrices. La Figura 1 presenta las distribuciones de vapor de acuerdo con el uso.
Figura 1. Distribución de uso del vapor
Fuente: ARGENTINA, TLV Compañía especialista en vapor. Tipos de vapor y sus aplicaciones. [En
línea]. Los autores, < http://www.tlv.com/global/LA/steam-theory/types-of-steam.html> [Consulta:
10 de octubre de 2010].
1.3.1. Vapor para calentamiento y humidificación
Vapor de presión positiva
Este es el tipo de vapor más típicamente utilizado en plantas y fábricas, para calentamiento y humidificación en equipos, tales como intercambiadores de calor y evaporadores. Es normalmente utilizado entre 0,1 y 5 Mpa (abs) y a una temperatura entre
110 y 250°C.
En muchos casos el vapor es utilizado en el estado saturado, porque la relación entre
la presión y la temperatura es fija y se posibilita el calentamiento rápido por medio
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
del calor latente. En la industria de procesamiento de alimentos, el vapor sobrecalentado es utilizado, en ocasiones, como la fuente de calor para cocimiento y secado/
deshidratado. El vapor sobrecalentado entre 200 y 800°C a presión atmosférica, es
particularmente fácil de manejar y es utilizado hoy en día en hornos de vapor para uso
doméstico.
Vapor al vacío
El uso de vapor a temperaturas por debajo de los 100°C y a presión atmosférica, usado
tradicionalmente como medio de calentamiento en el rango de temperaturas para los
cuales se utiliza agua caliente, ha crecido rápidamente en años recientes.
Cuando se utiliza vapor saturado de la misma manera que el vapor de presión positiva,
la temperatura del vapor puede ser cambiada rápidamente ajustando la presión, por
lo que es posible lograr una precisión en el control de la temperatura que no es posible con agua caliente. Sin embargo, una unidad de generación de vacío tiene que ser
utilizada en conjunto con el equipo, debido a que no provocará su caída por debajo de
la presión atmosférica, con sólo reducir la presión.
1.3.2. Vapor para impulso y movimiento
Este tipo de vapor es usado para propulsión (como una fuerza motriz), en aplicaciones
como las turbinas de vapor. Un ejemplo de su uso, que pudo haber sido familiar en el
pasado para la mayoría de las personas, es la locomotora de vapor pero en años recientes este tipo de uso es poco común; sin embargo, el desarrollo y evolución de las
tecnologías que utilizan vapor como medio motriz ha continuado hasta nuestros días.
1.4. Clasificación de los equipos consumidores
Los equipos consumidores son aquellos a los que llega el vapor para entregar su energía al producto o proceso; pueden ser de vapor indirecto o directo.
1.4.1. Vapor indirecto
El vapor que ingresa al equipo cede su calor latente de cambio de fase, transfiriendo
la energía a un fluido o al material de proceso. El vapor al ceder parte de su energía
se transforma en condensado y sale del intercambiador o serpentín por la presión del
sistema, mediante la apertura de una trampa de vapor. Generalmente este condensado
puede ser recuperado y llevado nuevamente a la caldera, siempre y cuando su flujo y
condición química lo justifiquen.
VAPOR
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2. Caldera
Una caldera es una máquina térmica que produce vapor a una presión generalmente
mayor que la atmosférica. A la máquina ingresa energía (aire–combustible), ésta se
transfiere a la sustancia de trabajo (frecuentemente agua), efectuándose el proceso
de evaporación. El mecanismo de transferencia de calor depende del tipo de caldera.
2.1 Tipos de calderas
Para los procesos que requieren vapor, es indispensable conocer la manera como éste
se usara; es decir, como medio de transporte de energía de un lugar a otro o para producir trabajo, como se señaló anteriormente; también será necesario conocer el tipo
de caldera en la que se produce el vapor. Finalmente, será preciso conocer la manera
como los usuarios finales requieren el vapor, si es de forma indirecta o directa. Dadas
todas estas condiciones, será posible definir el tipo de caldera para producir el vapor
requerido.
2.1.1. Por la disposición de los fluidos
Calderas Pirotubulares
En las calderas pirotubulares, como se aprecia en la Figura 2, los gases circulan por
dentro de los tubos y transfieren su energía al agua que los circunda. Pueden ser
puestas en marcha rápidamente, operan a presiones mayores a 300 psi, son de mayor
tamaño, peso y costo que las acuotubulares, y deben ser alimentadas con agua de gran
pureza. De acuerdo con la presión, se pueden subdividir en calderas de baja presión
(0 - 60 psig), de media presión (60 - 150 psig) y de alta presión (150 - 300 psig).
La combustión se realiza generalmente en la parte frontal de la caldera. Los gases calientes circulan por el tubo central y dependiendo del número de pasos, se devuelven
por los demás tubos hasta salir por la chimenea.
Al calentarse los tubos por efecto de la convección forzada de los gases, se inicia el
proceso de calentamiento del agua que está por fuera de los tubos, al llegar a su temperatura de saturación, se empieza a evaporar. Al seguir suministrando calor se puede
aumentar la presión de vapor, hasta el punto de ajuste admitido o calibrado, obteniendo vapor a las condiciones deseadas o requeridas para su aplicación.
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Figura 2. Caldera Pirotubular
Fuente: COLOMBIA, Ministerio de Minas y Energía, Colciencias, Universidad Pontificia
Bolivariana y Universidad Nacional. Sistemas de Combustión. [En línea]. Los autores, <http://
www.si3ea.gov.co/Eure/3/inicio.html> [Consulta: 10 de octubre de 2010].
Calderas Acuotubulares
Como se observa en la Figura 3, en las calderas acuotubulares, el agua circula por
dentro de los tubos y los gases que transfieren la energía al agua se encuentran circundándolos. Son equipos de bajo costo, simplicidad de diseño, exigen menor calidad
del agua de alimentación, son pequeñas y eficientes, pero necesitan mayor tiempo que
las pirotobulares, para responder a caídas de presión o para entrar en funcionamiento.
No trabajan a presiones superiores a 300 psig. De acuerdo con la presión se pueden
subdividir en calderas de baja presión (0 - 300 psig), media presión (300 - 900 psig) y
alta presión (900 - 2200 psig).
Las calderas acuotubulares o de tubos de agua están constituidas por tambores inferiores y superiores y tubos que los conectan, entre los cuales se encuentra el agua. En
la parte de arriba del domo superior (domo de vapor), se confina el vapor generado;
mientras que en el inferior está el agua con presencia de lodos, producto del tratamiento químico al que es sometida; esto se conoce como el domo de lodos.
El combustible utilizado puede ser sólido, líquido o gaseoso; pero generalmente utiliza
combustible sólido o al menos una mezcla de éste con un combustible líquido. El com-
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
bustible gaseoso se utiliza cuando la caldera dispone de un sistema de preignición, de
lo contrario se requiere iniciar la combustión manualmente.
Figura 3. Caldera Acuotubular
Fuente: COLOMBIA, Ministerio de Minas y Energía, Colciencias, Universidad Pontificia
Bolivariana y Universidad Nacional. Sistemas de Combustión. [En línea]. Los autores, <http://
www.si3ea.gov.co/Eure/3/inicio.html> [Consulta: 10 de octubre de 2010].
2.1.2. Por su configuración
De acuerdo con la forma en que estén dispuestas se clasifican en verticales y horizontales.
2.1.3. Por el tipo de combustible
Las que usan combustibles sólidos
Emplean carbón, bagazo o material vegetal. Son complejas de operar por la forma de
alimentar el carbón, generan cenizas y suciedad, y son de difícil control de la combustión. Su principal ventaja es que los combustibles son de bajo precio o en algunos
casos gratis, por tratarse de subproductos de un proceso como por ejemplo el bagazo
de caña de azúcar en la industria azucarera.
CALDERA
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Las que usan combustible líquido
Utilizan crudos livianos o pesados que deben ser atomizados para facilitar la mezcla
con el aire al momento de darse la combustión. Algunos deben ser precalentados para
mantener el punto de fluidez y permitir que sean trasegables, es decir, que el combustible pueda ser bombeado del lugar de almacenamiento al quemador.
Las que usan combustible gaseoso
Emplean, por ejemplo, gas natural. Son de fácil control de combustión y requieren
menos frecuencia de mantenimiento, pero generalmente son más costosas de operar
que las anteriores por el costo del combustible; además, requieren mayores cuidados
por tratarse de combustibles bastante explosivos. Su transporte se realiza por la propia presión del sistema lo que evita la presencia de piezas o elementos en movimiento.
2.1.4. Por el tiro
De acuerdo con la forma como ingresa el aire de combustión y la salida de los gases a
las calderas se clasifican en:
Las de tiro natural
En ellas la entrada y salida del aire de combustión y los gases no son asistidos por
ventiladores; el flujo de ellos se da por circulación natural debido a la diferencia de
densidad de estos fluidos.
Las presurizadas
Son aquellas que tienen un ventilador de tiro forzado para inyectar el aire de combustión al hogar, pero los gases producto de la combustión salen por la presión generada
en el mismo.
Las de tiro equilibrado
Tienen un ventilador de tiro forzado que inyecta aire de combustión y un ventilador de
tiro inducido que extrae los gases de combustión de la cámara, así mantiene la presión
del hogar ligeramente negativa (presión de succión).
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
Figura 4. Clasificación calderas por el tiro
Fuente: COLOMBIA, Ministerio de Minas y Energía, Colciencias, Universidad Pontificia
Bolivariana y Universidad Nacional. Sistemas de Combustión. [En línea]. Los autores, <http://
www.si3ea.gov.co/Eure/3/inicio.html> [Consulta: 10 de octubre de 2010].
2.1.5. Por el modo de gobernar la operación
De acuerdo con el tipo de control y la manera como se suministra el combustible las
calderas pueden ser de tipo manual, semi-automatico y automático, como se aprecia
en la Figura 5.
Las de tipo manual
En éstas la alimentación de carbón es realizada por un operario de forma irregular, de
acuerdo con la señal de presión de la caldera. Cuando la presión cae mas allá de un
valor mínimo determinado, indica que la planta está demandando vapor y que requerirá alimentación de combustible para mantener la presión de operación del sistema.
El control sobre la combustión es casi nulo y generalmente presentan baja eficiencia
térmica. Su costo inicial es bajo.
Las de tipo semiautomático requieren la asistencia de un operario para alimentar las
tolvas, éstas a su vez entregan el combustible a la caldera, de acuerdo con la demanda
de vapor de los procesos productivos. Presentan mejor eficiencia térmica que las manuales, pero requieren una mayor inversión inicial.
Las de tipo automático, en operación normal, no requieren de la asistencia de operarios.
CALDERA
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Figura 5. Clasificación de calderas de acuerdo con la alimentación de combustible
Fuente: COLOMBIA, Ministerio de Minas y Energía, Colciencias, Universidad Pontificia
Bolivariana y Universidad Nacional. Sistemas de Combustión. [En línea]. Los autores, <http://
www.si3ea.gov.co/Eure/3/inicio.html> [Consulta: 10 de octubre de 2010].
2.2. Componentes básicos
Los sistemas de vapor están compuestos básicamente por tres subsistemas: la generación de vapor, compuesto por la caldera; la distribución, compuesta por tuberías para
transportar el vapor del lugar de producción hacia los usuarios y el condensado, desde
los procesos hacia la caldera; y finalmente los consumidores finales, generalmente
equipos o procesos donde se requiere la energía transportada por el vapor.
2.2.1. Sistema de generación
El vapor necesario para los procesos de producción se genera en la caldera, considerada como el elemento fundamental de este servicio. La caldera esta conformada por
una serie de elementos que desempeñan funciones de control o seguridad.
2.2.2. Bomba de alimentación de agua
Equipo utilizado para transformar energía mecánica en energía cinética, generando
presión y velocidad al agua que ingresará a la caldera. Generalmente el agua es bombeada desde el tanque de recuperación de condensado o desde un tanque que contiene el agua de alimentación a temperatura ambiente hasta la caldera. Estas bombas
pueden operar continuamente mediante un sistema de control modulado o pueden
operar con un sistema on-off (prendido-apagado).
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
2.2.3. Sistema de alimentación de combustible (bomba-elevadorestubería)
De acuerdo con el tipo de combustible que utilice la caldera, el sistema de alimentación de combustible será diferente. Para el caso de calderas que consumen gas natural, la alimentación estará conformada por una red de tuberías y válvulas que regulan
caudal y presión de combustible. Cuando se trata de calderas que consumen combustibles líquidos, el sistema de alimentación estará conformado por un tanque de
almacenamiento, redes de tuberías con válvulas y acoples, bomba de alimentación de
combustible y sistema de precalentamiento para combustibles de alta densidad. Aquellas calderas que operan con combustibles sólidos poseen generalmente un depósito
de combustible y un sistema de bandas transportadoras y elevadores de cangilones,
que llevan desde el depósito hacia el hogar de la caldera.
2.2.4. Tanque de condensado
Se utiliza para colectar el condensado que retorna de los equipos o procesos que
consumen vapor indirecto y para ingresar el agua que debe reponerse al sistema. En
algunas aplicaciones, este tanque sirve para adicionar sustancias químicas que regulan la calidad del agua que ingresa a la caldera. Desde este tanque se puede alimentar
directamente a la caldera o se puede llevar el agua al tanque desaireador en caso que
el sistema de vapor lo requiera.
2.2.5. Sistema de recuperación de calor
Para aumentar la eficiencia global de los sistemas térmicos, suele utilizarse equipos de
recuperación de calor, cuando se encuentran calores de desecho en el proceso. Para
el caso de las calderas se usan comúnmente los precalentadores de aire que aprovechan parte de la energía de los gases de combustión que saldrían a altas temperaturas
al ambiente, para calentar el aire que ingresa a la caldera como comburente o aire
de combustión. De igual manera existen los economizadores o calentadores de agua,
que también aprovechan el calor de desecho de los gases para aumentar la energía
del agua que ingresa a la caldera. Ambos equipos permiten ahorros importantes de
combustible.
2.2.6. Válvulas de seguridad
Los equipos y elementos que componen un sistema de vapor están sometidos a altas
presiones. Cuando la presión de vapor se acerca a la de diseño, es necesario liberar
presión para evitar explosiones que pueden causar graves consecuencias tanto para
las personas como para las instalaciones cercanas. Para prevenir aumentos súbitos de
presión se instalan válvulas de seguridad que al sensar determinada presión abrirán
CALDERA
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para desalojar fluido y aliviar presión. En los sistemas de vapor, las válvulas se encuentran ubicadas en las calderas, en el tanque de retorno de condensado, en los desaireadores y posiblemente en algún equipo consumidor que lo requiera.
2.2.7. Tanque acumulación (Buffer)
Utilizado para acumular vapor a la salida de la caldera, su principal función es aumentar la capacidad o la disponibilidad de vapor en los procesos donde la demanda es
variable, permitiendo que no disminuya la presión del sistema.
2.2.8. Otros elementos de las calderas
Existen otros elementos fundamentales para el correcto funcionamiento del sistema
de generación de vapor, son accesorios de medición para el control de las condiciones
de operación de la caldera, tales como manómetros, termómetros, indicadores de nivel
de agua, medidores de caudal para vapor, aparatos de alarma, entre otros.
Figura 6. Otros elementos de las calderas
Fuente: COLOMBIA, Ministerio de Minas y Energía, Colciencias, Universidad Pontificia
Bolivariana y Universidad Nacional. Sistemas de Combustión. [En línea]. Los autores, <http://
www.si3ea.gov.co/Eure/3/inicio.html> [Consulta: 10 de octubre de 2010].
2.3. Distribución de vapor
Posterior a la generación del vapor en la caldera, es necesario un medio para llevar la
energía del vapor hacia los procesos que lo requieren. Este medio es la red de distribución de vapor y retorno de condensado, las que a su vez están conformadas por una
serie de líneas o redes generalmente de acero cuya función es llevar el vapor desde la
caldera hacia los equipos consumidores.
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
Las redes deben ser seleccionadas de acuerdo con el flujo y presión que circula por
ellas; una mala selección ocasionará perdidas de energía y daños en válvulas, trampas
de vapor o equipos consumidores. La velocidad media del vapor y el condesado no
debe sobrepasar 50 m/s y 5 m/s, respectivamente.
Trampas de vapor
Se utilizan para desalojar condensado de las líneas de distribución o a la salida de
los intercambiadores de un equipo consumidor. Las trampas abren en presencia de
condensado y cierran en presencia de vapor. Garantizan el buen funcionamiento de
tuberías y elementos de la red y contribuyen al uso eficiente de la energía. Se pueden
clasificar según su ubicación en el sistema de vapor o según su forma de operación.
• Clasificación según su ubicación
Trampas en la red: ubicadas en la red de distribución de vapor, en lugares donde se
produce fácilmente el condensado; por ejemplo depósitos o bolsillos y tramos de tubería con reducciones. También suelen ubicarse trampas al menos cada 30 metros,
debido a que el vapor que circula pierde energía con el ambiente y puede condensarse.
Estas trampas protegen los diferentes elementos de la red contra el efecto martillo
(water hammer), producido por el choque del condensado a alta velocidad.
Trampas de proceso: el vapor que ingresa al equipo o proceso demandante de energía
cede su calor latente transformándose en condensado. Éste debe ser desalojado para
evitar pérdidas de calor e inundación del serpentín o intercambiador de calor. Para
ello se ubican trampas de vapor a la salida del equipo de intercambio de calor.
Trampas de circuito de calentamiento: algunas redes de transporte y distribución de
líquidos requieren el calentamiento continuo del fluido para mantener bajos niveles de
viscosidad haciendo posible el bombeo. Para mantener estas temperaturas se ubican
serpentines con circulación de vapor, arrollados a la tubería o red de bombeo, el que
se transforma en condensado al ceder su energía y posteriormente ser desalojado del
sistema mediante la instalación de trampas.
CALDERA
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Figura 7. Trampas de vapor
Fuente: COLOMBIA, Ministerio de Minas y Energía, Colciencias, Universidad Pontificia
Bolivariana y Universidad Nacional. Sistemas de Combustión. [En línea]. Los autores, <http://
www.si3ea.gov.co/Eure/3/inicio.html> [Consulta: 10 de octubre de 2010].
• Clasificación según su operación
Mecánicas: trabajan con el principio de diferencia entre la densidad del vapor y la del
condensado. Por ejemplo, un flotador que asciende a medida que el nivel del condensado se incrementa, abriendo una válvula, pero que en presencia del vapor la mantiene
cerrada o una trampa de balde invertido que en presencia de vapor asciendº por la
fuerza ejercida por éste cerrando la válvula y abre cuando se encuentra con presencia
de condensado.
Termostáticas: operan por la percepción de la temperatura del condensado. Cuando la
temperatura cae a un valor específico por debajo de la temperatura del vapor, la trampa termostática abrirá para liberar el condensado. Ejemplos de ellas son las trampas
bimetálicas que operan por la diferencia de coeficiente de expansión térmica entre
varillas que se encuentran unidas y que empujan un vástago según la temperatura
que censan.
Termodinámicas: operan con la diferencia entre el flujo del vapor sobre una superficie,
comparada con el flujo del condensado sobre la misma superficie. El vapor o el gas
fluyendo sobre la superficie crean un área de baja presión. Este fenómeno es empleado
para mover la válvula hacia el asiento y así cerrar su paso.
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
Figura 8. Clasificación trampas según la operación
Fuente: COLOMBIA, Ministerio de Minas y Energía, Colciencias, Universidad Pontificia
Bolivariana y Universidad Nacional. Sistemas de Combustión. [En línea]. Los autores, <http://
www.si3ea.gov.co/Eure/3/inicio.html> [Consulta: 10 de octubre de 2010]
CALDERA
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3. Combustión
Se llama combustión a la combinación química de una sustancia, combustible, con
el oxígeno (O2) del aire combinándose rápidamente y con desprendimiento de calor;
como consecuencia, el de combustión es un proceso de oxidación.
El proceso de combustión en una caldera convierte la energía química del combustible
en energía térmica y se produce por la mezcla de un combustible (C) con el oxígeno del
aire (O2), utilizando para ello un quemador, equipo de mezcla y una energía de activación. El oxígeno es el único elemento que permite la combustión, la fuente principal de
oxígeno es el aire. El aire contiene 21% de oxígeno y 79% de nitrógeno; el nitrógeno
no forma parte del proceso de combustión y obviamente este elemento o sustancia se
calienta desde la temperatura ambiente hasta la temperatura de los gases.
Los componentes primarios que intervienen en el proceso de combustión son el carbono (C) y el hidrógeno que se combinan con el oxígeno presente en el aire (O2) y el
vapor de agua (H2O); si la combustión es incompleta forma como producto CO. El
combustible se debe convertir en gas antes de oxidarse, para que eso ocurra debe
existir una mezcla de gas y aire que se inflame y eleve la temperatura de la mezcla
hasta la de la inflación o ignición. El proceso de la combustión inicia cuando el aire y el
combustible se combinan y se llevan a la temperatura de combustión o de encendido.
3.1. Exceso de aire
Cada combustible requiere cierta cantidad de oxígeno o aire, para que la combustión
en la práctica se realice completamente. Si se mezcla el oxígeno del aire de acuerdo
con la relación estequiométrica, la reacción de combustión no se llevará a cabo completamente debido a las diferencias en composición del combustible, período de respuesta al cambio de carga, condiciones de operación variables y tiempo de respuesta
del combustible. La cantidad correcta para que se lleve a cabo la combustión completamente es la correspondiente al porcentaje de exceso de aire mínimo permisible y
este depende en parte del combustible y del tipo de caldera.
En el caso de calderas pirotubulares de combustible diesel, el porcentaje mínimo permisible de exceso de aire es del orden de un 20%, no sólo depende del exceso de aire
con que se alimente sino de la presión y temperatura de atomización del combustible,
de la presión de atomización del aire, de la regulación de la velocidad de la llama en
el quemador (llama atrasada o adelantada) y de la automatización del sistema de combustión de la caldera (O2).
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Si una caldera opera con un contenido de oxígeno menor que el mínimo permisible, se
formará hollín en los gases de escape, gases de combustión a la salida, y la combustión será parcial, perdiéndose combustible no quemado. Si el contenido de exceso de
oxígeno es mayor que el mínimo permisible, el proceso de combustión será completo,
pero la temperatura de los gases de escape será elevada perdiéndose energía térmica
en el proceso de generación de vapor.
3.2. Combustibles
El combustible es toda aquella sustancia que sea capaz de arder. Por lo tanto se debe
poder combinar con el oxígeno de manera rápida; además, en el transcurso de la reacción, se va a desprender una gran cantidad de calor.
Por otra parte, el combustible industrial es toda aquella sustancia capaz de arder,
empleada siempre y cuando en esa reacción no sea necesario realizar un proceso complicado y caro, y que además el combustible no sirva para algo más rentable o noble.
Estos combustibles se caracterizan por ser mezclas o combinaciones de pocos elementos en general. La mayor parte de un combustible industrial lo constituyen los
elementos combustibles; es decir, carbono, hidrógeno y azufre, el resto son considerados impurezas. Las impurezas siempre originan problemas tecnológicos y por lo tanto
económicos.
3.2.1. Características de un combustible industrial
Las características de un combustible y en particular las del industrial, son las que van
a determinar la posibilidad de utilizar esa sustancia en un momento determinado. Una
de las propiedades que más interesa de un combustible es su poder calorífico.
Poder calorífico
Se define como poder calorífico de un combustible, a la cantidad de calor que se obtiene de la oxidación completa, a presión atmosférica, de los componentes de la unidad
de masa (o volumen) de dicho combustible.
Habitualmente se expresa en las siguientes unidades
• Combustibles sólidos: kWh/kg.
• Combustibles líquidos: kWh/kg ó kWh/l.
• Combustibles gaseosos: kWh/kg ó kWh/Nm3. (*)
(*) Nm3 (Normal m3): es el gas contenido a condiciones normales de presión y temperatura. A veces se utiliza Sm3 (Estándar m3) que es el gas contenido a condiciones
estándar de presión y temperatura.
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
• Poder Calorífico Inferior (PCI): es la cantidad de calor que puede obtenerse en
la combustión completa de la unidad de combustible, si en los productos de la combustión, el agua está en forma de vapor. En este caso una parte del calor generado
en las oxidaciones se utiliza para evaporar el agua, por tanto esta parte del calor
no se aprovecha.
• Poder Calorífico Superior (PCS): en los productos de la combustión el agua
aparece en forma líquida, por lo que se aprovecha todo el calor de oxidación de los
componentes del combustible. Habitualmente el agua se evacúa con los humos en
fase vapor, por lo que el poder calorífico más comúnmente utilizado es el inferior.
Temperatura de combustión
La temperatura de combustión va a aumentar con el poder calorífico y con la cantidad
de residuos y productos que se generen en la combustión.
Residuos de combustión
Es lo que no arde en un combustible. Son de dos clases, según la fase en la cual se
encuentren:
• Gaseosos: están en el seno de los humos o gases que se desprenden de los combustibles. La combustión se realiza normalmente en la fase gaseosa.
• Sólidos: cenizas o escorias. Las cenizas o escorias de un combustible están formadas por la parte orgánica del mismo. Son perjudiciales tanto por su naturaleza
como por su cantidad. Por su naturaleza, porque pueden atacar el hogar o caldera
o porque pueden contaminar el producto de cocción. Por su cantidad, porque entorpecen el desarrollo normal de la combustión. Hay que limpiar con más frecuencia el hogar y hay que pagar además por eliminar y transportar las escorias.
3.2.2. Clasificación de los combustibles
Se pueden clasificar según su origen, grado de preparación o estado de agregación.
• Combustibles según su origen: fósiles que proceden de la fermentación de los
seres vivos; no fósiles que son los restantes.
• Combustibles según su grado de oreparación: los naturales que se utilizan tal
y como aparecen en su origen; y los elaborados que antes de ser consumidos se
someten a determinados procesos de transformación.
• Combustibles según su estado de agregación:
Sólidos: se encuentran en tal estado en la naturaleza o una vez transformados. Por
ejemplo, la madera, el carbón.
COMBUSTIÓN
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Líquidos: cualquier líquido que pueda ser usado como combustible y que pueda
ser vertido y bombeado.
Gaseosos: se encuentran en estado gaseoso. Se incluye el gas natural y todas sus
variedades. También el gas de carbón, de petróleo, de altos hornos, gas ciudad y
diversas mezclas.
Tabla 1. Clasificación de los combustibles
Maderas y residuos vegetales
Turbas
Naturales
Carbón
SÓLIDOS
Lignitos
Hullas
Antracita
Coques (carbón y pretóleo)
Artificiales
Aglomerados y briquetas
Carbón vegetal
Naturales (fermentación-hidrólisis)
Alcoholes
LÍQUIDOS
Artificiales
Residuales
Lejías negras
Gasóleos
Derivados del petróleo
Fuelóleos
Residuales
Fuel-Gas
GSA Natural
Diferentes familias
Gases licuados del
petróleo (GLP)
Propanos y butanos
Gas de Alto Horno
GASEOSOS
Gas de Coque
Artificales o elaborados
Gas Pobre
Gas de Agua
Gas Ciudad
Biogás
FUENTE: GARCÍA, Ricardo San José. Combustión y Combustibles, 2001. [En línea]. <http://www.
energia.inf.cu/iee-mep/SyT/CDG/Taller1BURE/COMBUSTION.PDF> [Consulta: 17 de enero de
2010]
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
Combustibles sólidos
El origen de los combustibles sólidos es ciertamente remoto. Desde el descubrimiento
del fuego el hombre los viene utilizando, entre otros fines, para alimentar ese fuego
o fuente de calor. Los combustibles sólidos naturales son principalmente la leña, el
carbón y los residuos agrícolas de diverso origen. Los combustibles sólidos artificiales son los aglomerados o briquetas, coque de petróleo y de carbón y carbón vegetal.
Los aglomerados o briquetas son transformados a partir de los combustibles sólidos
naturales. Las briquetas se obtienen aglomerando grano menudo y polvo de carbón.
Los combustibles sólidos artificiales son el resultado de procesos de pirogenación. La
pirogenación es un proceso mediante el cual, aplicando calor sin contacto con el aire,
se obtienen los combustibles sólidos artificiales (por ejemplo, en las carboneras).
La madera se ha empleado como combustible sólido desde que se descubrió el fuego.
Hasta mediados del siglo XVIII era prácticamente el único combustible utilizado. El
desarrollo industrial fue el que propició el uso de otros combustibles más eficientes y
potentes, como por ejemplo el carbón.
• Madera
Está compuesta por fibras leñosas, nitrógeno, savia y agua. El nitrógeno forma parte
de la estructura vegetal de la madera. La savia es una disolución acuosa con sales
inorgánicas, azúcares, celulosas. El agua es el principal componente no inflamable de
la madera.
En invierno es cuando la madera contiene menos agua. El porcentaje de las cenizas o
residuos de la combustión es pequeño. Suelen contener fosfatos, silicatos, carbonatos,
Na, K, Fe Mg, Mn.
El proceso de formación de la madera es un proceso endotérmico (reacción de la vida).
Su temperatura de inflamación se sitúa por los 250 - 300ºC y arde con llama larga. Las
unidades de medición son: Metro Cúbico, es una masa de madera maciza que llena 1
m3; y Estéreo, cantidad de leña partida y apilada que llena el volumen aparente de 1 m3.
Clasificación de las maderas.- Atendiendo al peso específico y a la resistencia que presenten se pueden clasificar en duras y blandas. Las duras tienen un peso específico
mínimo de 0,55, proceden de árboles con hoja ancha como pueden ser manzano, peral,
cerezo, nogal, roble, entre otros; las blandas corresponden a un peso específico menor
de 0,55 y proceden del pino, el abeto y el tilo, entre otras especies.
• Carbón
Por su composición química, el carbón es un combustible fósil sólido, en su formación se
lleva a cabo un proceso de descomposición de vegetales, en el que intervienen, sobre todo,
COMBUSTIÓN
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los ácidos húmicos. Robert Potonié (científico alemán dedicado a la palinología, disciplina
de la botánica dedicada al estudio del pólen y las esporas, particularmente fosilizadas),
considera que los carbones se pueden clasificar en: Sapropelitos o rocas de fermentación
pútrida; Rocas Húmicas derivadas de la descomposición de las plantas y Liptobiolitos.
La lignina parece ser, hoy por hoy, la responsable de la formación de los carbones. En
el proceso de formación del carbón, las plantas sufren la putrefacción. La celulosa es
atacada por bacterias y como compuesto hidrocarbonado que es, se descompone en
diversos productos. La lignina, sin embargo, sólo se descompone en ácidos húmicos
pues posee una estructura aromática que no se perderá en su descomposición.
Los componentes fundamentales del carbono son: combinaciones hidrogenadas, combinaciones oxigenadas, combinaciones nitrogenadas y combinaciones sulfuradas. Todas estas combinaciones tienen la particularidad que el carbono se presenta en ellas
formando una estructura bencénica (anillos).
En cuanto a los yacimientos carboníferos podemos decir que se pueden clasificar en
dos tipos, autóctonos y alóctonos. En los autóctonos, el carbón se ha formado en el
mismo lugar en el que se han depositado los restos vegetales de los cuales procede;
a este tipo responden la mayor parte de los yacimientos. En los alóctonos, los restos
vegetales de los cuales procede el carbón han sido arrastrados por los ríos y por las
mareas, han sufrido las transformaciones y posteriormente se forma el depósito carbonífero; es decir, el depósito o yacimiento se va a formar lejos del lugar donde crecieron
los vegetales que les dieron origen.
Un carbón está compuesto por carbono, hidrógeno, oxígeno, nitrógeno, azufre, agua.
También puede tener componentes inorgánicos que proceden de diferentes lugares;
estos componentes dan lugar a las cenizas tras la combustión. Todos los elementos que
forman el carbón pueden alterar las características del combustible, beneficiándolo o
perjudicándolo. Por ejemplo, la humedad y las cenizas no modifican las cualidades intrínsecas del combustible, pero van a modificar el poder calorífico y la inflamabilidad.
La humedad de un carbón disminuye el PCI, aumenta además el volumen de gases de
combustión, disminuyendo de este modo el rendimiento del combustible. Las cenizas
no sufren combustión, pero forman óxidos en las escorias, lo que puede impedir el
contacto con el aire, atacan la instalación, y apantallan el proceso. Un dato importante
sobre las cenizas es su punto de fusión; si se alcanza esta temperatura, las cenizas fundidas se escurren por la parrilla y pueden provocar grandes daños en la instalación.
Se denomina valor de un combustible a la relación entre el contenido de carbono y el
contenido en hidrógeno (C/H). Cuanto mayor sea esta relación, mayor será su valor.
Además, el valor va a disminuir con la aparición de oxígeno, azufre, agua (humedad),
cenizas, etc.
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
• Hullas
Son los carbones que poseen el siguiente grado de carbonificación a los lignitos. Las
hullas son carbones que presentan un interés mayor que los anteriores porque pueden
aportar más energía. El poder calorífico oscila entre las 7500-8000 kcal/kg, refiriéndolas a materias secas. Se formaron en tres épocas diferentes del periodo carbonífero:
Dinantiense, Estafaniense y Westfaliense.
• Antracita
Es el carbón que tiene un mayor poder calorífico. Es el más duro y más denso. Se emplea para procesos de gasificación directa y algún tipo de aplicación metalúrgica de
baja capacidad. Las épocas de carbonificación son: Estefaniense y Westfaliense.
Combustibles líquidos
Los combustibles líquidos, desde el punto de vista industrial, son aquellos productos
que provienen del petróleo bruto o del alquitrán de hulla. Se clasifican según su viscosidad o según su fluidez, si es que proceden del alquitrán de hulla.
Figura 9. Clasificación de los combustibles líquidos
Según su viscosidad
Alquitrán de hulla
- Ligero
- Pesado
Según su fluidez: de acuerdo a la temperatura a la
cual el combustible se vuelve fluido (*)
Petróleo bruto: tiene muchos compuestos hidrocarbonados de naturaleza
parafínica, naftalínica y aromática, que abarcan una gran cantidad de
diferentes compuestos hidrocarbonados.
(*) la composición de éstos serán las sustancias menos volátiles que se obtienen en la rectificación primaria de la hulla.
FUENTE: GARCÍA, Ricardo San José. Combustión y Combustibles, 2001. [En línea]. <http://www.
energia.inf.cu/iee-mep/SyT/CDG/Taller1BURE/COMBUSTION.PDF> [Consulta: 17 de enero de
2010]
COMBUSTIÓN
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El crudo de petróleo contiene un gran número de compuestos hidrocarbonados de
diversas clases. A partir del crudo de petróleo podemos obtener un gran número de
combustibles líquidos. El petróleo resulta ser la fuente por antonomasia de combustibles líquidos. Los principales combustibles líquidos son:
•
•
•
•
•
Gasolinas: abarcan compuestos hidrocarbonados que van desde C4 a C10.
Kerosenos: C10 a C14: cadenas hidrocarbonadas de 10 a 14 átomos de C.
Turbo reactores: C10 - C18/C14.
Gasóleos: C15 - C18.
Fuel-oil: van a ser lo que tengan un punto de destilación más alto; es decir, los de
mayor número de átomos de carbono y los más pesados.
Como derivados que son del petróleo crudo, los combustibles líquidos están formados
básicamente por compuestos hidrocarbonados. Pueden contener, además, O2, S, N.
Las principales características de un combustible líquido serán: poder calorífico, densidad específica, viscosidad, volatilidad, punto de inflamación, punto de enturbiamiento y congelación, contenido de azufre, punto de anilina y presión vapor Reid.
Poder calorífico de los combustibles líquidos: es el calor de combustión o energía
liberada cuando se somete el combustible a un proceso de oxidación rápido, de manera que el combustible se oxida totalmente y desprende una gran cantidad de calor que
es aprovechable a nivel industrial.
Densidad específica o relativa de los combustibles líquidos: fue la primera característica que se utilizó para catalogar los combustibles líquidos. Los combustibles
se comercializan en volumen, por ello es importante saber la densidad que tienen a
temperatura ambiente.
Se define la densidad específica como:
La escala más comúnmente utilizada es la escala en grados API (a 15ºC). API definió
sus densímetros perfectamente, estableciendo sus características y dimensiones en
las especificaciones.
Las densidades específicas o relativas de los combustibles líquidos varían pero los más ligeros serán los que tengan menor contenido en átomos de carbono. De este modo, las gasolinas serán las que tengan menor densidad específica, mientras que los fuelóleos serán
los que mayor densidad específica tengan. Esto se comprueba con los siguientes datos:
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
Gasolinas: 0,60/0,70
Gasóleos: 0,825/ 0,860
Fuelóleos: 0,92/1
Es importante conocer la densidad específica y la temperatura a la que se mide, porque los combustibles líquidos se comercializan midiendo su volumen, el cual va a variar con la temperatura.
De acuerdo con la organización internacional ASTM, existen ecuaciones que correlacionan la variación de densidad con la variación de la temperatura.
La viscosidad mide la resistencia interna que presenta un fluido al desplazamiento
de sus moléculas. Esta resistencia viene del rozamiento de unas moléculas con otras.
Puede ser absoluta o dinámica, o bien relativa o cinemática.
La fluidez es la inversa de la viscosidad. Por ello la medida de la viscosidad es importante porque da una idea de la fluidez del combustible, permite apreciar la posibilidad
del bombeo de un producto en una canalización y de este modo permite saber si es
posible tener un suministro regular. La viscosidad es muy importante en el caso de los
fuel-oils, dado que éstos se clasifican siguiendo criterios de viscosidad a una determinada temperatura. La unidad de la viscosidad es el Poise: g.cm-1.s-1
La viscosidad cinemática se define como:
La viscosidad relativa se define como:
Para medir la viscosidad en combustibles líquidos se emplea un viscosímetro de vidrio. Es muy importante decir la temperatura a la cual se ha evaluado la densidad.
Existen diversas escalas para expresar la viscosidad de un producto petrolífero y existen también ecuaciones de correlación entre ellas. El hecho de que un combustible (o
un líquido en general) tenga la viscosidad muy alta quiere decir que es poco fluido.
La volatilidad se determina con la curva de destilación. Un combustible líquido es
una fracción de la destilación del crudo de petróleo. El resultado dependerá de dónde
se corte en la destilación; es decir, de las temperaturas donde se recoja el intervalo
de destilación. No se tendrá una temperatura única sino que a medida que el volumen
recogido va aumentando, va variando la temperatura.
COMBUSTIÓN
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La temperatura va ascendiendo porque se tiene otros compuestos con más átomos de C
en la cadena, que se van evaporando poco a poco. Después se condensan al ponerse en
contacto con las paredes frías y se recogen. Así, cuanto mayor sea la temperatura, se
evaporarán los más pesados, los de mayor número de átomos de carbono en la cadena.
El punto de inflamación se define como la mínima temperatura a la cual los vapores
originados en el calentamiento, a una cierta velocidad de una muestra de combustible,
se inflaman cuando se ponen en contacto con una llama piloto de una forma determinada; esto en lo que se refiere a un combustible líquido. El punto de inflamación da
una idea de la cantidad de compuestos volátiles o muy volátiles que puede tener un
combustible. Teniendo en cuenta el punto de inflamación se podrá estimar cuales van
a ser las condiciones de almacenamiento de ese combustible. Según como vayan a ser
las condiciones de almacenamiento, el punto de inflamación se determinará en vaso
abierto Cleveland o en vaso cerrado Perski-Maters.
Todas las características que se han mencionado se refieren al número de átomos de
carbono en las cadenas. El punto de enturbiamiento sólo se aplica a los gasóleos y
es la temperatura mínima a la que, sometiendo el combustible a un enfriamiento controlado, se forman en el seno del mismo los primeros cristales de parafina (de cadenas
carbonadas lineales, alcanos. Son los de mayor punto de congelación y los más pesados.
Los componentes más pesados son los que cristalizan y solidifican antes, son los de más
alto punto de congelación (lo hacen con “más calor”). Esto va a dificultar el fluir del combustible. Esta característica se suele sustituir hoy en día por el punto de obstrucción del
punto en frío (PDF), que consiste en una prueba análoga a la anterior (se observa la formación de los primeros cristales de parafina), pero que se realiza de un modo distinto.
El punto de congelación se diferencia con el punto de enturbiamiento en el termómetro utilizado. Se aplica a gasóleos y a fuel-oils. En el punto de enturbiamiento el
termómetro toca el fondo del tubo de ensayo; en la prueba del punto de congelación,
no se toca el fondo del tubo de ensayo, debido a que aquí se mide la temperatura a la
cual se ha solidificado toda la muestra.
En el de enturbiamiento es visible la solidifican de los primeros cristales (es decir,
los de punto de congelación más alto). En el de congelación ya ha solidificado toda
la muestra. Si se pone el tubo horizontal, la muestra no debe moverse durante tres
segundos. En la Prueba de enturbiamiento son visibles los cristales de compuestos
parafinados, que son los que tienen el punto de congelación más alto.
El contenido de azufre que se encuentra en un combustible líquido, deriva del crudo
de petróleo del que procede el combustible y a veces puede derivar de algún proceso
al que ha sido sometido en el fraccionamiento. El contenido en azufre debe ser el menor posible, dado que la legislación marca unos límites en este sentido.
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
Los problemas que puede provocar el azufre contenido en un combustible líquido son:
• Corrosiones en los equipos en los que se quema el combustible, en equipos auxiliares (chimeneas), precalentadores de aire.
• Contaminación ambiental, que se debe evitar.
• Influencia sobre el poder calorífico del combustible, puede variarlo bastante haciendo que sea menor.
• Si se está utilizando el combustible en una planta donde se van a utilizar los gases
de combustión, el azufre puede generar problemas al entrar en contacto directo
con lo que se está produciendo en la planta.
El punto de anilina es la temperatura mínima a la cual una mezcla de anilina y muestra al 50% en volumen, son miscibles (la anilina es una fenil-amina). Se trata pues de la
temperatura de solubilidad de la anilina y la muestra. Este punto caracteriza muy bien
a los productos petrolíferos, pues tanto éstos como la anilina son compuestos aromáticos, y como lo semejante disuelve a lo semejante, resulta que si el punto de anilina es
bajo, el contenido de aromáticos es mayor; y si es alto, el contenido de parafinas será
entonces mayor. De este modo es posible determinar si un petróleo tiene un carácter
más parafinado o más aromático.
El ensayo para determinar el punto de la anilina consiste en meter la muestra en un
baño de calentamiento; a temperatura ambiente son miscibles. Se aumenta la temperatura hasta que se mezclan, que será cuando la mezcla se vuelve transparente (aquí
es cuando se ve el filamento de la bombilla que está situada detrás del tubo de ensayo,
sujeta a la placa metálica que sostiene el tubo).
Aunque no sea una medida exacta de la volatilidad, la Presión de Vapor de Reid (VPR),
mide la tendencia que presenta el combustible a pasar a fase vapor. Para determinarla se mide la presión de vapor formado en el calentamiento de una muestra de un
combustible líquido a 37,8 ºC (ASTM-D323). Esta prueba se emplea para saber qué
ocurrirá en el almacenamiento de los productos en la refinería. Este ensayo no es una
medida de la presión de vapor real, porque el aire que contiene la cámara va a estar
en contacto con los vapores que se producen en el ensayo. Pero sí es una medida indirecta de elementos ligeros o muy volátiles que contiene el combustible a ensayar.
Los resultados de la prueba permitirán tomar decisiones frente al almacenamiento y
transporte del combustible.
Para hacer esta ensayo hay que tener cuidado de no perder materia volátil de la muestra, durante su manipulación. Se leerá la presión en el manómetro, siendo ésta una
medida indirecta de las materias volátiles que contiene.
COMBUSTIÓN
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Combustibles gaseosos
Se denominan combustibles gaseosos a los hidrocarburos naturales y a los fabricados
exclusivamente para su empleo como combustibles, además a aquellos que se obtienen como subproducto en ciertos procesos industriales y que se pueden aprovechar
como combustibles.
La composición de éstos varía según la procedencia de los mismos, pero los componentes se pueden clasificar en gases combustibles (CO, H2, (HC)) y otros gases (N2,
CO2, O2).
Los combustibles gaseosos se clasifican en:
• Combustibles gaseosos naturales
• Combustibles gaseosos manufacturados
Es importante conocer el porcentaje de los componentes que integran los gases, para
ello se usan los mismos procedimientos que para el análisis de los gases de combustión.
Existe otra clasificación de los combustibles gaseosos que se refiere a su grado de
intercambiabilidad. Esto nos permite clasificar los combustibles gaseosos en tres familias, 1ª, 2ª y 3ª.
En las propiedades de los combustibles gaseosos, además del poder calorífico, se
señala la viscosidad. Al aumentar la temperatura aumenta la viscosidad.
En la combustión de un combustible gaseoso es fácil deducir que la mezcla con el
comburente se realiza de una manera fácil. El modo en que se realiza la combustión es
igual que para un combustible sólido o líquido. En general, se sigue utilizando el aire
como comburente, aunque a veces se usa el oxígeno; en este caso es necesario el uso
de quemadores. La combustión es rápida, pero no instantánea, por lo que es necesario
un tiempo de mezcla para facilitar la reacción.
La combustión es una reacción de oxidación. La llama es la fuente de calor de esta
reacción. En todo proceso de combustión hay tres condiciones que se deben cumplir:
• Para que puede iniciarse y propagarse la combustión, hace falta que simultáneamente el combustible y el comburente esté mezclado en cierta proporción y que la
temperatura de la mezcla sea localmente superior a la temperatura de inflamación.
• Para que la combustión se mantenga debe ocurrir que los productos originados en
la combustión se evacúen a medida que se producen y que la alimentación tanto del
comburente como del combustible sea tal, que se cumplan las condiciones expuestas.
• Para que la combustión se realice en buenas condiciones, el aire empleado en la
combustión debe ser el correspondiente a una combustión completa sin exceso de
aire; además, debe haber una determinada turbulencia y un tiempo determinado.
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
• Características de la combustión de gases
• Temperatura de ignición: la temperatura de ignición es la mínima a la que puede
iniciarse y propagarse la combustión en un punto de una mezcla aire-gas. El autoencendido de una mezcla aire-gas se produce sobre los 650 – 700º C.
• Límites de inflamabilidad: se entienden como los porcentajes de aire y gas que presenta una mezcla de ambos para que pueda iniciarse y propagarse la combustión
de dicha mezcla. Normalmente se expresa en porcentaje de gas combustible en la
mezcla. Tanto el exceso de combustible como de comburentes son perjudiciales
para la combustión, fuera de los límites de inflamabilidad.
• Velocidad de deflagración: es la velocidad de propagación de una llama estable.
• Parámetros interesantes en la combustión de gases
El soporte físico de la combustión de gases son los quemadores. El quemador es el
órgano destinado a producir la llama; lo hace poniendo en contacto las cantidades necesarias de aire y de gas para que se realice la combustión. El quemador debe regular
una serie de aspectos, como son:
•
•
•
•
La mezcla aire-gas, que debe ser adecuada en todo momento
Caudales de aire y de gas.
Estabilidad de la llama.
Dimensiones y forma de la llama, esto lo hace para poder adecuar la llama al recinto de combustión.
• Poder de radiación de la llama en un momento determinado
Los quemadores se pueden clasificar por el número o por el tipo de combustible con
que funcionan, o también por el modo de funcionamiento.
Número o tipo de combustible:
• Multigas: funcionan con varios gases a la vez.
• Mixtos: pueden funcionar con distintos tipos de combustibles, pero no a la vez.
• Marcha simultánea: queman a la vez gas y otro tipo de combustibles (líquido o
sólido).
• Marcha alternativa: sólo pueden quemar un tipo de combustible determinado.
Modo de funcionamiento:
• Atmosférica: tienen llama corta, baja presión, el aire entra con ayuda de ventiladores.
• De presión: presión de hasta 3 atm.
• Boca radiante: la entrada de la mezcla se realiza a través de unas boquillas de un
material refractario especial que se calienta hasta la incandescencia durante el
funcionamiento, lo que facilita la combustión de los gases.
COMBUSTIÓN
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• Cálculos de combustión
Los cálculos de combustión son análogos a los ya vistos, han de hacerse siempre en
volumen. Si estamos quemando una mezcla se gases, cada uno tendrá una ecuación
independiente.
• Ventajas de los combustibles gaseosos
• Facilidad de manejo y transporte por tuberías.
• No presentan cenizas ni materias extrañas.
• El control de la combustión es mucho más fácil, lo que permite mantener la temperatura de combustión aún con demandas variables.
• Posibilidad de regular la atmósfera de los hornos para conseguir atmósferas reductoras según convenga.
• Posibilidad de calentar el gas en regeneradores y recuperadores, elevando de esta
manera la temperatura de combustión, y por lo tanto, aumentando el rendimiento
térmico.
• Proceden o suelen proceder de combustibles sólidos de baja calidad, lo que permite darles un uso mejor.
• Es posible determinar su composición exacta, por lo que es posible determinar
bastante bien su poder calorífico.
• A igualdad de calor cedido, la llama que origina un combustible gaseoso es más
corta que la que origina un combustible sólido o uno líquido.
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
4. Impactos ambientales
generados en la producción de
vapor
4.1. Emisiones atmosféricas
A la hora de seleccionar el combustible y de optimizar el proceso de combustión se
deben considerar aspectos relacionados con la emisión de agentes contaminantes.
Las normas actuales restringen estas emisiones y de hecho, uno de los factores más
importantes en el diseño de dispositivos de combustión en la actualidad, reside en el
control de emisiones contaminantes.
Estas emisiones tienen diversos efectos negativos:
• Afectan al equilibrio de la atmósfera terrestre: efecto invernadero, desaparición de
la capa de ozono, alteración de la meteorología, etc.
• Afectan a la salud humana.
• Afectan a la vida animal y vegetal.
• Ensucian y deterioran los materiales: edificios, vehículos, etc.
Con relación a los hidrocarburos como combustibles, las principales causas de contaminación son:
4.1.1. Contaminación debida al carbono
La combustión completa del carbono produce CO2 que es el principal contribuyente
al efecto invernadero. Este componente es una consecuencia inevitable de la combustión. Si la combustión del carbono no es completa se produce CO, gas tóxico que en
concentraciones elevadas puede provocar incluso la muerte, por lo que se debe evitar
al máximo.
La mejor forma de reducir el efecto de estos agentes, es tratar de conseguir combustiones completas que no produzcan CO y obtener los mayores rendimientos de
combustión, de modo que se consuma el mínimo combustible necesario, produciendo
así la menor cantidad de CO2. Otra alternativa es seleccionar combustibles con menor
producción de CO2 para la misma energía, el mejor en este aspecto es el gas natural.
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4.1.2. Contaminación debida al azufre
El azufre está presente en los combustibles en proporciones variables; la oxidación
del azufre puede producir SO3 que en contacto con el agua de la combustión o de la
atmósfera, puede dar lugar a ácido sulfúrico (H2SO4) condensado que acompaña a las
gotas de lluvia, dando lugar a lo que se conoce como “Lluvia ácida”. Para combatir
este problema debe tratar de utilizarse combustibles con mínima presencia de azufre;
en este sentido la normativa de combustibles fija la cantidad máxima que éstos pueden
contener de este componente.
Otro efecto nocivo a tener en cuenta, es la posibilidad de condensaciones ácidas en los
dispositivos de combustión (calderas, chimeneas) si las temperaturas son suficientemente bajas, esto limita la temperatura de expulsión de los gases de la combustión. A
presión atmosférica, las temperaturas de condensación ácida son del orden de 160º C,
variando con la composición de los humos.
4.1.3. Contaminación debida al nitrógeno
A las elevadas temperaturas de la llama, el nitrógeno que forma parte del combustible
y el nitrógeno del aire comburente pueden combinarse con el oxígeno para formar
NO, este producto en la atmósfera se combina lentamente con el oxígeno del aire para
formar dióxido de nitrógeno, NO2.
Entre los diferentes efectos perniciosos de estos óxidos (NO y NO2, denominados conjuntamente como NOx) se pueden citar:
• Contribuyen en la destrucción de la capa de ozono de forma importante.
• En combinación con el agua de la atmósfera pueden dar lugar a condensaciones
ácidas lo que incrementa la “Lluvia ácida”.
• El NO2 es un gas venenoso.
La formación del óxido de nitrógeno NO se potencia a temperaturas elevadas; a temperaturas inferiores a unos 1300º C apenas es considerable. El exceso de aire en la
combustión también favorece su formación, aunque en menor medida, que la temperatura. Así las diferentes soluciones que se han propuesto para minimizar estas
emisiones, tratan en lo posible de disminuir las temperaturas de llama; en principio
esto afectaría negativamente al rendimiento de la combustión, por lo que se buscan
soluciones que compensen la pérdida de rendimiento. El problema no es sencillo y está
lejos de resolverse definitivamente.
4.2. Vertimientos líquidos
En la mayoría de los sistemas, y es lo deseable en todos los casos, el agua que está en
el desaireador es bombeada a la caldera. Una vez dentro de la caldera, el agua sigue
AREA
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
un patrón de recirculación que está determinado por la diferencia de densidad del
agua a diferentes temperaturas, este fenómeno se conoce como circulación natural.
Conforme el agua se va calentando, el vapor se desprende del agua en el domo de
vapor en las calderas acuotubulares y en la porción superior en las calderas de tubos
de fuego.
Por lo general, las calderas cuentan con algún tipo de arreglo interno que ayuda a
separar el vapor de pequeñas gotas de agua que pueden ser fácilmente arrastradas.
Este es un aspecto muy importante, dado que las gotas de agua pueden llevar sólidos
disueltos que se pueden depositar en diferentes áreas por las que pasa el vapor, provocando suciedad y pérdida de eficiencia en equipos como turbinas. La calidad del vapor
se determina de acuerdo con la mayor o menor presencia de gotas de agua. Entre
menos agua haya, mejor es la calidad del vapor. Cuando el vapor lleva agua, se habla
de “arrastre”.
Purga de la caldera: la purga de agua de la caldera consiste en la expulsión de cierta
cantidad de agua con una alta concentración de sólidos disueltos, con el propósito de
mantener ciertos rangos previamente establecidos. De esta manera se garantiza que
el riesgo de formación de incrustaciones, arrastre y otros problemas, se mantenga al
mínimo.
La purga manual intermitente se utiliza básicamente para expulsar sólidos en suspensión en forma de lodos, que se forman en mayor o menor cantidad dependiendo de la
cantidad de dureza que entra a la caldera. Cuando se presenta una contaminación en
el agua de la caldera, es necesario aumentar la purga para eliminar el agua contaminada en el menor tiempo posible.
Purga de fondo: dependiendo de la calidad de agua de alimentación de que se disponga, el parámetro limitante que determina el régimen de purga puede ser la alcalinidad, sílice, sólidos totales, etc. La mayoría de los sistemas cuentan con un mecanismo de purga intermitente y otro de purga continua. En la práctica, la válvula de la
purga intermitente o de fondo se abre cada cierto tiempo; dependiendo de la calidad
de agua que se utiliza. La frecuencia de la purga de fondo puede variar, desde una
cada hora hasta una cada ocho horas, y algunos sistemas trabajan con sólo una purga
cada 24 horas.
Es conveniente tener en mente que para desalojar lodos de la caldera, resulta más
eficaz un régimen de purgas cortas pero frecuentes, que una sola purga de larga
duración. Cada fabricante de calderas hace sus recomendaciones con respecto a la
operación de la válvula de purga de fondo y por lo general lo recomendable es que se
tengan a mano para consulta de todo el personal involucrado.
IMPACTOS AMBIENTALES GENERADOS EN LA PRODUCCIÓN DE VAPOR
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Purga continua: esta purga es permanente mientras la caldera está en operación.
Consiste en el desalojo continuo de cierta cantidad de agua de la caldera, la cual contiene la mayor concentración de sólidos disueltos. Por lo general, la válvula de control
de la purga continua tiene una graduación que permite al operador darse cuenta de si
se está purgando mucho o poco. Las variaciones que se hacen en la válvula, basadas
en los análisis del agua de la caldera, deben ser pequeñas, de lo contrario se presentará una condición de altos y bajos con la consiguiente dificultad para mantener un
balance químico adecuado. Existen mecanismos electrónicos que pueden automáticamente controlar la purga mediante un control continuo de conductividad. El sistema
de purga continua ofrece la posibilidad de recuperar cierta cantidad de energía que
puede ser empleada para calentamiento de algunos procesos por medio de un intercambiador de calor.
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
5. Mecanismos de control de
emisiones
5.1. Control de las emisiones atmosféricas en fuentes fijas
El impacto ocasionado por las emisiones en fuentes fijas puede mitigarse mediante los
siguientes principios:
• Mejoras en la dispersión de las emisiones.
• Ajuste en la operación de los procesos y materias primas.
• Control en la fuente.
5.1.1. Mejoras en la dispersión de las emisiones
Consiste en la disminución del impacto aprovechando la posibilidad de mejorar la dilución de los contaminantes en la atmósfera. Estos mecanismos pueden ser:
• Aumentar la altura de la chimenea: implica mayor gasto energético.
• Aumentar la velocidad de salida de los gases: implica mayor gasto energético.
• Trasladar la empresa a zonas con características meteorológicas y climáticas favorables.
Estos procedimientos no son los más recomendados porque que no solucionan definitivamente el problema. Los efectos de las emisiones pueden trasladarse a otras
regiones.
5.1.2. Ajustes en la operación de los procesos y materias primas
Representa la mejor opción porque mitiga las emisiones, utilizando el principio preventivo.
Dentro de las opciones están:
• Mejorar eficiencia de los procesos: equilibrio de insumos (optimización relación
aire/ combustible).
• Cambiar propiedades de materias primas (lavar o mezclar el carbón para disminuir
cenizas y azufre).
• Actualización o cambio de tecnología: quemadores de bajo NOx, energía solar, eólica, etc.
• Cambio de combustible.
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5.1.3. Control en la fuente
Consiste en la instalación de equipos en la fuente fija para capturar o destruir los
contaminantes emitidos. Constituye el mecanismo más utilizado en nuestro medio y
su utilización depende de la naturaleza del contaminante y las condiciones operativas
del proceso productivo.
Para proceder a la selección o el diseño de un equipo de control es necesario tener
presente las siguientes variables generales:
• Volumen del gas contaminado (operación continua o intermitente).
• Temperatura, humedad, presión y densidad del gas contaminado.
• Propiedades especiales del gas contaminado (explosividad, corrosividad, reactividad, toxicidad, etc).
5.2. Equipos de control para material particulado
Normalmente son utilizados para capturar partículas en un gran rango de tamaño
(0,001 µm – 100 µm). Los más comunes son:
•
•
•
•
•
Cámaras de sedimentación.
Separadores centrífugos (ciclones).
Lavadores.
Filtros de bolsas.
Precipitador electroestático.
5.2.1. Cámaras de sedimentación
Se fundamentan en el principio de sedimentación por gravedad (velocidad de caída
de la partícula). Una cámara de sedimentación consiste de una cabina larga por la
cual pasa lentamente la corriente de gas contaminado, permitiendo que transcurra el
tiempo suficiente para que las partículas se sedimenten por gravedad hasta el fondo.
Características:
• Fácil construcción y económica.
• Requiere poco mantenimiento.
• Aplicación para gases muy secos.
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
Figura 10. Cámara de sedimentación
5.2.2. Separadores centrífugos
Estos equipos operan bajo el principio inercial (tendencia de continuar una trayectoria), el cual normalmente genera un efecto muy superior a la fuerza gravitacional.
Existen ciclones y lavadores ciclónicos; en la Figura 11 se presenta un diagrama de las
fuerzas que actúan en los ciclones.
Figura 11. Diagrama de fuerzas en ciclones
Características de los ciclones
•
•
•
•
•
No tienen partes móviles (fácil mantenimiento).
Se utilizan para gases contaminados a altas temperaturas y presiones.
Normalmente hacen parte de una primera etapa de colección de partículas.
No se recomiendan para capturar partículas < 5 µm (baja eficiencia).
No recomiendan colectar partículas con propiedades adhesivas.
MECANISMOS DE CONTROL DE EMISIONES
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Tipos de ciclones
• Tangenciales (son los más comunes). En la Figura 12 se esquematiza un ciclón
tangencial y sus componentes principales.
Figura 12. Ciclón Tangencial
• Axiales, el comportamiento en forma esquemática de las partículas al interior de
un ciclón axial, se observan en la Figura 13.
Figura 13. Ciclón Axial
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
5.2.3. Lavadores
Operan adicionando un líquido en forma de gotas muy pequeñas a la corriente de gas
contaminado, con el fin de impactar contra las partículas emitidas y provocar su precipitación. La Figura 14 muestra el interior de un lavador de partículas y los principales
componentes.
Figura 14. Lavador de partículas
5.2.4. Filtros de bolsas
Operan bajo el principio de separación por choque contra un medio filtrante, el cual
consiste de una tela. Esta tela puede ser de algodón (180ºF), polipropileno (200ºF),
poliéster (280ºF), nomex (400ºF), teflón (460ºF) o fibra de vidrio (500ºF). La Figura 15
muestra un filtro de bolsas y especifica algunos componentes.
Figura 15. Filtro de bolsas
MECANISMOS DE CONTROL DE EMISIONES
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5.2.5. Precipitador electrostático
Opera bajo el principio de la fuerza electrostática producida por la generación de cargas eléctricas opuestas entre las partículas y las superficies del equipo. Es un aparato
que requiere alta inversión inicial y elevados costos de operación, pero con el cual se
pueden obtener eficiencias de captura superiores al 99%.
Figura 16. Precipitador electrostático
5.3. Equipos de control para gases
Las técnicas más utilizadas para controlar la emisión de gases contaminantes en fuentes fijas, son:
• Absorción (gas - líquido): columnas de lecho empaquetado. La Figura 17 presenta
un lavador de gases con absorbente líquido con sistema en contraflujo.
• Absorción (gas-sólido): carbón activado, alúmina activada, sílica gel, mallas moleculares (Zeolitas).
• Condensación (gas - líquido).
• Incineración (destrucción del gas contaminante por oxidación térmica).
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
Figura 17. Lavador de gases
5.3.1. Control de compuestos azufrados (SO2, H2S)
Los óxidos de azufre pueden ser controlados mediante adición de caliza en lavadores,
el residuo sólido inerte debe disponerse en un relleno de residuos sólidos sin afectar
el ecosistema.
5.3.2. Control de los Óxidos de Nitrógeno (NOx)
Existen 2 formas para controlar los óxidos de nitrógeno:
• Utilización de quemadores eficientes que impidan su formación (controlar la temperatura pico, tiempo de elevadas temperaturas, exceso de aire).
• Tratamiento químico para convertirlos a N2 (se agrega un agente reductor).
5.4. Control de agua
Se presenta una inducción al tratamiento químico del agua enfocado al sistema de
generación, distribución y consumo de vapor.
Tratamiento interno del agua de caldera
A pesar de todo el tratamiento externo, que en mayor o menor grado se hace al agua
de alimentación de la caldera, es requerimiento indispensable dar un tratamiento quí-
MECANISMOS DE CONTROL DE EMISIONES
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mico y un control estricto al agua de la misma, a fin de evitar ciertos problemas potenciales que pueden provocar paros no programados y ocasionar grandes pérdidas a las
plantas, tales como: incrustaciones, corrosión, corrosión por oxígeno, corrosión ácida,
corrosión cáustica, fragilidad cáustica.
Incrustaciones
Las incrustaciones o depósitos, son la acumulación de materiales sobre las superficies
internas de la caldera, que pueden interferir o retardar la transferencia de calor y/o
restringir la circulación normal del agua. El efecto resultante será un recalentamiento
del metal, pudiendo llegar a presentarse fallas catastróficas. Los contaminantes más
comúnmente culpables de la formación de depósitos en sistemas de baja presión son
el calcio y el magnesio. El hierro, cobre, sílice y aluminio, afectan más seriamente
conforme aumenta la presión de trabajo de los sistemas. Contaminaciones con aceite
y el lodo arrastrado por el agua en casos de plantas que usan directamente agua de
río, son en algunos casos los principales responsables de la formación de depósitos.
Muchos sólidos que son solubles en el agua de alimentación se precipitan, se convierten en sólidos en suspensión en el agua de la caldera. Este fenómeno se produce
a raíz de la solubilidad inversa de algunas sales, las cuales se tornan menos solubles
conforme aumenta la temperatura. En otros casos, la mayor concentración y cambios
químicos que se realizan en el agua de la caldera, serán factor determinante para la
precipitación. Por ejemplo la alcalinidad, por lo general en el agua de alimentación la
alcalinidad está en la forma de bicarbonato, dentro de la caldera, la alta temperatura
provoca la conversión de bicarbonato a carbonato. Los carbonatos se combinan con el
calcio para producir carbonato de calcio.
La precipitación, directamente sobre la superficie de los tubos, es lo que forma la
incrustación. Generalmente las incrustaciones se forman en las áreas en que mayor
daño puede causar, esto es particularmente grave en las calderas acuotubulares en
las que el agua circula por el interior de los tubos. El mayor riesgo de incrustaciones
existe en las áreas de mayor temperatura debido a una mayor propensión de las sales a precipitarse y depositarse en la pared de los tubos. La incrustación comienza a
actuar como material aislante entre el metal y el agua que circula, la cual actúa como
refrigerante sobre la pared del tubo, de ahí viene el recalentamiento y posterior ruptura del metal.
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
Los sólidos que no se precipitan directamente sobre los tubos, se mantienen en el agua
como materiales en suspensión; esto es lo que se conoce como lodo de caldera. Mucho
de este material se irá a acumular sobre la incrustación formada en las áreas más calientes, pero no tendrá la formación cristaloide de la incrustación.
Mientras se siga un régimen de purga adecuado, los lodos se pueden extraer de la
caldera de manera que no presenten un peligro grave para el sistema. Si la purga no
se hace con la frecuencia requerida, los lodos comienzan a depositarse prácticamente
sobre toda la superficie de las calderas y sobre todo en áreas de poca circulación. Los
depósitos pueden adherirse tenazmente a la superficie del metal y convertirse en un
material duro, difícil de despegar porque el calor actúa cementando los depósitos.
Esto es particularmente cierto en calderas a las que se les bota el agua cuando aún
están calientes. Debido a este fenómeno, los depósitos de lodos pueden ser tan problemáticos de eliminar como las incrustaciones.
Los depósitos de hierro con frecuencia se forman por el mismo mecanismo mencionado en relación con los lodos. El hierro entra a la caldera en forma de productos de
corrosión proveniente de los sistemas de condensado sin ninguna protección contra la
corrosión. En calderas sin ningún tratamiento, las incrustaciones pueden ser de carbonato de calcio, sulfato de calcio, etc. Otros contaminantes del agua se comportan
en forma diferente; por ejemplo el magnesio tiende a combinarse con la sílice precipitándose como silicato de magnesio, si no hay suficiente sílice, se combina con la alcalinidad como hidróxido de magnesio. En general, la forma de controlar la formación
de depósitos de hierro, cobre y sílice, es limitando su concentración en el agua de la
caldera, siendo de especial importancia la sílice.
Con cierta frecuencia se presenta la formación de depósitos o incrustaciones en partes del equipo que están en contacto con el agua de alimentación antes de que llegue
a la caldera. Por ello se encuentra a veces depósitos en el desaireador, en bombas y
tuberías, las cuales reducen la capacidad y aumentan el peligro de interrupciones no
programadas. Los depósitos en áreas externas y anteriores a la caldera, pueden ser
causados por uno o varios de los siguientes aspectos: sobresaturación de carbonato de
calcio presente en el agua; reacción entre la dureza del agua y productos químicos de
tratamiento, presencia de gran cantidad de hierro y/o condensado contaminado con
aceite.
Dos aspectos importantes tendientes a evitar este tipo de problemas son: un buen control de la dureza en el agua de alimentación y procurar que la dosificación del fosfato
se haga directamente a la caldera o en la línea de agua de alimentación, lo más cerca
de la caldera que las condiciones lo permitan.
MECANISMOS DE CONTROL DE EMISIONES
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51
Corrosión: en la caldera es posible encontrar diferentes tipos de procesos corrosivos.
Cualquiera de ellos puede causar daños de consideración y costosas reparaciones. Los
tipos más comunes son: por oxígeno, ácida, cáustica y fragilidad cáustica del metal.
Corrosión por oxígeno: el oxígeno disuelto en el agua se convierte en un elemento
corrosivo, especialmente cuando el agua se calienta. Uno de los aspectos negativos es
que la corrosión por oxígeno se presenta en forma de perforaciones profundas, por lo
que no se requiere que haya habido una gran pérdida de metal para que se produzca
una falla en un tubo. La severidad de este tipo de corrosión depende de la cantidad de
oxígeno disuelto en el agua, del pH y de la temperatura.
Corrosión ácida: el agua con un pH bajo, ataca al metal en forma generalizada, no
localizada como en el caso del oxígeno. El control de pH adecuado en el agua de
la caldera es importante, dado que la operación en condiciones de relativa acidez,
provocará una corrosión severa en un tiempo relativamente corto. En la mayoría de
los casos, la alcalinidad presente en el agua de alimentación es suficiente, porque al
concentrarse en el agua de la caldera, automáticamente el pH del agua de la misma
alcanza niveles superiores a 9.5. Cuando la alcalinidad del agua de alimentación es
insuficiente, se agrega soda cáustica como parte del tratamiento. Las calderas que están instaladas en ingenios azucareros, por ejemplo, están expuestas a contaminación
del agua con mieles o azúcar. Esto puede ocasionar un descenso en el pH del agua y
provocar corrosión en pocas horas.
Corrosión cáustica: a pesar de que para un adecuado pH es importante operar en
condiciones alcalinas, un exceso de iones hidróxilo (OH) particularmente en calderas
que trabajan a alta presión, puede resultar en un ataque corrosivo. Este ataque es
localizado y por lo general está favorecido por la formación de depósitos porosos, en
los cuales se evapora el agua dejando una alta concentración cáustica. Los sistemas
de baja presión, no están expuestos a este tipo de corrosión.
Fragilidad cáustica del metal: también conocida como resquebrajamiento inter
cristalino del acero al carbón, es causada por una reacción corrosiva que se realiza
siguiendo los bordes de los granos cristalinos dentro del metal. El ataque al metal por
lo general no se detecta y la falla se presenta en forma repentina, a menudo con resultados catastróficos. El término “fragilidad cáustica” tiene su origen en el hecho de que
las fallas ocurren en presencia de una solución cáustica muy concentrada y el metal
falla como si sufriera de una fractura repentina sin que se pueda apreciar que hubiese
una deformación previa del metal. Para que se presente un problema de resquebrajamiento inter cristalino, se requiere la conjugación de tres factores independientes:
que exista un escape de vapor, el cual permita la concentración de agua de caldera en
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
el punto de fuga; un ataque al metal por la concentración de soda cáustica originada
por la concentración del agua de la caldera, la cual en ese caso particularmente posee
la característica especial de producir la fragilidad; y que el área de metal expuesta a
la concentración haya estado sometida a un esfuerzo de tensión.
La fuga y subsiguiente concentración de agua de caldera, puede presentarse en áreas
donde los tubos de la caldera son cilindrados al domo. La expansión y contracción alternas
del metal como resultados de los cambios de temperatura en la caldera, pueden propiciar
la formación de pequeñas rendijas por las cuales el agua de la caldera puede escapar.
Como se requieren tres factores para iniciar este proceso corrosivo, eliminando uno de
ellos, se hará desaparecer el riesgo de dicho problema. Se ha comprobado que cuando
una determinada agua tiene la característica propiedad de producir la fragilización
cáustica, y la misma se mantiene con una cierta relación de nitrato/cáustica en el agua
de la caldera, se elimina la propiedad fragilizadora. El inhibidor utilizado como parte
del tratamiento continuo es el Nitrato de Sodio y la relación NaNO3 / NaOH en calderas que trabajan a menos de 250 libras de presión, debe ser de 0,20.
Arrastre en el vapor: por arrastre se entiende el hecho de que algún contaminante
está siendo llevado por el vapor al salir de la caldera. El contaminante más común encontrado, son pequeñas gotas de agua, las cuales contienen sólidos disueltos y sólidos
en suspensión. Si el arrastre es severo y el vapor se utiliza para mover turbinas, se
pueden presentar fallas por deposición de sólidos en el equipo. La formación de espuma está ligada estrechamente con varios elementos en el agua de la caldera, siendo los
principales los sólidos disueltos y la alcalinidad. El sistema debe mantenerse dentro
de los rangos establecidos.
Corrosión en partes del sistema posteriores a la caldera: esta corrición es común:
La manifestación más patente de este problema es al aumento en costos de mantenimiento para reparar y reemplazar tubería y equipos en el sistema de vapor y condensado. Las fugas de vapor a través de picaduras producidas por la corrosión en las tuberías
son también importantes; por ejemplo, en un sistema a 200 libras de presión, un agujero
de 1/4 de pulgada de diámetro provoca la pérdida de alrededor de 550 libras de vapor
por hora. Por último, lo que menos se nota pero es de importancia, es la creación de
productos de corrosión, los cuales pueden crear un potencial para formar depósitos en
la caldera cuando los mismos son acarreados por el condensado que se recupera.
Las causas más comunes de la corrosión en estas áreas del sistema de generación de
vapor son el bajo pH producido por dióxido de carbono y el ataque por oxígeno. La
corrosión relacionada con el dióxido de carbono se encuentra casi exclusivamente en
sistemas de condensado. El dióxido de carbono se forma dentro de la caldera como
producto de la descomposición de los bicarbonatos y carbonatos presentes en el agua,
de acuerdo con las siguientes reacciones:
MECANISMOS DE CONTROL DE EMISIONES
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El ácido carbónico hace que el pH baje y se produzca corrosión. Esta corrosión generalmente se presenta como un adelgazamiento general del metal. Por lo general las
fallas se presentan en donde ya el metal es más delgado, por ejemplo en las áreas de
tubería que tienen rosca. En secciones horizontales de tubería es muy típico que se
produzca el adelgazamiento del tubo en el área por donde corre el condensado.
Tratamiento químico del condensado:
• Aminas neutralizantes: dado que el principal causante de la corrosión en las líneas de condensado es el ácido carbónico, la neutralización química de la acidez y
consecuente aumento del pH del condensado es una solución lógica para este problema. Además, como el producto neutralizante debe ser trasladado por el vapor
hasta los diferentes puntos de condensación, este debe ser de naturaleza volátil.
Por las anteriores razones es que se utilizan aminas orgánicas conocidas como aminas neutralizantes, las cuales dosificadas a la caldera, se volatilizan y son llevadas
por el vapor por todo el sistema. La cantidad de amina neutralizante a dosificar se
controla por lo general por la determinación del pH del condensado, el cual en la
mayoría de los sistemas de baja presión, se trata de mantener entre 7,5 y 8,5.
• Aminas formadoras de película: las aminas fílmicas representan un medio eficaz
para controlar la corrosión en las líneas de condensado. Actúan formando una delgada capa sobre la superficie del tubo que impide el contacto del condensado ácido
con el metal. Al contrario de las aminas neutralizantes, éstas no se deben dosificar
a la caldera sino directamente a la tubería de vapor en forma independiente de los
demás productos. Una técnica más avanzada para prevenir la corrosión en estos
sistemas, involucra la combinación de aminas neutralizantes y aminas fílmicas.
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
6. Mediciones y seguimiento de
fuentes fijas
Este capítulo hace referencia la Resolución 909 de 2008 y el Protocolo para el Control
y Vigilancia de la Contaminación Atmosférica Generada por Fuentes Fijas, donde se
especifica la forma para determinar el estándar de emisión, los procedimientos de
medición de contaminantes en fuentes fijas y frecuencias de evaluación, con algunos
ejemplos ilustrativos.
6.1. Estándares de emisión
El capítulo III de la Resolución 909 de 2008, determina los “Estándares de emisión admisibles de contaminantes al aire para equipos de combustión externa” para equipos
nuevos o existentes, de acuerdo con el combustible utilizado en el proceso. De igual
forma lo hacen el capítulo VI que estipula los “Estándares de emisión admisibles de
contaminantes al aire para las industrias de fabricación de productos textiles” para
industrias nuevas y existentes; y el capítulo VII que determina los “Estándares de
emisión admisibles de contaminantes al aire para equipos de combustión externa que
utilicen biomasa como combustible” para equipos nuevos y existentes.
Ejemplo ilustrativo: una empresa posee una caldera que consume carbón y la producción de vapor es inferior a 25 toneladas por hora.
Al poseer una caldera se considera como un equipo de combustión externa existente,
además la producción de vapor es inferior a 25 toneladas por hora. De acuerdo con
estos dos parámetros, el estándar de emisión permisible para los contaminantes es
el estipulado en el Artículo 7, específicamente en la “Tabla 4. Estándares de emisión
admisibles para equipos de combustión externa existentes a condiciones de referencia
(25 ºC, 760 mm Hg) con oxígeno de referencia del 11%”.
Una vez establecida la tabla en la que se presentan los valores, con el tipo de combustible se determinan los estándares de emisión admisibles en mg/m3 para cada
contaminante. La siguiente tabla retoma la información aplicable para el ejemplo,
correspondiente a la Tabla 4 de la Resolución 909 de 2008.
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Tabla 2. Estándares de emisión admisibles para el ejemplo, en concordancia con la Resolución
909 de 2008
Combustible
Estándares de emisión admisibles (mg/m3)
MP
SO2
NOx
Sólido
200
500
350
Líquido
200
500
350
Gaseoso
NO APLICA
NO APLICA
350
6.2. Determinación del punto de descarga de la emisión
En el capítulo XVII de la resolución 909, en los artículos 69 a 71, estipula la obligatoriedad de construcción de un ducto o chimenea, determinación del punto de descarga
y la localización del sitio de muestreo.
Ejemplo ilustrativo: la caldera de la empresa se encuentra dentro de una estructura
existente con una altura de 4,9 m (He) y de acuerdo con la “Figura 2. Determinación
del HT para el caso de estructuras existentes” literal b., del Protocolo para el control y
vigilancia de la contaminación atmosférica generada por fuentes fijas.
De acuerdo con la información de la altura y la existencia de la estructura, el numeral
“4.2 Buenas Prácticas de Ingeniería para instalaciones existentes” se aplica la “ecuación 1”, que se presenta a continuación.
HT=2,5He
Donde:
HT: Altura de la chimenea medida desde el nivel del terreno en la base de la chimenea
hasta el borde superior.
He: Altura de la estructura en el punto en el cual se encuentra ubicado el ducto o
chimenea.
Con base en la ecuación y el valor He=4,9 m, se calcula la altura de la chimenea desde
el nivel del terreno en la base de la chimenea, HT=12,25 m.
Además, para determinar la altura de la chimenea se debe tener en cuenta el numeral
“4.4 Consideraciones adicionales para la aplicación de las Buenas Prácticas de Ingeniería (BPI)” especificadas en el Protocolo.
6.3. Medición de emisiones para fuentes fijas
En la mencionada Resolución 909, en los artículos 72 a 77 del capítulo XVIII, se hace
alusión a los Métodos de medición de referencia para fuentes fijas, los Métodos alter-
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
nativos para realizar la medición en ductos y chimeneas, la Realización de mediciones
directas, la Medición contínua de las emisiones, el Cumplimiento de estándares y la
Realización de estudios mediante medición de emisiones. Todo lo anterior de acuerdo
con los lineamientos del Protocolo para el Control y Vigilancia de la Contaminación
Atmosférica Generada por Fuentes Fijas.
Es de especial atención el Artículo 74. Realización de medidas directas, en el que se
señala que el encargado de realizar la toma de muestras, el análisis de laboratorio y la
medición directa en campo “debe estar acreditado de conformidad con lo establecido
en el Decreto 1600 de 1994, modificado por el Decreto 2570 de 2006 y la Resolución
0292 de 2006 del Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales o la
norma que los modifiquen, adicionen o sustituyan”.
6.4. Sistemas de control de emisiones
En los artículos 78 a 81 de la Resolución 909 se especifica la operatividad de los
equipos de control, los cuales deben hacerse con base en las especificaciones del fabricante, el Plan de Contingencia ante la suspensión o falla en los equipos y sobre la
aprobación por parte de la autoridad ambiental de dicho Plan si los equipos fallan y
requieren un tiempo superior a tres (3) horas por día para su reparación.
6.5. Frecuencia para la evaluación de emisiones
De acuerdo con los lineamientos del protocolo, la frecuencia de los estudios de evaluación de emisiones para las demás actividades industriales; es decir las diferentes a
centrales térmicas, instalaciones donde se realice tratamiento térmico de residuos y/o
desechos peligrosos, hornos crematorios e instalaciones donde se realice tratamiento
a residuos no peligrosos, se debe cuantificar mediante el número de unidades de contaminación atmosférica (UCA) definido como:
UCA= Ex/Nx
Donde
UCA: Unidad de Contaminación Atmosférica calculada para cada uno de los contaminantes.
Ex: Concentración de la emisión del contaminante en mg/m3 a condiciones de referencia y con la corrección de oxigeno de referencia que le aplique.
Nx: Estándar de emisión admisible para el contaminante en mg/m3.
Con cada valor obtenido de la ecuación se obtiene la frecuencia de monitoreo, de
acuerdo con lo establecido en la tabla siguiente.
MEDICIONES Y SEGUIMIENTO DE FUENTES FIJAS
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57
Tabla 3. Frecuencia de monitoreo de contaminantes de acuerdo con la Unidad de Contaminación
Atmosférica
UCA
GRADO DE SIGNIFICANCIA DEL
APORTE CONTAMINANTE
FRECUENCIA DE
MONITOREO (Años)
< 0.25
Muy bajo
3
0.25 – 0.49
Bajo
2
0.5 – 1.0
Medio
1
1.01 – 1.99
Alto
½ (6 meses)
≥ 2.0
Muy alto
¼ (3 meses)
Ejemplo ilustrativo: la empresa posee una caldera que consume carbón y la producción de vapor es inferior a 25 toneladas por hora (el mismo del ejemplo para la
determinación del estándar de emisión). Realiza la caracterización de los gases en la
chimenea, donde los valores evaluados son: 190 mg/m3 de material particulado (MP),
230 mg/m3 de SO2 y 80 mg/m3 de NOx.
De acuerdo con los valores obtenidos en la medición y los estándares admisibles para
este tipo de fuentes se procede a calcular la Unidad de Contaminación Atmosférica
(UCA). La tabla siguiente presenta los valores determinados.
Tabla 4. Unidad de Contaminación Atmosférica (UCA) calculada para el ejemplo en concordancia
con la Resolución 909 de 2008
Contaminante
Estándar admisible
(mg/m3) Nx
Concentración de la
emisión del contaminante
(mg/m3) Ex
UCA
MP
200
190
0,95
SO2
500
230
0,46
NOx
350
80
0,23
Se concluye, para esta fuente fija de emisión de contaminantes que:
• El Material Particulado (MP) se debe monitorear con una frecuencia anual, por
tener un grado de significancia “Medio”.
• Los dióxidos de azufre, SO2, deben ser monitoreados cada dos (2) años porque el
grado de significancia es “Bajo”.
• Los óxidos de nitrógeno, NOx, deben ser monitoreados con una frecuencia de tres
años por estar en un grado de significancia “Muy bajo”.
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58
GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
7. Buenas prácticas en la
generación de vapor
7.1. Mantenimiento en calderas
Desarrollar un programa de mantenimiento permite que la caldera funcione con un
mínimo de paradas en producción, minimiza costos de operación y permite un seguro
funcionamiento.
El mantenimiento en calderas puede ser de tres tipos: correctivo, preventivo o predictivo y debe ser una actividad rutinaria, muy bien controlada en el tiempo. Es por ello
que se recomiendan las siguientes actividades a corto, mediano y largo plazo.
Mantenimiento diario
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Ciclo de funcionamiento del quemador.
Control de la bomba de alimentación.
Ubicación de todos los protectores de seguridad.
Control rígido de las purgas.
Purga de columna de agua.
Procedimiento en caso de falla de suministro.
Tipo de frecuencia de lubricación de suministro de motores y rodamientos.
Limpieza de la boquilla del quemador y del electrodo de encendido (si es posible).
Verificación de la temperatura de agua de alimentación.
Verificación de limpieza de mallas a la entrada del aire al ventilador, filtro de aire
en el compresor, filtros de combustible, área de la caldera y sus controles.
• Precauciones al dejar la caldera fuera de servicio, en las noches o fines de semana.
• Verificación de combustión.
• Verificación de presión, producción de vapor y consumo de combustible.
Mantenimiento mensual
•
•
•
•
Limpieza de polvo en controles eléctricos y revisión de contactos.
Limpieza de filtros de las líneas de combustible, aire y vapor.
Mantenimiento a todo el sistema de agua: filtros, tanques, válvulas, bomba, etc.
Engrasado de motores.
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•
•
•
•
•
•
•
•
Desmonte y limpieza del sistema de combustión.
Verificación del estado de la cámara de combustión y refractarios.
Verificación del estado de trampas de vapor.
Limpieza cuidadosa de columna de agua.
Verificación de acoples y motores.
Verificación de asientos de válvulas y grifos.
Verificación de bloqueos de protección en el programador.
Dependiendo del combustible se incluye limpieza del sistema de circulación de
gases.
Mantenimiento semestral
Se incluye el programa mensual, adicionando:
• Lavado interior al lado del agua, removiendo incrustaciones y sedimentos.
• Verificar si hay indicios de corrosión, picadura o incrustación al lado del agua.
Análisis periódico del agua.
• Utilizar empaques nuevos en tapas de inspección de mano y hombre.
• Cambiar correas de motor si es necesario. Revisar su tensión.
• Limpiar los tubos del lado de fuego, el hollín es un aislante térmico.
• Verificar hermeticidad de las tapas de inspección al llenar la caldera.
• Verificar el funcionamiento de las válvulas de seguridad.
Mantenimiento anual
Se incluye el programa semestral, adicionando:
• Cambio de empaques de la bomba de alimentación si es necesario.
• Mantenimiento de motores en un taller especializado. Desarme total con limpieza
y prueba de aislamientos y bobinas.
• De acuerdo a un análisis del agua y las condiciones superficiales internas de la
caldera, se determina si es necesario realizar una limpieza química de la caldera.
7.2. Seguridad en la operación de generadores de vapor
Algunas disposiciones sobre seguridad en los establecimientos de trabajo en instalaciones industriales donde se genera vapor, de acuerdo con la Resolución 2400 de
1979, en los artículos 448 a 504, son las mencionadas a continuación.
Desde la certificación donde se incluye “las especificaciones técnicas, diseños y dimensiones usadas por el fabricante, el resultado de todas las pruebas llevadas a cabo
durante la fabricación del material y la construcción de la caldera”, continuando con
que “sus accesorios y aditamentos serán construidos de acuerdo con las normas acep-
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
tadas por el Instituto Colombiano de Normas Técnicas (ICONTEC)”, cantidad de válvulas de seguridad que deben poseer, aparatos de alimentación de agua, determinación de las características fisicoquímicas, dureza y los tratamientos o procedimientos
químicos para la eliminación de las impurezas del agua de alimentación, hasta las
funciones del “fogonero o foguista, encargado de vigilar y controlar las condiciones de
funcionamiento de la caldera, y revisará la alimentación de agua, combustible, presión
de vapor, manómetro, termómetro y demás accesorios y válvulas que forman parte de
las operaciones de control de la caldera, para evitar irregularidades en su funcionamiento que puedan producir graves accidentes, la cual “será una persona experta en
el manejo, control, inspección y mantenimiento de las calderas de vapor, de cualquier
clase de combustible y de cualquier tipo de construcción”.
BUENAS PRÁCTICAS EN LA GENERACION DE VAPOR
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61
8. Glosario
Antonomasia: denota que a una persona o cosa le conviene el nombre apelativo con
que se la designa, por ser, entre todas las de su clase, la más importante, conocida o
característica.
Arrollado: envuelto en forma de rollo.
ASTM: es una organización creada en 1898 y una de las mayores organizaciones en
el mundo que desarrollan normas voluntarias por consenso. una norma es un documento que ha sido desarrollado y establecido dentro de los principios de consenso de
la organización, y que cumple los requisitos de los procedimientos y regulaciones de
ASTM. Las normas elaboradas por consenso se elaboran con la participación de todas
las partes que tienen intereses en el desarrollo o uso de las normas.
Atm: Atmósfera.
Cangilones (elevadores de cangilones): los cangilones son recipientes grandes de
barro o metal, principalmente en forma de cántaro, que sirven para transportar, contener o medir líquidos. Los elevadores de cangilones son un conjunto de recipientes
a modo de cubos fijos o móviles unidos a una cadena; empleados para transportar
elementos situados en un mismo plano vertical pero a diferentes niveles.
Estequiométrica: en química, la estequiometría es el cálculo de las relaciones cuantitativas entre reactantes (o también conocidos como reactivos) y productos en el transcurso de una reacción química. La relación estequiométrica señala que, para que la
combustión de la mezcla aire / gasolina se lleve a cabo de forma perfecta, la relación
ideal debe ser de 14,7 gramos de aire por cada gramo de gasolina. En estas proporciones, la relación aire / gasolina se conoce con el nombre de relación estequiométrica y
el valor Lambda en este caso es igual a la unidad.
Humidificación: es una operación unitaria en la que tiene lugar una transferencia
simultánea de materia y calor sin la presencia de una fuente de calor externa. La humidificación del aire se consigue al poner en contacto el aire no saturado (es decir, aquel
gas en el que la presión parcial del vapor de liquido no es igual a la presión de vapor
de dicho liquido a la temperatura del gas) con agua, a unas temperaturas tales que
AREA
63
el aire aumenta su contenido de humedad. Por lo tanto hay transferencia de materia
y transmisión de calor, ya que se introduce líquido caliente y gas seco, y se obtiene
líquido frío y gas húmedo.
Intercambiador de serpentín: un intercambiador de calor se puede describir como
un equipo en el que dos corrientes a distintas temperaturas fluyen sin mezclarse con
el objeto de enfriar una de ellas o calentar la otra, o ambas cosas a la vez. El de serpentín es un intercambiador cuya superficie es de tubo, son fácilmente removibles y
transportables.
Miscibles: mezclables; que se pueden mezclar.
MPa: el pascal (símbolo Pa) es la unidad de presión del Sistema Internacional de
Unidades. Se define como la presión que ejerce una fuerza de 1 newton sobre una
superficie de 1 metro cuadrado normal a la misma. El megapascal (MPa), esto es 106,
equivale al N/mm2. Se utiliza generalmente para cálculo de cimentaciones y secciones
resistentes en estructuras, donde las resistencias suelen darse en N/mm2 y las tensiones o esfuerzos sobre el terreno en MPa.
m/s: metros por segundo.
Presión Vapor Reid (PVR): procedimiento de prueba para determinar la presión de
vapor del aceite crudo, condensados, gasolinas y otros productos del petróleo que se
almacenan en tanques atmosféricos. El objetivo de la prueba es proporcionar un medio para determinar si un hidrocarburo líquido almacenado en un tanque atmosférico,
vaporizará o no cuando su temperatura se eleve a 100° F (37,7° C). La prueba requiere
equipo de laboratorio especializado.
psi: del inglés pounds per square inche, libra-fuerza por pulgada cuadrada, es una
unidad de presión en el sistema anglosajón de unidades. La escala más común se mide
en psi, cuyo cero es la presión ambiente, que equivale a una atmósfera (o sea 15 psi
aproximadamente). En general no se especifica que la presión atmosférica se deja de
lado y se le llama simplemente psi o psig (psi gauge: ‘psi de manómetro’).
Vástago: pieza en forma de varilla que sirve para articular o sostener otras piezas.
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GUÍA PARA EL MANEJO DE CALDERAS
Lista de figuras
Pág.
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
Distribución de uso del vapor
Caldera Pirtoubular
Caldera Acuotubular
Clasificación de calderas por el tipo
Clasificación de calderas de acuerdo con la alimentación
de combustible
Otros elementos de las calderas
Trampas de vapor
Clasificación trampas según la operación
Clasificación de los combustibles líquidos
Cámara de sedimentación.
Diagrama de fuerzas en ciclones
Ciclón Tangencial
Ciclón Axial
Lavador de partículas
Filtro de bolsas
Precipitador electrostático
Lavador de gases
10
14
15
17
18
20
22
23
31
45
45
46
46
47
47
48
49
Lista de tablas
Pág.
Tabla
Tabla
Tabla
Tabla
1.
2.
3.
4.
Clasificación de los combustibles
Estándares de emisión admisibles para el ejemplo,
en concordancia con la Resolución 909 de 2008
Frecuencia de monitoreo de contaminantes de acuerdo
con la Unidad de Contaminación Atmosférica
Unidad de Contaminación Atmosférica (UCA) calculada para
el ejemplo, en concordancia con la Resolución 909 de 2008
28
56
58
58
AREA
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