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Introducción
Una caldera es un intercambiador
de calor en el que la energía se
aporta generalmente por un
proceso de combustión, o
también por el calor contenido en
un gas que circula a través de ella.
En ambos casos, el calor
aportado se transmite a un fluído,
que se vaporiza o no, y se
transporta a un consumidor, en el
que se cede esa energía.
• Clasificación de las calderas por su aplicación
• Clasificación de las calderas por su diseño
• Últimos avances tecnológicos en las calderas
Se prescindirá de las calderas
eléctricas, en las que la energía
se aporta mediante medios
eléctricos, debido a su baja
incidencia actual en instalaciones de tipo industrial.Para facilitar la identificación de los diferentes
tipos de calderas, se procederá a clasificarlas por sus características más peculiares.
Clasificación de las calderas por su aplicación
Teniendo en cuenta su aplicación, las calderas se clasifican en los siguientes grupos esenciales:
• Para usos domésticos
• Para generación de energía en plantas termoeléctricas
• Para plantas de cogeneración
• Para aplicaciones marinas en barcos
• Para generación de energía en plantas terrestres
Sus características particulares en cada uno de estos grupos, son las siguientes:
•
Calderas para usos domésticos:
Se utilizan para la calefacción doméstica, bien
individual, o comunitaria de pequeño tamaño.
Son de pequeñas potencias, y no se consideran
dentro de la presente descripción.
•
Calderas de generación de energía para
plantas termoeléctricas:
Se utilizan para la generación de vapor
sobrecalentado a altas presiones, como fluído
motriz de grupos turboalternadores, para generar
energía eléctrica.
Son de grandes potencias, y tampoco se van a
considerar dentro del objetivo de la presente
descripción.
•
Calderas para plantas de cogeneración:
Utilizan los gases calientes del escape de turbinas
de gas, o de motores de explosión para que,
circulando a través de ellas, cedan su calor para
generar un fluído térmico que se transporta hasta
un consumidor, donde cede su energía, que como
el caso anterior puede ser vapor sobrecalentado.
Son calderas llamadas de recuperación,
generalmente de grandes potencias .
•
Calderas para aplicaciones marinas en barcos:
Se instalan en los barcos como generadores de
su vapor motriz.
La presente descripción se ocupa solo de las
calderas terrestres, pero, es evidente, que, las
calderas marinas no difieren sensiblemente de las
terrestres, si bien, se instalan hoy día en barcos
en muy pocas ocasiones.
•
Calderas para generación de energía en
plantas industriales:
Generan energía para consumo interior propio de
una fábrica. Su instalación es estática y
evidentemente terrestre y sus aplicaciones
especificas son, fundamentalmente, las
siguientes:
- Generación de vapor, para aplicaciones
directas en procesos de producción. (Fig. 1)
En algunas aplicaciones puntuales, el
vapor generado a alta presión es
sobrecalentado y primeramente se le
utiliza para producir energía eléctrica
propia
accionando
un
grupo
turboalternador y utilizando el vapor de
contrapresión a su salida para las
aplicaciones directas en los procesos de
producción. (Fig. 2).
- Generación de agua sobrecalentada para
calefacción industrial de sus propias naves
y para aplicaciones directas en procesos de
producción (Fig. 3).
1. Depósito nodriza de fuel-oil
2. Caldera de vapor
3. Economizador gases de combustión
4. Depósito de almacenamiento agua
alimentación calderas
5. Desgasificador térmico agua alimentación
calderas
6. Cambiador térmico de placas para recuperación
del calor de purga
7. Depósito recuperador de purga continua de
calderas
8. Depósito de almacenamiento agua tratada
9. Cambiadores tratamiento de agua
10. Depósito almacenamiento salmuera
12. Depósito almacenamiento ácido
Fig. 1: Esquema de principio de una central de generación de vapor saturado
Fig. 2: Esquema de principio de una central de generación de energía
eléctrica con vapor a contrapresión para el proceso
1. Caldera de agua sobrecalentada
2. Equipo doble de combustión
3. Bombas red a consumidores
4. Bomba circulación a.c.s. calderas
5. Evacuación gases combustión
6. Depósito expansión nitrógeno
7. Depósito alimentación
8. Bomba alimentación
9. Equipo de preparación de
combustible
Fig.3: Esquema de principio de una central de generación de agua sobrecalentada
La presente descripción se referirá exclusivamente a estas calderas para generación de energía en
plantas industriales de mediana potencia, sin generación de energía eléctrica para consumo propio.
Clasificación de las calderas por su diseño
Teniendo en cuenta el diseño, las calderas para generación en plantas industriales, se clasifican en dos
grandes grupos
• Pirotubulares, o de tubos de humos.
• Acuotubulares, o de tubos de agua.
Calderas
pirotubulares, o de tubos de humo.
Fig. 5: Calderas pirotubulares de tres pasos, con uno y dos hogares ondulados (sección longitudinal).
Se caracterizan porque la llama de la combustión
se forma dentro de cada hogar cilíndrico de la
caldera, pasando los humos generados por el
interior de los tubos de los pasos siguientes
(normalmente dos), para ser conducidos a la
chimenea de evacuación. De ello, su otro nombre
de calderas de tubos de humo.
En estas calderas, tanto los hogares, como los
tubos de humo, están en el interior de la virola, y
completamente rodeados de agua. De ello, su otro
nombre, poco usual, de calderas de hogar interior.
Las calderas para generar fluído térmico, son
similares a las de generación de agua
sobrecalentada, pero más simples en su
construcción. Tienen escasa demanda, por lo que
se excluyen de la presente descripción.
Para la selección de compra de las calderas
pirotubulares, se deberá tener en cuenta el
estricto cumplimiento de las siguientes
características esenciales:
Para generar vapor, se regula el nivel medio del
agua en su interior, de forma que varíe dentro de
– Que los hogares interiores, en los que se
forma la llama sean ondulados en toda su
longitud. Esta ondulación refuerza de
manera importante estos tubos de hogar,
una banda prevista, sirviendo su cámara superior
de separador del vapor generado, desde donde
sale al consumo por la tubuladura de salida.
y permite su imprescindible dilatación,
que es diferente que la del resto de la
caldera (Fig. 5)
Para generar agua sobrecalentada, la caldera está
completamente inundada, siendo iguales los
conductos de entrada y salida de agua.
– Que tenga tres pasos de humos, el primero
a través de los hogares, y los restantes a
través de los tubos de humo (Fig. 5).
Lascalderas que se fabrican con dos
pasos, el del hogar y, solamente uno, a
través de los tubos de humo, tienen el
rendimiento más bajo, y envejecen más
rápido por estar sometidas a una mayor
carga térmica.
– Que tengan dos hogares (un quemador
en
cada hogar) a partir de una
determinada potencia, normalmente, de 20
t/h de vapor en adelante, para no producir
cargas térmicas elevadas, que originen un
envejecimiento prematuro de la caldera
(Fig. 5)
– Que no tengan cierres de estanqueidad de
gran tamaño en la cámara de agua, ya que
provocan frecuentes fugas, difíciles de
reparar, y de mantenimiento muy
complicado.
Calderas
acuotubulares, o de tubos de agua
Se caracterizan porque la llama de los
quemadores se forma dentro de un recinto
formado por paredes tubulares en todo su
entorno, que configuran la llamada cámara de
combustión, pasando los humos generados por
el interior de los pasos siguientes, cuyos
sucesivos recintos están también formados por
paredes tubulares en su mayoría.
La cualidad que diferencia a estas calderas es,
que todos los tubos que integran su cuerpo, están
llenos de agua o, al menos, llenos de mezcla aguavapor en los tubos hervidores, en los que se
transforma parte de agua en vapor cuando
generan vapor como fluído final de consumo.
Estas calderas pueden generar indistintamente,
vapor, o agua sobrecalentada (Fig. 6 y 7)
Fig.6: Caldera acuotubular para generación de
agua sobrecalentada (sección transversal)
Fig.7: Caldera acuotubular para generación de vapor (sección transversal)
Cuando se destinan a la generación de vapor
disponen de un calderín superior y, normalmente,
de otro inferior.
El calderin superior trabaja
como separador del vapor generado y el inferior,
cuando existe, como distribuidor del agua a través
de los tubos hervidores. También disponen de un
paquete tubular de precalentamiento del agua de
alimentación,
llamado
genéricamente
economizador, que se puede instalar fuera del
cuerpo de caldera en calderas de mediana
potencia, o dentro de éste en calderas de gran
potencia. En estas calderas el flujo por los tubos
hervidores se realiza mediante circulación natural
(Fig. 7)
Cuando las calderas se destinan a la generación
de agua sobrecalentada no disponen de
calderines, o la distribución de agua a los tubos
de las paredes se realiza por medio de colectores
(Fig. 8 y 9)
En las calderas de mediana potencia es opcional
la previsión de un sobrecalentador del vapor
generado; en las calderas de gran potencia,
siempre se prevé este sobrecalentador.
Fig.8: Esquema de flujo de una caldera de
generación de agua sobrecalentada
Fig.9: Secciones de una caldera de generación de agua sobrecalentada
En las calderas acuotubulares la circulación del
agua por su interior es forzada por medio de las
bombas de circulación.
En las calderas de generación de vapor se regula
el nivel medio de agua en el calderín superior, de
forma que varíe dentro de una banda prevista,
sirviendo la cámara superior de separador del
vapor generado, desde donde sale al consumo
por la tubuladura de salida. (Fig. 7)
Para la selección de compra de estas calderas
acuatubulares, se deberá tener en cuenta el
estricto cumplimiento de las siguientes
características esenciales:
– Que el cuerpo externo y los recintos
interiores, salvo en sus caminos de
circulación de los humos, sean
completamente estancos, para que la
combustión se efectúe a sobrepresión
(presurizada).
– Que el cuerpo sea completamente
autoportante, es decir, que no se precisen
estructuras adicionales para la estabilidad
del cuerpo de caldera.
Últimos avances tecnológicos en las calderas
En el campo tecnológico del diseño mecánico de las calderas que se están tratando, no cabe mencionar
avances que puedan considerarse importantes. Es un equipo sobradamente experimentado en sus
aspectos esenciales, como son:
• Materiales
• Circulación interna de fluídos
• Equipamientos auxiliares
Donde hay sensibles diferencias en el producto final, es en la calidad de la ejecución, cuya banda de
aplicación varía sensiblemente entre cubrir estrictamente los mínimos exigidos por las normas y
reglamentos, o marcarse como objetivo la fabricación de un producto que esté bien construido, sea
fiable y, por añadidura, duradero. Una caldera construida con estas últimas premisas podrá mantenerse
en servicio fácilmente mas de 25 años. Otra, diseñada con los anteriores mínimos de calidad, durará
escasamente ocho o diez años, a costa de un mantenimiento penoso para el usuario y un sin fin de
averías continuas.
Es aconsejable para los futuros usuarios de calderas que tengan muy en cuenta que un ahorro en la
inversión de compra inicial, representará en la inmensa mayoría de los casos un gasto posterior, muy
superior, en reparaciones y amortizaciones.
El campo en el que se han producido avances tecnológicos importantes es en los sistemas de telegestión,
con utilización de apoyos informáticos, para la regulación y optimización del funcionamiento de las
calderas (Un ejemplo típico se refleja en las Fig. 10 y 11)
Fig.10:Esquema típico de un sistema
de telegestión, para una
central térmica industrial
Fig.11: Puesto central de control de una caldera térmica industrial, con sistema de telegestión
La telegestión, aplicada a las salas de calderas, se puede definir como el modo de aprovechar y desarrollar
la posibilidad de adquirir información, transmitirla y tratarla con toda la rapidez, fiabilidad e inteligencia
necesarias.
Estas funciones se pueden clasificar en tres fases:
• Adquisición de datos
• Transmisión de las informaciones
• Tratamiento de la información
Primera
función: adquisición de datos
Para obtener los datos en la primera fase del
proceso. se utilizan los captadores que
constituyen los órganos sensoriales del sistema.
Estos captadores pueden, bien detectar un estado,
bien efectuar una medición, o incluso realizar un
recuento.
• Detección de un estado
Se trata de captadores muy sencillos que
transmiten una información del tipo 0-1, todo
o nada. Generalmente concerniente a la
marcha o parada de bombas y también son
corrientemente utilizados para transmitir
alarmas.
• Realización de una medición
Las medidas más frecuentes utilizadas son
de temperaturas interiores de locales,
exteriores, temperaturas de salida y de
retorno de agua, temperatura de humos, etc.
También se puede efectuar otras
mediciones: medición del porcentaje de CO2
en los humos, del caudal de extracción de
aire de una ventilación, del estado
higrométrico en un recinto, etc.
• Realización de un recuento
Se puede contar la energía calorífica
consumida, los grados-día unificados (según
la evolución de las condiciones climáticas),
el tiempo de funcionamiento de una
máquina, un caudal, etc.
Segunda
función; transmisión de las informaciones
En la segunda fase del proceso, las informaciones
son emitidas por la unidad local, llamada todavía
puesto secundario.
ella misma puede decidir la parada
momentánea de una función sin transmitir
la información al puesto central.
Se ofrece dos posibilidades:
En esta elección opcional, se deciden en que
cuantía es necesario transmitir las
informaciones al ordenador central, siendo
a su cargo interpretarlas y tratarlas, o por el
contrario tratarlas localmente y hacerle llegar
solo las alarmas e informaciones generales
referentes a la gestión de la energía.
– Si la unidad local tiene la función de
transmisor se envía, generalmente, por
medio de la red telefónica, todas las
informaciones procedentes del conjunto de
salas de calderas.
– También se puede hacer, opcionalmente, que
esta unidad local también se conciba con
inteligencia importante, con el fin de que ella
misma pueda tratar un cierto número de
informaciones, es decir, comportarse de
manera autónoma.
Por ejemplo, en épocas intermedias y por la
recepción de la información de un captador,
Hay que hacer notar que esta segunda alternativa
conlleva
una
multiplicación
de
los
microprocesadores y, en consecuencia, una cierta
elevación de los costes de inversión; pero
presenta innegablemente ventajas substanciales
a nivel de explotación.
Tercera
función: tratamiento de la información
Las informaciones se descifran antes de ser
tratadas. Esto último es extremadamente variado
y depende de la programación hecha con
anterioridad.
Pueden distinguirse dos tipos de tratamiento que
son distintos en su propia esencia: un tratamiento
activo y un tratamiento de análisis.
– El tratamiento activo consiste en un cálculo
o comparación de datos que comporta una
acción directa: una alarma
o un
accionamiento. Por ejemplo, la información
de una temperatura inferior demasiado baja
y de una parada de los quemadores
ocasionará una alarma y la llamada
automática al personal de servicio.
– El tratamiento de análisis es la razón misma
de la unidad o puesto central.
Los datos estudiados no conllevan una
acción directa, sino que son analizados con
vista a una futura elección.
Por ejemplo, el cálculo del rendimiento -día
a día- de la sala de calderas y enviar personal
al lugar respectivo para realizar una
inspección y una acción, pudiendo consistir
ésta última, bien en una regulación a causa
de una desviación, o bien en la sustitución
de un órgano defectuoso
Este tratamiento de análisis puede contener,
también, toda la gestión de los fluídos
(seguida de los consumos) que pueden
terminar en una verdadera contabilidad
analítica.
Los equipos esenciales típicos de un sistema de telegestión, son los siguientes (Fig. 12)
Fig.12: Sistema de telegestión instalado para la central industrial de la Fig.11
Unidad
central y periféricos
• Ordenador con memoria suficiente RAM, y lectoras de minidisquete
Monitor de alta resolución
Teclado
• Impresora bidireccional
Subestaciones
(por unidad)
Subestación modular con los siguientes elementos:
• Modulo de alimentación
• Modulo microprocesador con memorias EPROM y RAM de capacidad adecuada.
• Tarjeta INTERRUPT
• Tarjeta INTERFACE
•
Tarjetas de entradas digitales
•
Tarjetas de salidas digitales
•
Tarjetas de entradas analógicas
•
Tarjetas de entradas por impulso
Es evidente que un objeto esencial de los sistemas de telegestión es la optimización en el funcionamiento
de las calderas. Para este fin, un elemento que se puede incorporar al equipamiento de la caldera, es el
analizador continuo del contenido de oxígeno en los humos procedentes de la combustión(Fig. 13 y 14).
Fig.13: Sonda para medición continua de oxígeno
en los humos de salida de una caldera
Fig.14: Panel de un analizador continuo de
humos con microprocesador
La sonda tiene en su extremo un elemento de óxido de circonio, que realiza la medición de los gases de
combustión. Esta sonda se instala en el conducto de salida de humos de la caldera y trasmite las
señales al analizador continuo. Esta señal es también posible enviarla el sistema de regulación de
quemadores, que la procesa y es capaz de optimizar con ella la combustión.
Introducción
Son aquellos que complementan
las calderas permitiendo su
correcto
funcionamiento.
Normalmente se instalan en una
zona próxima a las calderas y, con
frecuencia, dentro de una sala
que se denomina central térmica
o sala de calderas.
• Equipos de combustión
• Sistema de alimentación de agua
• Recuperadores del calor de los humos
Equipos de combustión
Son el conjunto de elementos necesarios para generar la llama en el interior del hogar de las calderas
de forma regulada y segura.
Como es sabido, el proceso de la combustión que genera la llama, es la reacción exotérmica de los
combustibles utilizados con el oxigeno del aire atmosférico.
A continuación, se describirán los elementos esenciales que forman parte de los equipos de combustión.
• Combustibles
• Tipos de quemadores
• Bombas de combustibles líquidos
• Estaciones de regulación de gas de combustión
• Ventiladores de aire de combustión
• Medios auxiliares
• Sistemas de regulación de la carga
Combustibles:
A Continuación, se citan los de uso más importante:
–
Líquidos, cuyas características son:
• Gasóleo clase C:
Densidad, a 15ºC:
Viscosidad cinemática, a 40ºC
Azufre, en peso:
Poder calorífico inferior:
• Fuelóleo pesado nº2:
< 0,9 kg/l
7 mm2/s
0,2 %
Viscosidad, a 50ºC:
máx. 50 ºE
Azufre, en peso:
máx. 3,5 %
Poder calorífico inferior
min. 9.400 kcal/kg
min. 9.700 kcal/kg
• Fuelóleo pesado nº 1:
Viscosidad, a 100ºC:
Azufre, en peso:
Poder calorífico inferior:
25 mm2/s
máx. 2,7 % (1)
min 9.600 kcal/kg
(1) cuando el contenido en azufre de esta calidad
no supere el 1% en peso se denominará
«Fuelóleo número 1 BIA»
–
Gaseosos, cuyas características son:
• Gas natural de ENAGAS:
Composición: MetanoCH4
96,6%
EtanoC2H6
3,2 %
NitrógenoN2
0,2 %
Poder calorífico superior:
9.900 a 10.900 kcal/m³N
Poder calorífico inferior:
8.900 a 9.800 kcal/m³N
Indice de WOBBE:
Peso molecular,a 0ºC y 760 mm Hg:
Peso especifico:
11.520 a 13.860 kcal/m³N
15 a 16 g/mol
0,7 a 0,9 kg/mol
Tipos
de quemadores
Los quemadores aplicables a las calderas de instalaciones industriales, se pueden clasificar en los
siguientes grupos esenciales, teniendo en cuenta la forma de tratar el combustible para configurar la
llama:
• De pulverización mecánica, o por presión
• De pulverización asistida, o por inyección de fluido auxiliar
• Rotativos, de pulverización centrífuga
• De flujo paralelo, con mezcla por turbulencia
DE PULVERIZACIÓN MECÁNICA, O POR PRESIÓN
En estos quemadores, se queman combustibles
líquidos, fundamentalmente, gasóleo o fuelóleo.
Estos llegan por el interior de la caña a su extremo,
ya en el interior de la cámara de combustión, en
donde se encuentran instalados los mecanismos de
pulverización. (Fig. 15)
1. Tuerca soldada
2. Distribuidor
3. Atomizador
4. Tuerca de bloqueo
Para que realice la pulverización, es
imprescindible que el combustible entre a la caña
con una presión que oscilará entre 16 y 20 bar,
según el fabricante y el tipo de combustible.
Para el uso de combustibles ligeros, gasóleo y
similares, no será necesario precalentarlo, porque
ya tienen una viscosidad adecuada a la
temperatura ambiente. En el caso de los
combustibles pesados, fuelóleo en sus
variedades, se precisa una viscosidad de unos
2ºE a la entrada a la caña, por lo que se tendrán
que precalentar, normalmente en dos niveles:
•
En el primer nivel: a unos 40ºC, según
tipo del fuelóleo, para que sea bombeable.
5. Pastilla
6. Tubo del quemador
Fig.15: Cabeza del quemador para pulverización
mecánica
•
En el segundo nivel: a unos 120ºC,
según el tipo de fuelóleo, para que alcance
los 2ºE que, aproximadamente, se requieren
para su pulverización.
DE PULVERIZACIÓN ASISTIDA, O POR INYECCIÓN
DE FLUIDO AUXILIAR
En estos quemadores, se queman también
combustibles liquidos pero, exclusivamente,
pesados, como fuelóleo números 1, ó 2.
La diferencia con los quemadores de pulverización
mecánica es que, a través de la caña, se conduce un
fluído auxiliar que se inyecta en su
cabeza y emulsiona el combustible,
formando una mezcla que se
pulveriza más fácilmente, a una
presión, generalmente algo más
baja que en el caso de pulverización
mecánica.
Cuando el vapor se genera en la caldera a una presión
inferior a 7 bar, se emplea aire comprimido como
fluído auxiliar de pulverización asistida.
Siempre que sea posible, es preferible la utilización
del vapor como fluído auxiliar, por las siguientes
ventajas:
•
Aporta calor al
combustible,
favoreciendo
el
proceso
de
combustión y de
limpieza de la caña.
•
No se requiere la
instalación auxiliar de
producción de aire
comprimido, que no
siempre
está
disponible en la
central.
Preferiblemente, se inyecta vapor
saturado a una presión de 8 a 12
bar,
que
se
deriva
del
generado,reduciéndole
y
regulándole a la presión requerida
antes de inyectarlo al quemador
Fig.16: Cabeza de quemador para pulverización asistida
(Fig. 16).
ROTATIVOS, DE PULVERIZACIÓN CENTRÍFUGA
En estos quemadores se queman combustibles
líquidos, indistintamente, ligeros (gasóleo), o
pesados (fuelóleo).
La pulverización se logra por la fuerza centrifuga
que se comunica al combustible por medio de un
elemento rotativo interno.
El elemento rotativo suele ser una copa, que gira
a gran velocidad, distribuye el combustible y lo
lanza perimetralmente hacia delante en forma de
tronco de cono (Fig.17).
Para el uso de combustibles ligeros con este tipo
de quemador, tampoco es necesario
precalentarlos, sin embargo con combustibles
pesados, fuelóleo en sus variedades, se precisa
un precalentamiento entre 60 y 80ºC, dependiendo
de sus calidades.
Es evidente que, al tener elementos móviles en
interior, estos quemadores rotativos requieren un
mantenimiento más cuidadoso que los de
pulverización mecánica, si bien son menos
propensos al ensuciamiento.
10. Motor quemador
20. Polea quemador
11. Correas quemador
21. Cojinete quemador
12. Polea meter quemador 22. Tapa cojinete
13. Junta
23. Ventilador
14. Timón aire
24. Caja ventilador
15. Anillo int. refractario
25. Palomilla aire primario
16. Tubo separación placa 26. Placa frontal
17. anillo refractario
27. Boquilla
18. Tubo alimentación
28. Copa
19. Eje quemador
29. Refractario
Fig. 17: Esquema rotativo de combustibles líquidos
DE FLUJO PARALELO, CON
MEZCLA POR TURBULENCIA
En estos quemadores se queman
combustibles gaseosos como el
gas natural.
El principio fundamental de
diseño y funcionamiento de estos
quemadores, es el siguiente
(Fig.18).
La cabeza de combustión se
compone, esencialmente, de un
dispositivo con aletas, llamado
roseta (1), dispuesto en un
director de aire cilíndrico (2).
1. Roseta de palas curvilíneas
2. Director de aire cilíndrico
6. Virola perforada de equilibrado
estático
3. Núcleo de fijación de llama
7. Virola móvil de equilibrado
4. Cono deflector
8. Lanzas para gas (equipos en la
5. Jacket-tube central
Fig. 18: Quemador de gas de flujo paralelo
versión gas o mixta F.O./gas)
El aire comburente, que llega
paralelamente al eje del
quemador,
se
pone
parcialmente en rotación por la
acción de la roseta. Esta última,
no ocupa toda la sección del
conducto de aire; el espacio
anular permite conservar una
parte de la vena de aire en
movimiento
axial.
Esta
combinación de un flujo axial y
de un flujo rotacional compone
un chorro de torbellino, que
provoca la mezcla en el gas.
Cuando se combinan los
quemadores que se acaban de
describir
para
quemar,
simultáneamente
o
por
separado,
más
de
un
combustible se emplean los
quemadores mixtos (Fig.19).
1. Elementos abatibles del quemador
2. Cuerpo del quemador
3. Aletas móviles
4. Anillo refractario
5. Lanza con caña de entrada de fuel-oil
6. Copa giratoria
7. Tobera de turbulencia del aire
8. Toberas de reparto del gas
9. Ventilador de aire de pulverización
10. Aletas del aire de pulverización
11. Conexión de fotocélulas con mirilla
Fig.19: Quemador rotativo para combustibles mixtos
Bombas
de combustibles líquidos
Para hacer circular los combustibles líquidos, entre los depósitos de almacenamiento y los quemadores,
es necesario utilizar bombas que lo impulsen a través de las correspondientes tuberías.
Se deberán usar, preferentemente, bombas de impulsión del fluído por medio de engranajes (Fig.20)
que ofrecen las siguientes ventajas, respecto de las centrifugas:
– Son más robustas
– Son más estables y trabajan de modo más
uniforme.
– El propio combustible, al ser un producto
petrolífero, actúa como lubricante de los
engranajes, siendo su vida útil más larga.
Fig.20: Bomba de engranajes (esquema)
Caja del prensaestopas. Es sencilla y profunda,
Eje ampliamente calculado elimina
sometida únicamente a aspiración, con lo que se
toda posibilidad de flexión.
reduce al mínimo el goteo.
Canales que aseguran libre
circulación del líquido a través
de los cojinetes.
Engranajes Chevron de módulo especial, sin empuje
Rodamientos de rodillos o bolas, según las
axial ni pérdida de líquido, gran superficie de
condiciones se servicio, doble hilera, de gran
contacto, resultan de alto rendimiento y larga
capacidad de carga, asegura larga duración y
duración.
alto rendimiento aún con líquidos de trasiego
de caracteristicas no lubricantes.
Fig.20: Bomba de engranajes (sección)
Estaciones
de regulación de gas de combustión
Toda instalación para combustión de gas está
constituida generalmente por:
– Una estación principal de filtrado, de
regulación y medida (ERM), instalada por la
compañía distribuidora y que suministra el
gas al utilizador a una presión de 3 a 5 bar.
– Una estación reguladora secundaria,
alimentada por la estación anterior, que
regula la presión del gas, en general entre
0,3 y 1,25 bar.
– Una red de tuberías, comprendiendo:
• Un circuito de gas que une, de una parte,
la estación principal con la estación
secundaria y, de otra, la estación
secundaria con los equipos de combustión.
• Un circuito de aire comprimido, limpio,
desengrasado y seco, a una presión de 3 a
6 bar, destinado a la alimentación de los
aparatos de regulación y seguridad.
– Un conjunto de elementos de regulación y
control, que mantienen el gas en condiciones
óptimas, para una buena combustión.
– Un conjunto de aparatos de seguridad, que
protegen la instalación contra las anomalías
de funcionamiento y regulación.
– En su caso, un quemador para
mantenimiento de una llama piloto, o
encendido, por cada equipo de combustión.
El encendido de estos quemadores se hace
eléctricamente.
– Uno o varios equipos principales, que
consumirán el gas mediante un proceso de
combustión.
La estación reguladora secundaria, comprende
principalmente (Fig.21):
– Un filtro (3), colocado a la llegada del gas y
constituido por una cesta metálica de malla
fina, situada en un cuerpo fácilmente
desmontable para su limpieza.
– En las instalaciones de marcha continua, se
colocan dos filtros en paralelo con valvulería
de seccionamiento, que permite la limpieza
de la cesta sin parar la instalación.
– Un regulador (5), que tiene como misión,
mantener en el circuito hacia los equipos de
combustión una presión constante,
aproximadamente de 1 bar efectivo
Se pueden emplear diferentes tipos de
reguladores:
• Automotores (51), que utilizan el propio gas
de la instalación como fluído motor.
• Comandos (52), que son accionados por
aire comprimido como fluído auxiliar.
En las instalaciones importantes, es frecuente
montar dos reguladores, manteniendo uno en
reserva.
1. Válvula electroneumática de
seccionamiento automático
2. Válvulas de seccionamiento de los
filtros
3. Filtros de cesta con malla
4. Vlavulas de seccionamiento de los
reguladores
5. Regulador de presión automotor,
utiliza el gas como fluido motor
6. Manómetro
7. Manostato de exceso de presión
de gas
8. Manostato de falta de presión de
gas
9. Válvula de seccionamiento y bypass del regulador
10. Llave de seccionamiento del
manómetro
Fig.21: Estación reguladora secundaria de gas
Ventiladores
de aire de combustión
Son los elementos destinados a enviar el aire
comburente al cajón, común o individual, en el
que están alojados los quemadores.
En las instalaciones industriales el ventilador
siempre se instala separadamente del quemador
y, preferentemente, se aloja en un foso situado
en el frente de la caldera, para amortiguar ruidos
(el ventilador es el elemento más ruidoso de una
central industrial), y para emplear menos espacio.
Es frecuente equipar estos ventiladores con
silenciadores acoplados al oído de aspiración,
para reducir el nivel sonoro que producen.
Tanto las calderas pirotubulares, como las
acuotubulares realizan la combustión a
sobrepresión, es decir, tienen los hogares y
demás compartimentos estancos, y trabajan a
sobrepresión interior.
Estos ventiladores se deberán prever e instalar,
siempre, con los siguientes criterios:
– El accionamiento del motor eléctrico al eje
del ventilador será por correas y poleas. De
este modo, se podrán realizar ajustes
posteriores en el caudal impulsado, variando
la velocidad de rotación, mediante la
instalación de otros juegos de poleas y
correas, lo que no permite una transmisión
directa.
– Entre el ventilador y elementos de impulsión
al quemador, o el cajón de aire, se deberán
instalar juntas flexibles, para amortiguar las
vibraciones y absorber las dilataciones de
la caldera.
Medios
auxiliares
Además de las bombas y ventiladores, existen otros elementos que complementan los equipos
de combustión, permitiendo su correcto funcionamiento y vigilancia, diferentes según sea el
combustible que utiliza el quemador.
• Quemador para combustibles líquidos
• Quemador para combustibles gaseosos
1) En el quemador para combustibles líquidos (El esquema de principio típico para fuelóleo se refleja
en la Fig.22):
1. Ventilador
2. Flexible
3. Quemador
4. Enlace tambor
5. Válvula magnética de paso de fuel-oil
6. Válvula cierre rápido fuel-oil
7. Manómetro 6 kg/cm2
8. Válvula cuantitativa
9. Termómetro
10. Válvula cuello largo regulación presión circuito
11. Válvula cierre rápido fuelóleo
12. Válvula seguridad fuelóleo
13. Grupo moto-bomba fuelóleo
14. Filtro de fuelóleol
15. Válvula de paso fuelóleo
16. Válvula de paso gas
17. Manómetro de 0,6 bar
18. Manoreductor
19. Válvula de paso gas de encendido
20. Válvula reguladora de presión
21. Manómetro
22. Válvula magnética encendido
23. Botella de gas
24. Presostato aire secundario
Fig.22: Esquema típico para equipo de combustión de combustibles líquidos
Elementos esenciales que comprende:
– La valvulería y elementos de control, que
para una instalación de marcha continua
suele ser:
• Cuatro válvulas (15), para aislamiento de
bombas y filtros de alimentación de
combustible.
• Cuatro válvulas (11), para seccionamiento
de los circuitos de impulsión y retorno de
combustible.
• Dos válvulas cuantitativas (8), para regular
el caudal de impulsión/retorno de
combustible.
• Dos válvulas manuales de cierre rápido
(6), a la entrada de combustible a
quemadores
• Dos válvulas manuales de cierre rápido
(5), a la entrada de combustible a
quemadores.
• Dos válvulas de derrame (10), para
mantenimiento de la presión en el circuito
de combustible a los quemadores.
– Elementos de seguridad sobre aire de
combustión y el fuelóleo:
• Un presostato (24), en el conducto de aire
entre el ventilador y quemador para
detectar baja presión.
• Un presostato y un termostato en el
colector de impulsión de las bombas (13),
para detectar baja presión y baja
temperatura
del
combustible
respectivamente
El ejemplo de la Fig.22, corresponde a
unos equipos de combustión con dos
quemadores
rotativos,
con
precalentamiento previo fuelóleo.
Todos los elementos anteriormente
enumerados están unidos entre sí por
tuberías de acero, y pueden constituir un
cuadro monobloc.
– Circuito de aire comprimido:
Sí existen válvulas neumáticas en los
circuitos, el aire comprimido para su
alimentación deberá ser desengrasado y
seco, por ello, se suele aportar por un grupo
moto-compresor, manteniendo la presión,
aproximadamente de 6 bar efectivos.
– Elementos de seguridad sobre quemadores:
Los quemadores tienen las siguientes
seguridades, además de las ya mencionadas
anteriormente:
• Presostato de alta presión en caldera.
• Célula de vigilancia de llama.
2) En quemadores para combustibles gaseosos (El esquema de principio típico para gas natural se
refleja en la Fig.21):
1.
Válvula
electroneumática
de
seccionamiento automático
2. Válvulas de seccionamiento de los
filtros
3. Filtros de cesta con malla
4. Válvulas de seccionamiento de los
reguladores
5. Regulador de presión automotor,
utiliza el gas como fluido motor
6. Manómetro
7. Manostato de exceso de presión de
gas
8. Manostato de falta de presión de gas
9. Válvula de seccionamiento y by-pass
del regulador
10. Llave de seccionamiento del
manómetro
Fig.21: Estación reguladora secundaria de gas
Elementos esenciales que comprenden:
– La valvulería y elementos de control, que
para una instalación de marcha continua
incluye normalmente:
• Cuatro válvulas (2), de aislamiento de los
filtros.
• Tres válvulas (4) y (9), para
seccionamiento y bypass en el caso del
regulador automotor. La válvula para
bypass se suele tener precintada para
evitar una falsa maniobra.
• Cuatro válvulas (4) y (9), para
seccionamiento y bypass en el caso de
regulador comandado.
• Un manómetro (6), con su llave de
seccionamiento (10), en el circuito
regulado.
– Elementos de seguridad sobre la presión del
gas:
• Un manostato (7), con su llave de
seccionamiento (10), para el exceso de
presión.
• Un manostato (8), con su llave de
seccionamiento (10), para la falta de
presión.
• Una válvula neumática (1), colocada a la
llegada del gas a la estación secundaria
que asegura el cierre inmediato por falta
o exceso de presión al actuar el manostato
correspondiente sobre la válvula piloto
electromagnética de alimentación de aire
a la válvula principal.
El conjunto de la válvula electro-neumática
principal (1) se elige de manera que la falta de
aire comprimido, o la falta de corriente eléctrica,
cierre la válvula.
En las instalaciones para grandes potencias,
equipadas con una buena regulación automática
del consumo de gas, se puede prescindir de esta
estación reguladora secundaria.
Todos los elementos anteriormente enumerados
están unidos entre sí por tuberías de acero y
pueden constituir un cuadro monobloc.
Los elementos esenciales de la rampa de gas en
el frente de caldera, son las siguientes ( Fig.23):
1. Colector principal de gas
2. Colector llegada de gas a rampa de equipos de
combustión
3. Vávula manual para seccto. general del gas
4. Válvula manual para seccto. de rampa
5. Válvula neumática de seccto. automático de rampa
6. Válvulas electromagnéticas para piloto de las
válvulas neumáticas
7. Válvula neumática de puesta a la atmósfera
8. Válvula reguladora progresiva de la presión
9. Válvulas manuales para seccto. de equipos de
combustión
10. Manguera flexible llegada gas a rampa
11. Equipos de cimbustión
12. Manostato de falta y exceso de presión de gas
en rampa
13. Manómetros con llave de seccto.
14. Quemadores auxiliares de encendido
15. Válvulas electromagnéticas seccto. de
quemadores auxiliares
16. Válvulas manuales para seccto. de quemadores
auxiliares
17. Válvula manual en circuito de quemadores
auxiliares
18. Válvulas neumáticas para seccto. de equipos de
combustión
19. Filtros de gas
20. Mangueras flexibles llegada gas a quemadores
auxiliares
21. Válvula manual de purga de aire
Fig.23: Rampa de gas típica
Considerando el caso clásico, para una
información general, de una estación de
regulación secundaria alimentando a dos
equipos de combustión para hogar y a varios
hogares, situados todos en la misma nave,
se pueden distinguir los siguientes circuitos
con los correspondientes elementos:
– Circuito de gas:
Partiendo de la estación secundaria se
encuentra:
- Un colector principal (1), constituído por
una tubería de acero montada con bridas
soldadas y juntas de Klingerit.
- Una válvula (3) manual, para
seccionamiento , montada sobre el
colector principal. Esta válvula se suele
situar fuera de la nave, permitiendo el
cierre en caso de accidente grave.
- Un colector (2), de llegada de gas a la
rampa de fachada de cada hogar.
- Una válvula (4) manual, para
seccionamiento de la rampa de fachada.
- Un filtro (19), de cesta metálica, de malla
fina, para cada rampa de fachada.
- Un colector de acero con salida para los
dos equipos de combustión y,
opcionalmente, para los dos quemadores
de encendido (14).
- Un tramo de tubería en acero para purga
de la rampa de fachada, que termina fuera
de la nave con una válvula manual (21),
de seccionamiento.
- Una
válvula
seccionamiento.
manual
(21),
de
- Una válvula reguladora (8), progresiva, de
la presión del gas.
- Dos manómetros (13), con llaves de
seccionamiento, antes y después de la
válvula reguladora.
- Alimentar las válvulas neumáticas de
seguridad.
- Refrigerar las células de control de llama.
- Una manguera flexible (10), para unión del
colector de llegada con el de los equipos
de combustión.
- Alimentar el regulador de presión, sino es
del tipo automotor.
- Dos válvulas (9) manuales, para
seccionamiento de los equipos de
combustión.
El consumo de aire comprimido es pequeño,
aproximadamente 1,5 m³/h, por rampa de
gas, y destinado para el funcionamiento del
regulador de presión.
– Circuito de aire comprimido:
El aire comprimido debe ser desengrasado,
seco y limpio, por ello, se suele aprovechar
por un grupo moto-compresor, manteniendo
la presión, aproximadamente, de 6 bar
efectivos.
Se debe montar en cada rampa de gas la
tubería necesaria para:
Las válvulas neumáticas de seguridad solo
utilizan el aire comprimido para maniobra de
la apertura o cierre, es decir, el consumo es
prácticamente nulo.
Todos los combustibles gaseosos pueden
formar con el aire una mezcla detonante, por
lo que se deben proyectar las instalaciones
con las protecciones siguientes:
–
Seccionamiento de la llegada de gas:
Es importante que, enseguida de la aparición
de una anomalía de funcionamiento, sea
puesto en acción el elemento de seguridad
que corta la llegada de gas a la rampa de
gas del hogar, o a alguno de los equipos de
combustión, dependiendo de la naturaleza
de la anomalía.
- El disparo de uno de los manostatos de
presión de gas o la detección de falta de
aire de combustión debe producir el cierre
de la llegada de gas a la rampa de gas del
hogar.
- La acción de una célula fotoeléctrica, que
controla la llama del equipo sobre el que
está instalada debe provocar el cierre
inmediato de la llegada de gas al equipo
de combustión correspondiente.
La mayoría de las veces estas maniobras de
cierre son ordenadas automáticamente por
los aparatos de seguridad, pudiéndose
distinguir dos tipos de instalaciones, en
función del número de equipos de
combustión por hogar, que condicionan la
necesidad de algunos elementos:
- Si el hogar solamente tiene instalado un
equipo:
Los manostatos de gas, el detector de falta
de aire y la célula de vigilancia de la llama,
actúan sobre el sistema de cierre situado
en el conducto de llegada de gas a la
rampa. Es decir, el exceso o falta de
presión de gas, la falta de aire o la
extinción de llama, provocan el cierre
inmediato del paso de gas al equipo.
- Si el hogar tiene instalados más de un
equipo:
–
Maniobras en rampa de gas con dos equipos
de combustión (Fig.23).
Los manostatos de gas y el detector de
falta de aire actúan sobre el sistema de
cierre situado en el conducto de llegada
de gas a la rampa.
- Para asegurar un cierre seguro de la
llegada del gas y evitar cualquier riesgo
de entrada al hogar se emplean los
siguientes elementos:
La célula de vigilancia de la llama de cada
uno de los equipos de combustión, actúa
sobre el sistema de cierre situado en el
conducto de llegada de gas al equipo
correspondiente.
• Una válvula neumática (5), con su
electroválvula piloto (6), montada sobre
el colector de llegada a la rampa de gas.
En general se puede decir que la acción de
los manostatos de gas y del detector de aire
de combustión obligan al cierre de la llegada
de gas a todos los equiposy que la acción
de alguna célula fotoeléctrica obliga al cierre
de la llegada de gas al equipo
correspondiente.
• Una válvula neumática (7), con su
electroválvula piloto (6), montada al
final del colector, para comunicación a
la atmósfera por fuera de la nave.
• Una válvula neumática (18), con su
electroválvula piloto (6), para cada
quemador, montada sobre el colector
de llegada al equipo.
1. Colector principal de gas
2. Colector llegada de gas a rampa de equipos de
combustión
3. Vávula manual para seccto. general del gas
4. Válvula manual para seccto. de rampa
5. Válvula neumática de seccto. automático de rampa
6. Válvulas electromagnéticas para piloto de las
válvulas neumáticas
7. Válvula neumática de puesta a la atmósfera
8. Válvula reguladora progresiva de la presión
9. Válvulas manuales para seccto. de equipos de
combustión
10. Manguera flexible llegada gas a rampa
11. Equipos de cimbustión
12. Manostato de falta y exceso de presión de gas
en rampa
13. Manómetros con llave de seccto.
14. Quemadores auxiliares de encendido
15. Válvulas electromagnéticas seccto. de
quemadores auxiliares
16. Válvulas manuales para seccto. de quemadores
auxiliares
17. Válvula manual en circuito de quemadores
auxiliares
18. Válvulas neumáticas para seccto. de equipos de
combustión
19. Filtros de gas
20. Mangueras flexibles llegada gas a quemadores
auxiliares
21. Válvula manual de purga de aire
Fig.23: Rampa de gas típica
El mando automático y tipo de estas
válvulas debe ser de tal forma que el cierre
de las válvulas de corte de gas obligue a
la apertura de la válvula de puesta a la
atmósfera.
Cualesquiera que sean las condiciones
particulares adoptadas para las
seguridades es necesario respetar de una
forma absoluta las condiciones
siguientes:
• La desaparición o variación de las
condiciones particulares normales
previstas para el funcionamiento debe
obligar de una manera irreversible al
cierre de todas las válvulas de corte.
• La falta de corriente eléctrica, o una
suspensión del suministro de aire
comprimido,
debe
entrañar
inmediatamente la detención de la
llegada de gas a la rampa de gas. Esto
implica la instalación de una
alimentación eléctrica independiente,
por batería de acumuladores, y de un
depósito de aire comprimido de
seguridad.
- Para consumos de gas muy importantes,
las válvulas electroneumáticas se
sustituyen por válvulas con servomotor
eléctrico, o neumático.
Es importante, para la seguridad de una
instalación, que el funcionamiento de los
equipos de combustión esté colocado bajo
control permanente de aparatos de alarma y
seguridad de corte, que puedan evitar las
condiciones favorables a la formación de la
mezcla explosiva.
Independientemente de las falsas maniobras
de encendido, que la estricta aplicación de
las normas y una instrucción conveniente al
personal suelen evitar, el peligro puede
aparecer durante el funcionamiento a
régimen normal de la instalación por una de
las siguientes causas:
− Aparición de inquemados en el gas de
combustión.
− Extinción imprevista de la combustión,
continuando la entrada de gas sin quemar
en el hogar.
APARICIÓN DE INQUEMADOS
La aparición de inquemados en el gas de
combustión
puede
ser
controlada
permanentemente por un aparato analizador.
Este aparto no es, general, absolutamente
obligatorio, si tienen en cuenta las siguientes
advertencias:
a) El exceso de aire de combustión admitido
en marcha industrial, debe ser sensiblemente
superior al exceso de aire mínimo
determinado durante el periodo de pruebas,
para así evitar los inquemados.
b) En el caso de marcha mixta (gas-combustible
líquido), la insuficiencia de aire de
combustión es inmediatamente detectada
por la aparición de humos en la chimenea
producidos por la combustión incompleta
del combustible líquido.
EXTINCIÓN DE LA COMBUSTIÓN
Los peligros derivados de la extinción imprevista
de la llama son relativamente fáciles de prevenir,
pues la extinción es debida, en la casi totalidad
de los casos a que, por una causa fortuíta, la
proporción de aire/gas a la salida del quemador
sobrepasa los límites de inflamabilidad.
El origen del desajuste puede ser:
• Un manostato detectando el exceso de
presión de gas.
• Un detector de falta de aire comburente.
• Un dispositivo detectando extinción de la
llama.
Todos estos aparatos actúan sobre las válvulas
de seccionamiento de la llegada de gas a la rampa
de gas, y/o a cada uno de los equipos.
• Una falta de gas.
– Manostatos de baja y alta presión de gas:
• Un exceso de gas.
• Una falta de aire comburente.
• Una maniobra defectuosa.
Los aparatos clásicos para evitar estos riesgos
suelen ser:
• Un manostato detectando la baja presión de
gas.
Los dos manostatos pueden ser sustituidos
por uno solo, de doble contacto controlado,
después de la válvula reguladora progresiva,
a las condiciones de falta o exceso de
presión del gas a la llegada a la rampa de
fachada.
– Detector de falta de caudal de aire
comburente:
Se puede utilizar un contacto eléctrico,
dispuesto sobre el contactor del mando del
motor del ventilador, que permite controlar
el funcionamiento o parada del motor.
Se puede, igualmente, emplear un manostato
sensible a las bajas presiones del aire,
cuando el ventilador funciona a caudal
mínimo para el menor consumo del equipo
de combustión.
– Detector de extinción de llama:
Aunque los manostatos de seguridad antes
descritos
detectan
como
última
consecuencia la falta de llama, se
recomienda, con carácter de necesidad,
prevenir esta falta de llama que se puede
producir sin razón aparente.
Los dispositivos usados para la detección
de llama en los equipos industriales de
combustión son:
- El electrodo de ionización.
- La célula fotoeléctrica.
a) Electrodo de ionización (Fig. A)
El principio de este dispositivo es una
ampliación, de una parte, de la conductividad
de la superficie ionizada de la llama y, de otra
parte, del restablecimiento de corriente
alternativa entre dos electrodos, que son
respectivamente la llama y la masa metálica
del equipo.
El control de llama por este sistema es positivo
y seguro, aunque pueden presentarse los
inconvenientes siguientes:
• El deterioro rápido de los electrodos,
obligando a sustituciones sistemáticas y
frecuentes.
• La imposibilidad de usarlo en una
combustión mixta, pues la llama del
combustible líquido (principalmente
fuelóleo) provoca el engrase del electrodo.
1. Cuerpo tubular
2. Electrodo de ionización
3. Electrodo de encendido
4. Tubo de llegeda de gas
5. Cuerpo
6. Carter
7. Faldon
8. Director
9. Deflector
10. Piloto
11. Interruptor
12. Tobera de gas
13. Junta
14. Soporte
15. Transformador de encendido
16. Relé de detección de llama
Fig. A: Electrodo de ionización
b) Célula de control de llama (Fig. B)
Es el único dispositivo admisible para la
combustión de gas, gas y fuelóleo o solo
fuelóleo.
Es, sin embargo recomendable, que las células
que se utilicen sean sensibles a los rayos
ultravioletas, pues en el comienzo de la llama
hay abundancia de estas radiaciones
(cualquiera que sea la calidad del combustible:
gas, fuelóleo, etc.).
Las células «UV» disponibles en el mercado
permiten detectar los rayos ultravioletas de
muy pequeña intensidad, si bien, es preciso
orientar el detector casi paralelamente el eje
del equipo de combustión y regular la
sensibilidad del objeto electrónicamente, o por
un diafragma.
Es fácil controlar con precisión la llama de cada
uno de los equipos de combustión instalados
en el hogar y conservar entre cada célula una
muy buena selectividad de la detección.
La célula asignada a cada equipo no ve los
bordes o la cola de la llama del equipo contiguo.
1. Dispositivo de mando con botón de puesta en
marcha del quemador
2. Transformador de encendido
3. Cámara de compresión con clapeta de aire a cierre
automático
4. Tapa de la carcasa
5. Cárter del quemador
6. Caña del pulverizador
7. Tubo de llama
8. Cabeza de combustión con electrodos de encendido
9. Regulación de la presión de aire lado combustión
10b. Servomotor para la regulación del caudal de aire
11. Vigilancia de la llama
12. Conector del quemador
13. Bomba de gasóleo
14. Motor
15. Tubos flexibles
Fig. B: Célula de vigilancia de llama
Sistemas
de regulación de la carga
La regulación de la carga de las calderas
industriales se realiza dependiendo de los dos
tipos esenciales de energía que producen:
– Generando vapor
– Generando agua sobrecalentada.
1) Generando vapor:
La señal primaria de gobierno es el valor de
la presión efectiva del propio vapor generado,
que se toma a la salida de la caldera (a la salida
del sobrecalentador, cuando dispone de él),
por medio de un transmisor (Fig.24), que a
través del correspondiente convertidor la
transforma en señal de salida de 4 a 20 mA
que llega al regulador principal del sistema
(Ejemplo en Fig.25). Este regulador compara
la señal recibida con su valor de consigna y
posiciona las válvulas de combustible. El
fabricante del sistema de combustión tiene
establecida una curva de combustión en la
que, para cada porcentaje de carga, le
corresponde una posición de las válvulas de
combustible y, a su vez, a cada posición de
las válvulas de combustible, le corresponde
una posición de las clapetas de regulación del
aire de combustión a los quemadores.
Obteniéndose en cada punto de esta curva el
coeficiente de exceso de aire, y un contenido
de CO 2 , en los humos. Las válvulas de
combustible y las clapetas del aire de
combustión van variando su posición, en
función de la variación del valor de la presión
del vapor o, lo que es lo mismo, de la demanda
de carga de la caldera.
1. Brida de conexión al proceso
2. Cuerpo de la célula de medida
3. Membrana
4. Junta anular
5. Sensor capacitivo de Silicio para presión
6. Convertidor A/D
7. EEPROM en la célula de medida
8. EEPROM en la electrónica
9. Microprocesador
10. Convertidor D/A
11. Módulo de comunicación, (sólo en la versión
programable)
12. Indicador analógico
13. Indicador digital (ambos opcionales)
Ia Señal de salida
Pe Presión de entrada
Uh Tensión de alimentación
Fig.24: Diagrama de función de transmisor de presión
Fig.25: Regulador de la alimentación
de agua a caldera
La banda de regulación de la carga tendrá como
valor máximo, el 100% de la carga (MCR), y
como valor inferior, la carga que corresponde
del mínimo técnico del sistema.
- Regulación todo/nada:
En la que los quemadores se encienden y
apagan al descender o sobrepasar un
determinado valor de consigna.
2) Generando agua sobrecalentada:
- Regulación a escalones (normalmente dos):
La señal primaria de gobierno, en este caso,
es el valor de la temperatura de impulsión del
agua sobrecalentada que se toma a su salida
de la caldera por medio de un transmisor, que
a través del correspondiente convertidor, la
convierte en señal de salida de 4 a 20 mA que
llega al regulador principal continuando el
proceso como en el caso anterior de las
calderas generadoras de vapor.
Los casos genéricos descritos anteriormente
son los que corresponden a un sistema de
regulación modulante o continua, sin
escalones. Existe la posibilidad de equipar los
sistemas de regulación de carga con criterios
menos exigentes, a saber:
En la que los quemadores se encienden a
carga mínima, o se sitúan a carga máxima,
en función de la demanda en el consumidor.
Ambos sistemas de escalones están en desuso y
completamente desaconsejados en las calderas
industriales, ya que perjudican su rendimiento
térmico cuando el objetivo actual es justamente
el contrario, es decir, optimizar estos
rendimientos, habida cuenta de alto precio de los
combustibles y de su evidente incidencia en la
amortización de las inversiones.
Sistema de alimentación de agua
Existen dos conceptos completamente distintos para los sistemas de alimentación de agua a las calderas
industriales, dependiendo de los dos tipos esenciales de energía que producen:
– Generando vapor.
– Generando agua sobrecalentada.
En ambos casos se tendrá en cuenta el contenido del Articulo 20, de la ITC-MIE-AP1, del Reglamento de
Aparatos a Presión, que presenta el cumplimiento de la NORMA UNE 9-075, sobre las calidades del
agua de alimentación, o aportación a las calderas (TABLAS 3,4 y 5, de la NORMA UNE 9-075, de octubre
1992, que se adjuntan).
Deberá entenderse que las prescripciones de la mencionada NORMA UNE 9-075, representan los valores
nominales a mantener según la reglamentación, pero que el usuario deberá respetar escrupulosamente
los valores limites que prescriba en su caso el fabricante de la caldera, que serán normalmente más
exigentes.
Tabla 3: Agua de alimentación en calderas pirotubulares
1) En el caso de alta concentración de materias orgánicas no oxidables con Mn O 2 K y
si oxidables con Cr O3 K2 se consultará a un especialista.
Tabla 4: Agua en el interior de las calderas pirotubulares
1) Las concentraciones de Si O2 en el agua de la caldera guardarán la relación:
Si O2 (mg/l) / m (m mol/l) <12,5
En aquellos casos en que existe un sobrecalentador, se limitará a 100mg/l para p<1,96MPa, 20
bar y a 75mg/l para presiones superiores.
Tabla 5: Agua en el interior de las calderas acuotubulares
1) Los valores reales hasta este límite dependerán de la salinidad del agua de alimentación y de la calidad del
vapor deseado.
2) Los valores reales serán directamente proporcionales a los valores de salinidad del agua dentro de la caldera.
3) Estos valores se ajustarán en función de la calidad del vapor requerido.
- En las calderas que generan vapor, el caudal de alimentación de agua será la suma de caudal de
vapor generado, más los caudales de purgas que se realicen.
En estas calderas, parte del agua de su interior se convierte en vapor, y la parte que no se
vaporiza va aumentando el contenido de sales, que no arrastra el vapor generado, elevando
consecutivamente su concentración. Las purgas se realizan para mantener esa concentración
de sales dentro de valores admisibles.
- En las calderas que generan agua sobrecalentada, normalmente, no se consume esa agua
sobrecalentada en los procesos, por lo que, únicamente habrá que reponer el agua perdida en
eventuales fugas y purgas.
Evidentemente, el caudal de agua de aportación en estas calderas es mucho menor que en las
calderas que generan vapor, y la concentración del agua sobrecalentada en el interior de los
circuitos y de la propia caldera no varía apenas.
A continuación se tratan los diversos componentes del sistema de alimentación:
• Tratamiento de agua
• Depósito de alimentación y desgasificador
• Bombas de alimentación
• Sistemas de regulación
Tratamiento
de agua
El tratamiento de agua de alimentación, o
reposición, tendrá como misión el acondicionar
las aguas brutas disponibles en cada caso para
que cumplan las prescripciones de los fabricantes
de calderas. El tratamiento a prever no podrá ser
por tanto siempre el mismo, si no que dependerá
de las características de las aguas brutas.
En las TABLAS 1 y 2, adjuntas, se relacionan
respectivamente de manera resumida las
impurezas más importantes de las aguas brutas
disponibles y los respectivos tratamientos para
transformarlas en aguas de alimentación o
reposición de calderas.
Tabla 1
IMPUREZA
FORMULA
FORMA
EFECTOS
Dióxido de carbono
CO2
Gas disuelto.
Corrosión y bajo pH, si la alcalinidad es
baja.
Sulfuro de hidrogeno
SH2
Gas disuelto.
Corrosión.
Oxigeno
O2
Gas disuelto
Corrosión.
Turbiedad o materias
en suspensión
-
Sólidos no disueltos
Depósitos en tuberías, aparatos, calderas.
Color
y
orgánica
-
Sólidos disueltos o no Ensuciamiento y espumas.
disueltos
Aceite
-
Coloidal
Depósitos y espumas.
Dureza
Ca+ -, MG++
Sólidos disueltos.
Incrustaciones.
CO3H-
Sólidos disueltos
Espumas, arrastres, desprendimiento de CO 2
fragilidad cáustica.
materia
Alcalinidad
CO3=. OHSulfatos
SO4=
Sólidos disueltos
Aumento
salinidad.
Con
incrustiones muy duras.
Cloruros
Cl-
Sólidos disueltos
Aumenta salinidad y corrosividad.
Sílice
SiO2
Sólido
disuelto.
veces colidal
Hierro, manganeso
Fe, Mn
Sólidos disueltos
-
Ca++
forma
A Incrustaciones. Depósitos sobre turbina
Sólido disuelto
Depósitos en tuberías y caldera.
Sólidos disueltos
En alta concentración,
depósitos en turbina.
forman
espumas
y
IMPUREZA
Tabla 2
TRATAMIENTO
Aireación (por tiro de aire).
Desgasificador a vacío
Desgasificador térmica
Aireación.
Sulfuro de hidrógeno
Coagulación con sales de hierro.
Cloración.
Desgasificación a vacío
Oxigeno
Desgasificación térmica
Filtración con o sin coagulante
Turbiedad
Coagulación en clarificador.
Coagulación en clarificador más filtración.
Color,
materia Coagulación, cloración y filtración
Filtración en carbón activo.
orgánica
Dióxido de carbono
Aceite (coloidal).
Dureza
Coagulación en clarificador y filtración
Filtración con pre-floc (aceite < 50 ppm.).
Ablandamiento con suavizadores.
Ablandamiento con cal, frío o caliente.
Ablandamiento con cal y suavizadores (proceso caliente).
Ablandamiento, ciclo H débil
Desmineralización.
Cloruros
Descarbonotación con cal en frío
Descarbonotación con cal en caliente.
Descarbonotación ciclo H débil
Descarbonotación ciclo Cl ¯
Desmineralización
Desmineralización
Precipitación con bario en clarificador
Desulfatación ciclo Cl ¯
Desmineralización
Nitratos
Desmineralización
Sílice
Tratamiento con cal en caliente.
Desmineralización
Aireación y filtración (poco hierro).
Aireación, clarificación y filtración (mucho hierro).
Alcalinidad
Alcalinidad
Sulfatos
Hierro
RESIDUO NORMAL
5-10 ppm.
2-5 ppm.
0-2 ppm.
0-1 ppm.
0-0.5 ppm.
0 ppm.
0-0,3 ppm.
0-0,007 ppm.
0-1 ppm.
5-10 ppm.
0-1 ppm.
Color 5-10 ppm.
Variable
Variable
0,5-1 ppm.
0-2 ppm. CaCO3
Variable
0-2 ppm. CaCO3
Variable
0-2 ppm. CaCO3
Variable
35 ppm. CaCO3
20 ppm. CaCO3
20-30 ppm. CaCO3
5-15 ppm. CaCO3
0-5 ppm. CaCO3
0-5 ppm. CaCO3
25 ppm, CaCO3
0-5 ppm. CaCO3
0-5 ppm. CaCO3
0-1 ppm. CaCO3
2 ppm. Si O2
0.02-1 ppm. Si O2
0,1-03 ppm.
0,1-03 ppm.
Depósito
de alimentación y desgasificador
Una variedad de tratamiento del agua de
alimentación de calderas es la desgasificación
térmica. Por ser un tratamiento especifico común
a la alimentación de calderas industriales, es
merecedor de describirlo por separado.
La desgasificación térmica se basa en el
fenómeno físico por el que la solubilidad de un
gas disuelto en agua (que no haya reaccionado
químicamente con él) disminuye al aumentar la
temperatura de ese agua, de manera que, tiende
a anularse cuando se alcanza la temperatura de
saturación correspondiente a la presión existente
Eso quiere decir que, a medida que vamos
calentando el agua en el desgasificador se irán
desprendiendo los gases disueltos, de manera
que se habrá eliminado la práctica totalidad al
alcanzar la temperatura de saturación a la presión
de servicio.
Existen dos tipos esenciales de desgasificador
térmico:
– Desgasificador en cascada (Fig.26):
En los que el agua tratada cae a través de
unas bandejas, a contracorriente a través del
vapor de calentamiento, desprendiéndose
los gases hacia la cúpula del desgasificador,
saliendo a la atmósfera junto con los gases
incondensables.
1. Desgasificador en cascada
2. Depósito de alimentación
3. Válvula motorizada
4. Válvula reductora de presión
5. Filtro
6. Válvula de seguridad
7. Indicador de nivel
8. Interruptores de nivel
9. Válvula de venteo
10. Manovacuómetro
11. Termómetro
12. Diafragma de salida de vahos
13. Válvula de retención
14. Válvula de vaciado
15. Refrigerador de muestras
16. Desagüe
Fig. 26: Esquema típico de desgasificador en cascada
– Desgasificador por
pulverización
(Fig.27):
En los que el agua
tratada
entra
pulverizada,
a
contracorriente a
través del vapor de
calentamiento,
desprendiéndose
los gases disueltos
y operando del
mismo modo que en
el desgasificador en
cascada.
Fig.27: Esquema típico de
desgasificador
por
pulverización
1. Desgasificador por pulverización
2. Depósito de alimentación
3. Válvula motorizada
4. Válvula reductora de presión
5. Filtro
6. Válvula de seguridad
7. Indicador de nivel
8. Interruptores de nivel
9. Válvula de venteo
10. Manovacuómetro
11. Termómetro
12. Diafragma de salida de vahos
13. Válvula de retención
14. Válvula de vaciado
15. Refrigerador de muestras
16. Tobera de pulverización
17. Desagüe
Bombas
El agua así desgasificada, se acumula en la parte
inferior del desgasificador, en el depósito de
almacenamiento del agua de alimentación.
Se aconseja que el tamaño del depósito de
alimentación sea tal, que la capacidad útil
acumulada permita una hora de funcionamiento
de la caldera como mínimo sin reponer agua
tratada, como reserva en caso de averías del
sistema de tratamiento.
de alimentación de agua
Según el Reglamento de Aparatos a Presión, las
calderas industriales provistas de quemadores de
combustibles líquidos, o gaseosos, deben estar
equipadas como mínimo con un sistema de
bomba de alimentación.
El tipo de bombas generalmente utilizado en las
instalaciones de calderas industriales es la
centrífuga, de varias etapas (Fig.28), con una
curva Q-H (caudal-altura manometrica), que no
sea plana (Fig.29), y con el punto de diseño
cercano al rendimiento máximo.
Fig.28: Bomba Centrífuga de cuatro etapas (sección longitudinal)
Habrá que prestar especial atención a que el
NPSHR requerido de la bomba, sea mayor que
NPSH D disponible de la instalación,
incrementando, este último, en las pérdidas de
carga de su aspiración para evitar cavitaciones.
HPSHR > NPSHD + S pérdidas de carga de su
aspiración.
El material del cuerpo de las bombas puede ser
de GG-25 para las de alimentación y reposición
de agua a la caldera o al sistema, siempre que la
temperatura del agua bombeada no exceda los
110ºC. Para la circulación de agua sobrecalentada
con temperaturas mayores de 120ºC este material
será GGG-25 como mínimo.
Fig.29: Curva característica típica de bomba centrífuga
Sistemas
de regulación
En las calderas de generación de vapor los
sistemas tradicionales de regulación de la
alimentación pueden ser de dos tipos:
– Todo/Nada
– Continua
En las calderas industriales de vapor no
se utiliza el sistema de regulación Todo/
Nada, por lo que se tratará, exclusivamente, el
sistema de regulación continua.
El sistema típico de alimentación y reposición se
representa para los siguientes casos, y
comprende:
1) Para una caldera pirotubular de generación de
vapor (Fig.30):
1. Depósito de almacenamiento de agua de alimentación
2. Válvula de seccionamiento
3. Filtro de cesta
4. Válvula de retención
5. Grupo motobomba
6. Válvula de seccionamiento y by-pass
7. Válvula de regulación motorizada
8. Válvula de retención
9. Válvula de seccionamiento
10. Transmisión de nivel
11. Caldera pirotubular de vapor
12. Caldera acuotubular de vapor
13. Caldera acuotubular de agua sobrecalentada
14. Depósito de expansión
Fig.30: Sistema de alimentación de agua-Caldera pirotubular de vapor
- Un depósito de almacenamiento de agua de
alimentación (1), con desgasificador.
- Una válvula de seccionamiento (8), y otra de
retención (9), a la entrada a la caldera.
- Un juego de válvulas de seccionamiento (2),
del grupo motobomba.
- Un transmisor de nivel (10), instalado en la
caldera.
- Un filtro (3), y una válvula de retención (4),
- Una caldera pirotubular (11), de vapor.
por cada grupo motobomba.
- Un grupo motobomba (5).
- Un juego de válvulas de seccionamiento y
bypass (6), de la estación de regulación de
nivel.
- Una válvula reguladora de nivel (7), que
puede ser motorizada, o de accionamiento
neumático.
2) Para una caldera acuotubular de vapor (Fig.31):
- Un juego de equipos (1) a (9), como
en el caso anterior.
- Un transmisor de nivel (10),
instalado en el calderín superior de
la caldera.
- Una caldera acuotubular (12), de
vapor.
Fig.31: Sistema de alimentación de agua-Caldera
acuotubular de vapor
1. Depósito de almacenamiento de agua de alimentación
2. Válvula de seccionamiento
3. Filtro de cesta
4. Válvula de retención
5. Grupo motobomba
6. Válvula de seccionamiento y by-pass
7. Válvula de regulación motorizada
8. Válvula de retención
9. Válvula de seccionamiento
10. Transmisión de nivel
11. Caldera pirotubular de vapor
12. Caldera acuotubular de vapor
13. Caldera acuotubular de agua sobrecalentada
14. Depósito de expansión
3) Para una caldera acuotubular de generación de
agua sobrecalentada (Fig.32):
1. Depósito de almacenamiento de agua de
alimentación
2. Válvula de seccionamiento
3. Filtro de cesta
4. Válvula de retención
5. Grupo motobomba
6. Válvula de seccionamiento y by-pass
7. Válvula de regulación motorizada
8. Válvula de retención
9. Válvula de seccionamiento
10. Transmisión de nivel
11. Caldera pirotubular de vapor
12. Caldera acuotubular de vapor
13.Caldera acuotubular de agua
sobrecalentada
14. Depósito de expansión
Fig.32: Sistema de reposición de agua-Caldera acuotubular de agua sobrecalentada
- Un depósito de almacenamiento de agua de
alimentación (1).
- Un juego de equipos (2) a (5), como en el
caso anterior.
- Una válvula de seccionamiento (9), a la
entrada al depósito de expansión.
- Un transmisor de nivel (10), instalado en el
depósito de expansión.
- Una caldera acuotubular (13), de agua
sobrecalentada.
Esta caldera podría ser también una
pirotubular
inundada
de
agua
sobrecalentada .
- Un depósito de expansión (14), que absorbe
las variaciones de volumen del agua
sobrecalentada en función de su
temperatura.
En este caso, no se prevé la válvula de regulación
continua de nivel (7), como en las calderas de
vapor. Como ya se indicó anteriormente, en el
apartado Sistemas de Alimentación de Agua, en
las instalaciones con caldera de agua
sobrecalentada solamente se precisa la
aportación de agua equivalente a las eventuales
fugas de los circuitos. El depósito de expansión
se deberá dimensionar para que su volumen útil
pueda absorber la dilatación total del agua entre
su nivel mínimo establecido (agua a temperatura
ambiente) y el máximo previsto (agua a la
temperatura resultante en el depósito de
expansión, a máxima carga de la caldera).
Será, solamente, cuando el nivel real
establecido se sitúe por debajo del
mínimo nominal previsto en el
depósito de expansión, cuando se
pondrá en servicio la motobomba
para restituir el agua que falta y
pararse al restablecerse el nivel
mínimo nominal.
Nivel en la caldera:
Los esquemas representados en las
Fig.30 y 31, correspondientes a
sistemas de regulación a un punto,
el valor del nivel medio será el
registrado en el transmisor de nivel
(10), instalado en la caldera.
Caudal de vapor generado:
En sistemas más completos, en
función de las necesidades de
producción, la regulación de la
alimentación se puede prever a dos
e, incluso, a tres puntos, o variables,
a saber:
Midiendo el valor real
Primer punto
Caudal del agua de alimentación:
Mide el caudal instalado en el tramo
Segundo Punto
de impulsión de la bomba.
Mide el caudal instantáneo a la
Tercer punto
salida de la caldera
Este sistema de regulación corrige la orden del transmisor de
nivel sobre la válvula reguladora, teniendo en cuenta las
tendencias instantáneas de demanda del consumidor, y de
caudal que se bombea, e incidiendo sobre la acción de apertura
o cierre de la propia válvula reguladora.
El usuario debe decidir, o hacerse asesorar en su caso, en
función de sus necesidades particulares de producción.
Recuperadores del calor de los humos
Los humos que se generan en la combustión atraviesan las distintas partes de la caldera cediendo su
calor y reduciendo su temperatura hasta evacuarse al exterior por la chimenea.
Se diferencian dos conceptos que, teniendo el mismo objetivo, se conciben con diseño distinto:
– Economizadores.
– Recuperadores del calor de los humos.
En ambos casos, se persigue la reducción de la temperatura de los humos, dentro de limites admisibles,
para que cedan su calor a un fluído. Son por tanto, intercambiadores de calor, generalmente formados
por paquetes tubulares, pero con las siguientes diferencias esenciales:
– Economizadores (Fig. D):
• En ellos se produce siempre el precalentamiento del agua de alimentación en las calderas que
generan vapor antes de entrar al calderín superior (Fig.7). En las calderas de agua sobrecalentada
se produce el precalentamiento del agua de retorno antes de distribución a la cámara de
combustión. (Fig.6,8 y 9).
Fig. D: Sección de una caldera con economizador.
• Van generalmente incorporadas al cuerpo de caldera, excepto en algunas calderas de vapor de
dos calderines en las que se instala separadamente (Fig.7).
– Recuperadores del calor de los humos (Fig. C):
Fig. C: Caldera de agua sobrecalentada con recuperador de calor de los humos.
• En ellos se produce el calentamiento, con los humos, de un fluído que pueden ser ajeno, o no, a
la propia caldera.
• Se instala como complemento de una caldera aunque ésta ya disponga de economizador.
• Casos típicos de recuperadores de calor de los humos son los que se instalan a su salida de las
calderas pirotubulares (que por su diseño no incorporan economizador), calentando fluídos del
proceso, aire de combustión, etc.
– Limitaciones:
Evidentemente, no será posible reducir la temperatura de los humos hasta el valor que queramos.
Existen los siguientes limites técnicos en el diseño de los recuperadores del calor de los humos:
• Los humos procedentes de los combustibles líquidos derivados del petróleo (gasóleo y fuelóleo)
tienen azufre entre sus componentes. En la combustión, que es una reacción exotérmica, este
azufre se une al oxígeno del aire comburente formado anhídrido sulfuroso que es inestable y
reacciona fácilmente con el vapor de agua, también procedente de la combustión, formándose
ácido sulfúrico según el siguiente esquema simplificado:
CNH2N+2+S+02=CO2+SO3+H2O+O2=CO2+H2O+S04H2
El punto de rocío del anhídrido sulfúrico, corresponde a una temperatura de, aproximadamente,
130ºC, por lo que no se podrá poner en contacto los humos con ninguna superficie a temperatura
igual, o inferior, a ella. Si lo hace, se condensa y forma ácido sulfúrico que corroe rápidamente
todos los elementos metálicos.
• La otra limitación procede de la propia situación térmica, a saber:
Los recuperadores son intercambiadores de calor, en los que el fluído a calentar circula por el
interior de un haz tubular, por cuyo exterior circulan los humos a contracorriente.
Las diferencias de temperaturas entre los humos y el fluído no podrán ser muy pequeñas
(alrededor de los 30 a 40ºC, como mínimo) para que la construcción sea viable y rentable. Por
ejemplo, si tenemos que la temperatura de los humos varía de 200ºC (salida caldera), a 110ºC
(salida recuperador), las temperaturas del fluído a calentar tendrán como limitación 80ºC (entrada
recuperador), y 170ºC (salida recuperador), respectivamente.
– Conclusiones:
• La pérdida de rendimiento mayor en cualquier caldera se produce por el calor que se evacua
con los humos, del 5 al 15%, según los casos.
• Cualquier sistema de recuperación del calor de los humos representará, por tanto, una sensible
mejora en el rendimiento y una economía en el gasto de combustibles.
• La mejora de rendimiento que se produce por la instalación de un receptor del calor de los
humos oscila, normalmente y según los casos, entre el 1% y el 5% aproximadamente.
Ejemplo
práctico:
Caldera de generación de agua sobrecalentada:
• Potencia máxima al 100% de carga:
N= 10.000.000 kcal/h
• Temperatura de entrada/salida del agua:
t1/t2 = 140/180ºC
• Temperatura de salida de los humos:
tH1 = 250ºC
• Rendimiento térmico de la caldera:
η1 = 90%
• Consumo de fueloil, en estas condiciones:
GFO = 1.145 kg/h
• Poder calorífico inferior del fueloil:
Hi = 9.700 kcal/kg
Se instala un recuperador de calor de los humos con una batería de tubos, por lo que circula el agua
sobrecalentada de la caldera, obteniéndose los siguientes valores:
• Temperatura de entrada/salida de los humos:
tH1/tH2 = 250/18
• Calor recuperado de los humos:
NR = 357.240 kcal/h
• Temperatura de entrada/salida del agua
sobrecalentada a través del recuperador:
tA0/tA1 = 138,53/140ºC
• Nuevo rendimiento térmico de la caldera:
10.000.000 + 357.240
η2 =
X 100 = 93,25 %
9.700 . 1.145
Hemos mejorado el rendimiento térmico, del 90 al 93,25 %
• Introducción
• Optimización del mantenimiento
• Programas de mantenimiento
Introducción
Hace relativamente pocos años, hasta aproximadamente la década de los 80, el precio de los
combustibles estaba en niveles realmente bajos y, de manera similar, el porcentaje del coste de
la mano de obra tenía proporcionalmente menor incidencia en los presupuestos del personal
propio de plantilla de las empresas.
Las anomalías que surgían en la explotación de las instalaciones industriales se corregían
mediante las necesarias reparaciones con el personal propio sin prestar excesiva atención a los
rendimientos.
Al cambiar esta situación, primero, con la rápida subida en los precios de los combustibles y
segundo con la elevación de los salarios, se vio la necesidad de adecuar los criterios de
optimización y prevención de las actividades de mantenimiento y se aprueba en 1980 el Reglamento
de Instalaciones de Calefacción, Climatización y Agua Caliente Sanitaria, como comienzo oficial
por parte de la Administración a contemplar medidas encaminadas a racionalizar estas actividades.
Deben distinguirse dos conceptos que define el Reglamento como actividades diferentes, a saber:
– Mantenimiento: conjunto de operaciones para asegurar el funcionamiento de una instalación
de manera constante con el mejor rendimiento energético posible, conservando
permanentemente la seguridad en el servicio y la defensa del medio ambiente.
– Conservación: Conjunto de operaciones mínimas a realizar sobre un equipo, normalmente
recomendadas por el fabricante del mismo con el fin de conseguir un funcionamiento adecuado.
La actividad que más se ha realizado, generalmente, ha sido la de alcanzar los parámetros técnicos
prescritos por los fabricantes, es decir, la conservación. Pero puede suceder que una instalación
esté muy bien conservada, pero que no regule bien y alcance rendimientos deficientes, con lo que
estos malos resultados, en el caso de un buen diseño sin defectos, son achacables a un mal
mantenimiento.
Optimización del mantenimiento
El mantenimiento propiamente dicho puede ser:
–
Preventivo:
Cuando se pretende una anticipación a
eventuales desviaciones, anteponiendo los
medios y realizando las inspecciones
necesarias.
–
pauta de actuación, encaminada a optimizar las
actividades de mantenimiento y conservación en
las calderas para generación de energía en
plantas industriales:
1) Reducción de las pérdidas de calor:
Revisar y, en su caso, corregir:
Correctivo:
- Defectos en el aislamiento térmico.
Cuando como resultado de las
inspecciones, o detección de averías, se
modifican desviaciones sistemáticas, o se
corrijan defectos detectados en los
equipos.
- Fugas por bridas, prensas de válvulas, etc.
A continuación se van a resumir una serie de
recomendaciones prácticas que indican una
- Funcionamiento correcto del sistema de
recuperación de condensados.
2) Mejora del rendimiento y del funcionamiento:
Revisar y, en su caso, corregir:
- Funcionamiento correcto de las calderas,
comprobando, especialmente, los siguientes
parámetros:
• Hollín: Se producen en combustiones
incompletas. Ajustar quemadores, y
mantener limpieza.
• Estanqueidad: Pueden producirse
entradas parásitas de aire, o fugas de
humos (atención al CO). Detectar y
corregir.
• Ventilación: Una entrada insuficiente de
aire exterior puede empobrecer el
contenido de oxígeno en el aire
comburente, y disminuir la eficiencia de
la combustión. Mantener los huecos, o
rejillas de entrada libres y limpios.
• Chimeneas: Extraer periódicamente los
hollines depositados generalmente en su
base, que pueden obstruir parcialmente
la salida de humos, influyendo
negativamente en el tiro y, por tanto, en la
combustión. Además, el hollín puede
acumular una importante cantidad de agua
de lluvia que con los residuos de azufre
forman ácido sulfúrico que corroe las
partes metálicas.
• Condensaciones en los humos: Impedir
que las temperaturas de entrada de los
fluidos a los economizadores o
recuperadores de calor descienda por
debajo del punto de rocío del anhídrido
sulfuroso/sulfúrico de los humos (aprox.
130ºC), para impedir su condensación y
formación de ácido sulfúrico.
• Incrustaciones en las superficies de
intercambio de calor: Verificar
sistemáticamente la buena calidad del
agua de alimentación y, sobre todo, del
agua de caldera. Las incrustaciones en
estas superficies dificultan la transmisión
de calor a través de ellas disminuyendo
sensiblemente el rendimiento. Puede
llegar incluso, a formarse una capa tan
gruesa, que impida la refrigeración de los
tubos o, lo que es peor, del hogar
ondulado en las calderas pirotubulares,
originando su rotura o aplastamiento.
- Funcionamiento
correcto
de
los
quemadores, prestando especial atención a
los siguientes aspectos:
• Comprobar que la pulverización se realiza
correctamente con los combustibles
líquidos.
Verificar
y
limpiar
sistemáticamente las cabezas de
pulverización mecánica, o asistida, o por
centrifugación.
• Seguir meticulosamente las instrucciones
del fabricante para situar exactamente los
elementos en su posición correcta,
manteniendo las distancias prescritas. De
no ser así, se provocan encendidos
defectuosos, combustiones incompletas
y, como consecuencia, descenso del
rendimiento.
- Regulación y control de los sistemas:
Comprobar su bien funcionamiento,
especialmente en lo concerniente a:
• Caudales, temperaturas y presiones de los
combustibles.
• Caudales, temperaturas y presiones del
agua de alimentación.
• Caudales, temperaturas y presiones del
vapor, o del agua sobrecalentada que
genera la caldera.
• Valores de consigna y bandas de
actuación de los distintos sistemas.
• Actuación correcta de la protecciones y
elementos de seguridad mecánicos y
eléctricos.
• Revisión y comprobación de función de
cuadros eléctricos.
Es evidente que la eventual complejidad de una
instalación aconsejará aumentar en consecuencia
la relación de actividades de mantenimiento y
conservación que se acaba de expresar,
adecuándolas cada explotador a sus propias
necesidades.
Programas de mantenimiento
En Julio de 1980 se aprobó el Reglamento de
Instalaciones de Calefacción, Climatización y
Agua Caliente Sanitaria, que se completa y
desarrolla en Julio de 1981 con la aprobación de
la Instrucciones Técnicas Complementarias, más
conocidas como IT.IC.
– Empresas de mantenimineto:
• Calificación empresarial y regulación del
sector.
• Carnets de mantenedor.
• Exigencias mínimas y profesionalidad.
Los objetivos fundamentales que pretende
alcanzar este reglamento, en sus IT.IC, se pueden
resumir del siguiente modo:
- Generales:
• En seguridad y calidad en el servicio.
• En mejoras del rendimiento.
• Definición de las operaciones mínimas de
mantenimiento y de su frecuencia, según
IT.IC.22.
• Libros de mantenimiento.
• Necesidades del
Administración.
– El mantenimiento, y su incidencia:
control
por
la
• En alargar la vida útil de las instalaciones.
El mencionado Reglamento prescribe la
obligación de realizar el mantenimiento de las
instalaciones, según los siguientes grupos de
potencias:
1) Potencias inferiores a 100 kW:
- Revisiones periódicas por Técnico
competente, sin exigencia de carnet
profesional.
- Revisiones anuales por Empresa de
mantenimiento o Técnico con carnet
profesional de mantenedor, que extenderá
el correspondiente certificado.
2) Potencias entre 100 y 1.000 kW:
- Revisiones periódicas realizadas por
Empresa de mantenimiento, debidamente
calificada, que se responsabiliza, o por
Técnico en posesión del carnet
profesional de mantenedor.
3) Potencias superiores a 1.000 kW:
- Necesidades de una Dirección Técnica de
mantenimiento, con un nivel mínimo de
Técnico de grado medio, que se
responsabiliza de la correcta realización.
Los programas de mantenimiento a prever, se
deberán establecer en función de las exigencias
mínimas del Reglamento, de la potencia de las
instalaciones, y del criterio del propio explotador.
Estos programas se plasman en Fichas, o Gamas
de mantenimiento, que son los guiones sobre los
que se fijan las distintas actuaciones, su
periodicidad, y se deja constancia de los
resultados obtenidos.
Como ejemplo orientativo se adjuntan los
siguientes «Listados de operaciones de
mantenimiento»:
- Ficha nº 1: CALDERAS DE VAPOR/AGUA
SOBRECALENTADA
- Ficha nº 2: EQUIPOS DE COMBUSTIÓN/
GASÓLEO Y FUELÓLEO
- Ficha nº 3: EQUIPOS DE COMBUSTIÓN/GAS
NATURAL
Ficha nº 1: CALDERAS DE VAPOR/AGUA SOBRECALENTADA
NUM.
DESCRIPCIÓN
INTERVALO
1ª
Control de purga de caldera.
1M
2ª
Control de condiciones de combustión y rendimiento de la caldera.
3M
3ª
Anotación del pH del agua de caldera.
3M
4ª
Contraste y ajuste de regulación de tiro
6M
5ª
Contraste y ajuste de los termostatos de mando y seguridad.
1M
6ª
Contraste y ajuste de los presotatos de mando y seguridad.
1M
7ª
Control de equipos de depuración de humos, si procede.
3M
8ª
Verificación y ajuste en caldera de vapor de los automatismos de nivel.
1M
NUM.
DESCRIPCIÓN
INTERVALO
9ª
Comprobación haces tubulares de caldera, refractarios y juntas de puerta.
1A
10ª
Limpieza y verificación filtro bomba quemador.
6M
11ª
Limpieza y verificación de electrodos.
6M
12ª
Limpieza y verificación boquillas de pulverización y válvulas solenoides.
6M
13ª
Limpieza y verificación de mirilla.
6M
14ª
Limpieza y verificación de platos deflectores.
6M
15ª
Limpieza y verificación célula fotoeléctrica.
6M
16ª
Verificación de programador de encendido.
1A
17ª
Verificación de seguridad y enclavamiento quemadores
6M
18ª
Verificación de la regualción de presión de combustible.
1M
NUM.
DESCRIPCIÓN
INTERVALO
19ª
Contraste y ajuste de termómetros y manómetros.
6M
20ª
Limpieza de residuos sólidos de los depuradores de humos, si procede.
1A
21ª
Comprobación del circuito de gases de la caldera.
1M
22ª
Inspección del aislamiento de la caldera.
1A
23ª
Limpieza de chimenea y conductos de comprobación y tarado válvula seguridad.
1A
24ª
Comprobación y tarado válvula seguridad.
1A
25ª
Control de la prueba hidráulica de la caldera.
1A
Leyenda:
A= Años
M= Meses
Q= Quincenas
S= Semanas
D= Días
H= Horas
Ficha nº 2: EQUIPOS DE COMBUSTIÓN/GASOIL Y FUELOIL
NUM.
DESCRIPCIÓN
INTERVALO
1ª
Contraste y ajuste de regulación de tiro.
6M
2ª
Contraste y ajuste de los termostatos de mando y seguridad.
1A
3ª
Contraste y ajuste de los presostatos de mando y seguridad.
1A
4ª
Control equipos de depuración de humos, si procede.
1A
5ª
Comprobación haces tubulares de la caldera, refractarios y juntas de puerta.
1A
6ª
Limpieza y verificación filtro bomba quemador.
6M
7ª
Limpieza y verificación de electrodos.
6M
8ª
Limpieza y verificación boquillas de pulverización y válvulas solenoides.
6M
NUM.
DESCRIPCIÓN
INTERVALO
9ª
Limpieza y verificación de mirilla.
1A
10ª
Limpieza y verificación platos deflectores.
1A
11ª
Limpieza y verificación célula fotoeléctrica.
1A
12ª
Verificación de programador y transformador de encendido.
6M
13ª
Verificación de seguridades y enclavamiento quemadores.
6M
14ª
Verificación de la regulación de presión de combustibles.
3M
15ª
Contraste y ajuste de termómetros y manómetros.
6M
16ª
Limpieza de residuos sólidos de los depuradores de húmos, si procede.
1A
17ª
Comprobación del circuito de gases de caldera.
1M
18ª
Inspección del aislamiento de la caldera.
1A
NUM.
DESCRIPCIÓN
INTERVALO
19ª
Verificar inexistencia de fugas.
6M
20ª
Verificar funcionamiento automatismos.
6M
21ª
Verificar funcionamiento cambio secuencia
6M
22ª
Comprobar estado rodamientos del ventilador.
6M
23ª
Anotar consumo eléctrico motor del quemador.
1M
24ª
Comprobar estado general, oxidaciones, antivibratorios, etc.
1A
Leyenda:
A= Años
M= Meses
Q= Quincenas
S= Semanas
D= Días
H= Horas
Ficha nº 3: EQUIPOS DE COMBUSTIÓN/GAS NATURAL
NUM.
DESCRIPCIÓN
INTERVALO
1ª
Analisis de combustión
52S
2ª
Comprobación de ausencia de fugas en la rampa de regualción.
12S
3ª
Comprobación de haces tubulares de caldera, refractarios y juntas de puertas.
52S
4ª
Comprobación de la actuación de los termostatos de maniobra y seguridad.
12S
5ª
Comprobación de la actuación del pirostato.
4S
6ª
Comprobación manometrica de presión gas.
4S
7ª
Comprobación temperatura de utilización del agua de la caldera.
2S
8ª
Limpieza de residuos solidos en caldera y cajon de humos.
52S
NUM.
DESCRIPCIÓN
INTERVALO
9ª
Limpieza y verificación de celula fotoeléctrica.
24S
10ª
Limpieza y verificación de electrodos.
24S
11ª
Limpieza y verificación de la mirilla.
24S
12ª
Purgado con la caldera parada.
4S
13ª
Verificación de estanqueidad de válvula en la rampa.
24S
14ª
Verificación de los termostatos de maniobra y seguridad.
12S
Leyenda:
A= Años
M= Meses
Q= Quincenas
S= Semanas
D= Días
H= Horas
Introducción
A continuación, se van a indicar
las hojas de cálculo, o fórmulas
aplicables al balance térmico y
dimensionamiento de los equipos
esenciales de una central
industrial de generación de
energía.
• Calderas
• Equipos de combustión
• Bombas de alimentación de agua
Calderas
Sin duda, el aspecto más importante para el explotador, es la determinación del
rendimiento térmico. Su valoración, se puede determinar por dos métodos.
–
Método directo
–
Método indirecto
Determinación
del rendimiento por el método directo
Se obtiene de establecer el balance térmico:
Para calderas de vapor:
G.Hi.h=Qv.(iV-iA) kcal/h
Para calderas de agua sobrecalentada:
G.H .h=QA.(i –i ) kcal/h
i
A2
A1
• Caudal teórico de combustible quemado:
- Gasóleo, o fuelóleo:
G
kg/h
- Gas natural:
G
m³ N/h
• Poder calorífico inferior del combustible:
Gasóleol, o fuelóleo:
H
kcal/kg
i
Gas Natural:
H
kcal/m³N
i
• Caudal de vapor generado
QV
kg/h
• Entalpía del vapor generado
iV
kcal/kg
• Entalpía del agua de alimentación:
iA
kcal/kg
• Caudal de agua sobrecalentada gerenrada:
QA
kcal/h
• Entalpía del agua sobrecalentada /suspensión: iA2
kcal/kg
• Entalpía del agua sobrecalentada /retorno:
iA1
kcal/kg
• Rendimiento térmico de la caldera:
η
-
De donde:
• Para calderas de vapor
η=
Los valores Q V , Q A, G, se miden con los
correspondientes caudalímetros.
QV . (iV-iA)
100 (%)
G . Hi
η=
QA . (iA2-iA2)
.
G . Hi
100 (%)
Los valores i V, i A, i , i , se deducen de las
A1
A2
presiones y temperaturas que indican los
correspondientes instrumentos.
El valor H , es conocido para los combustibles
i
utilizados gasóleo, fuelóleo, o gas natural.
Determinación
del rendimiento por el método indirecto
Para ello, será necesario determinar la suma de todas las pérdidas que se originan en la caldera, a
saber:
- Pérdidas por los humos evacuados por la chimenea.
- Pérdidas por inquemados (combustión incompleta).
- Pérdidas por purgas
- Pérdidas por radiación.
1) Pérdidas por los humos evacuados por la chimenea:
Se valoran mediante la formula:
(100 - g) . v H. cm. (tH –ta)
. 100 (%)
qh=
Hi
Siendo:
• Parte del combustible inquemado:
g
%
- Para gasóleo, o fuelóleo:
vH
m³N/kg
- Para gas natural:
vH
m³N/m³N
• Caudal de humos que genera la unidad
de combustible:
• Calor específico medio de los humos,
entre tH y ta:
c
kcal/m³NºC
m
• Temperatura de salida de los humos
de la caldera:
• Temperatura ambiente:
tH
ta
ºC
ºC
2) Pérdidas por inquemados (combustión incompleta):
Están valorados por el porcentaje g, indicado en el punto 1), anterior
q =g %
i
Lo facilita el fabricante del quemador, y su valor es muy pequeño, del orden del 0,1 al 0,3% con las
técnicas actuales.
3) Pérdidas por purgas:
Se valoran mediante la fórmula:
Q p . (iP2 – i A1)
. 100 (%)
q p=
G. Hi
Siendo:
• Caudal medio de purgas durante el periodo
de pruebas:
Qp
kg/h
i p2
kcal/kg
i
kcal/kg
• Entalpía de las purgas a la presión y
temperatura de salida:
• Entalpía del agua de alimentación:
A1
• Caudal teórico de combustible quemado:
- Para gasóleo, o fuelóleo:
G
kg/h
- Para gas natural:
G
m³N/h
H
kcal/kg
• Poder calorífico inferior del combustible:
- Para gasóleo, o fuelóleo:
i
- Para gas natural:
H
kcal/m³ N
i
Estas pérdidas son prácticamente nulas en las calderas que generan agua sobrecalentada, y en las
calderas que generan vapor son muy pequeñas, dependiendo su valor de la calidad del agua de
alimentación y, sobre todo, del tratamiento previsto en la instalación, pero se pueden anular mientras
se realizan las pruebas de rendimiento, no realizando purgas en ese periodo.
4) Pérdidas por radiación: qR (%)
Son las que se produce por la pérdida de calor a través de la superficie exterior del recubrimiento del
aislamiento térmico de la caldera. Con una buena ejecución, se puede reducir a valores muy bajos,
que, en nigún caso, deberán sobrepasar el 0,5%.
CONCLUSIONES:
El valor del rendimiento, determinado por el metodo indirecto, será pues:
η = 100 - (qH + qi + qp + qR)(%)
Y como se ha visto, gi, qp, y qR son realmente muy pequeñas, frente a qH, las pérdidas por los humos que
salen por la chimenea, que representa, con mucho, la perdida más importante las cálderas; del orden
del 5 al 15%, según los casos.
Por otra parte, la determinación de los valores precisos de q i, vH, y cm, puede ofrecer dificultades al
explotador.
Un procedimiento muy aproximado consiste en la utilización del Diagrama representado en la Fig.33,
que se adjunta, en el que, con los valores facilmente conocidos, o medibles de:
- Porcentaje de CO2 en los humos:
%
- Poder calorífico del combustible
Hi
kcal/kg
- Temperatura de los humos, a la salida de la caldera:
tH
ºC
Se puede obtener directamente el valor de :
η = aprox. (100 - qH) %
Pérdidas por los humos qH
Fig.33: Pédidas de calor
por los evacuados
para combustibles
líquidos y
gaseosos.
Pérdidas de calor por los humos qH
Equipos de combustión
Para la valoración los parámetros esenciales que intervienen en la combustión de una caldera, se
adjuntan los siguiente documentos:
1) Caudales de aire de combustión:
Su valor se obtiene de los Diagramas adjuntos, siendo:
- Caudal especifico necesario de aire de combustión por unidad de combustible:
• Para gasóleo y fuelóleo (Fig.34):
vA m³N/kg
• Para gas natural (Fig.35):
vA m³/m³N
- Caudal teórico de combustible quemado:
• Para gasóleo o fuelóleo:
G
kg/h
• Para gas natural:
G
m³N/h
De donde se obtiene el volumen teórico total de aíre de combustión V 0
V = vA . G
0
kg/h ÷ m³ N/h
2) Caudal de humos generados en la combustión:
Su valor se obtiene de los Diagramas adjuntos, siendo:
- Caudal específico de humos generados por unidad de combustible quemado:
• Para gasoil y fueloil (Fig.34):
vH m³N/kg
• Para gas natural (Fig.36):
vH m³N/m³N
De donde se obtiene el volumen teórico total de humos generados:
VH = vH . G m³ N/h
3) Dimensionado del ventilador de aire de combustión:
La potencia nominal absorbida se determina por la fórmula:
k. Vo . ΣP
kW
Na =
3.600 . 102 . η v
Siendo:
- Caudal total nominal de aire
V0
m³/h
- Coeficiente de mayoración de V0=
k
-
- Rendimiento total del ventilador=
ηV
-
- Suma de las pérdidas totales de carga
a vencer por el ventilador:
∑ P mm C.A.
En donde: ∑ P = P1 + P2
• Pérdidas de carga en el quemador al
paso del aire de combustión V0:
P1 mm C.A.
• Pérdidas de carga en la caldera al
paso de los humos VH . k:
P2 mm C.A.
Fig.34: Caudal de aire y de humos
para combustibles líquidos .
Fig.35: Caudal de aire para combustibles gaseosos
(gas natural).
Fig.36: Caudal de humos para combustibles gaseosos
(gas natural).
Bombas de alimentación de agua
El dimensionado de las bombas de alimentación de agua se obtiene mediante la aplicación de las
siguientes fórmulas:
1) Potencia absorbida:
QA . Hm
.γ
Na =
kW
102 . η m
Siendo:
- Caudal de agua bombeada:
QA
m³/s
- Altura manométrica de la bomba:
Hm
m
- Rendimiento manométrico de la bomba:
ηm
%
- Peso específico:
γ
kg/m³
Siendo:
Hm = He + Hg + ∑H
- Presión estática de sistema (Fig.37):
He
m
P2 – P1
He =
m
γ
- Altura geodésica (Fig.37):
P2 y P1 kg/m²
Hg
m
∑H
m
- Suma de todas las pérdidas de carga por
razonamiento entre P2 y P1 (Fig.37):
Fig.37: Bombas de alimentación de agua.
Ejemplos prácticos
A continuación se van a exponer diversos casos prácticos de mejoras en calderas con el fin de
aumentar su eficiencia.
En ellos solo se estudia la cuantificación del ahorro de energía que se produce, por lo que se
requiere además, el análisis del coste de implantación de dichas mejoras con el fin de estudiar la
rentabilidad de la acción.
Ejemplo
1. Ahorro de energía mediante reducción del caudal de
purga
Se tiene una caldera de vapor de las siguientes características:
producción
20.000 kg/h (vapor saturado)
presión de trabajo
12 kg/cm2
retorno de condensados
15.000 kg/h
salinidad agua aportación
750 mg/l
De acuerdo con la norma UNE-9075 la salinidad total máxima en el agua de la caldera dependerá del
tipo de ésta, por lo que se analizarán ambos casos:
TIPO DE CALDERA
SALINIDAD TOTAL mg/l ; ppm
PIROTUBULAR (vaporización media)
<= 6.000
ACUOTUBULAR (circulación natural)
3.500
a) caldera pirotubular
la purga continua necesaria para mantener la salinidad dentro del valor que fija la norma es
( 20.000 − 15.000) × 750
6.000 − 750
= 714 kg / h
si consideramos la instalación de un sistema de tratamiento de agua que reduzca los niveles de
salinidad a 300 ppm, el caudal de purga que se tendría sería de
(20.000 − 15.000) × 300
6.000 − 300
= 263 kg / h
al no contar la instalación con un sistema de recuperación del calor de purgas, la reducción de las
perdidas por purgas sería de
( 714 − 263) kg / h × 749 kJ / kg = 358.094 kJ / h
⇒ 99kW
considerando un funcionamiento de la caldera de 7.000h/a utilizando gasóleo (PCI= 40.100 kJ/kg) y
que tiene un rendimiento de 0,85, el ahorro de combustible resulta
358.094
× 7.000 = 73540
.
kg / a de gasóleo equivalentes a 87.550 litros/a
0,85 × 40100
.
b) caldera acuotubular
Para este caso la purga continua resultaría del orden de
(20.000 − 15.000) × 750
.
3500
− 750
.
= 1364
kg / h
considerando el mismo equipo de tratamiento de agua hasta conseguir una salinidad de 300 ppm, la
purga se reduciría a
(20.000 − 15.000) × 300
.
3500
− 300
= 469 kg / h
la reducción de pérdidas por purgas sería entonces de
(1364
.
− 469) kg / h × 749 kJ / kg = 710.630 kJ / h
⇒ 197,4kW
bajo las mismas hipótesis del apartado a) el ahorro de combustible sería de
710.630
× 7.000 = 145.941 kg / a
0,85 × 40100
.
de gasóleo equivalentes a 173.740 litros/a
Ejemplo
2. Recuperación del calor de purga
Se considerará la caldera del EJEMPLO 1 apartado b) cuyos datos eran:
producción
20.000 kg/h (vapor saturado)
presión de trabajo
12 kg/cm2
retorno de condensados
15.000 kg/h
caudal de purga
469 kg/h
entalpía purga
794 kJ/kg
se plantea la instalación de un sistema de recuperación del calor de purga mediante la producción de
vapor de flash a 2 kg/cm2 y un intercambiador de calor para verter la purga a 30 ºC. los valores de la
entalpía del líquido y vapor saturado a 2 kg/cm2 utilizados son 501,6 kJ/kg y 2.698,6 kJ/kg respectivamente
El vapor de flash producido será
469 ×
(794 − 501,6)
(2.698,6 − 501,6)
= 62,4 kg / h
luego se verterán como purga líquida 469-62,4 =406,6 kg/h que a 30 ºC representan 14,1 kW equivalentes
a 99.142 kWh/a frente a la situación anterior en la que se vertían 103,4 kW equivalentes a 724.084 kWh/a
Para aprovechar el calor de purgas mediante el intercambiador, se considerará que el agua de alimentación
(5.000 + 469) kg/h entra a 20 ºC, consiguiéndose elevar su temperatura hasta 26,7 º C obtenida del siguiente
balance térmico
(5.000 + 469) kg / h × (t f − 20)º C × 4,18kJ / kg º C = 406,6 kg / h × (120 − 30)º C × 4,18kJ / kg º C
Ejemplo
3. Instalación de un regulador de tiro
Se tiene una caldera de vapor de tiro aspirado que consume gasóleo y trabaja con una fuerte depresión
en el hogar lo que produce entradas de aire no controladas. Las condiciones de funcionamiento de la
caldera son:
% O2
12%
%CO2
6%
temperatura de salida de gases
200 ºC
Se ha considerado la posibilidad de instalar un regulador de tiro que modifique las condiciones de
trabajo a:
% O2
5%
%CO2
12%
considerándose que la temperatura de salida de gases se va a mantener constante
Para realizar los cálculos de forma aproximada se va utilizar el diagrama de la Figura 38 de pérdidas por
humos para combustibles líquidos y gaseosos, aunque también se pueden realizar utilizando otros
diagramas, tablas y datos ampliamente publicados en manuales de ahorro y eficiencia energética en
calderas.
Fig. 38
En el diagrama introduciendo los datos de operación antes de la instalación del regulador de tiro se
obtiene el punto A definido a partir de un valor del PCI de 10.200 kcal/kg y el % de CO2. Se tiene un índice
de exceso de aire ligeramente superior a 2,2.
Entrando con el valor del PCI se alcanza en vertical la curva de temperatura de salida de gases y trazando
la horizontal hasta la línea de λ=2,2 se alcanza en vertical el punto B donde se obtiene que las pérdidas
por calor sensible de los humos está ligeramente por encima del 15%.
Volviendo a realizar los mismos pasos introduciendo los valores obtenidos con el regulador de tiro, se
obtiene el punto C con un índice de exceso de aire de 1,2 , que permite alcanzar el punto D obteniéndose
unas pérdidas por calor sensible de humos del 8,6%.
Si se supone que el resto de las pérdidas de la caldera suponen un 4 % la instalación de un regulador de
tiro ha mejorado el rendimiento de la caldera, pasando de un 81% a un 87, 4%.
Ejemplo
4. Instalación de un economizador
Se dispone de una caldera que ha sido transformada a gas natural, obteniéndose los siguientes datos
de funcionamiento:
% CO2 de gases de escape
9%
exceso de aire
1,4
temperatura salida gases
250 ºC
consumo de gas natural
60 Nm3/h
A partir del diagrama de la Figura 38 se obtendrían las pérdidas por calor sensible de los gases de
escape de forma análoga al EJEMPLO 3, comprobándose que las pérdidas ascienden al 12,5%.
Tomando como valor de la densidad del gas natural 0,83 kg/Nm3 , el consumo másico de gas sería de
49,8 kg/h.
Para el cálculo del caudal de gases de escape se considerará que en la combustión estequiométrica del
gas natural se requieren 16 kg de aire por cada kg de gas, luego con un índice de exceso de aire de 1,4
teniendo un caudal de aire de combustión de 22,4 kg por kg de gas, resultando un caudal de gases de
escape de
49,8kg / h × 22,4kg a / kg g + 49,8 kg / h = 1165
. ,32 kg / h
Con el fin de mejorar el rendimiento de la caldera se prevé instalar un economizador para aprovechar la
energía de los gases de escape y precalentar el agua de alimentación a la caldera. Los gases de escape
reducirán su temperatura de los 250 ºC a 140 ºC.
La energía aprovechada será de (cp =1,0032 kJ/kg ºC):
1165
. ,32 kg / h × 1,0032 kJ / kg º C × (250 − 140)º C ×
1h
3.600 s
= 35,72 kW
lo que representa un ahorro de combustible de:
35,72 kW
1h
49,8 kg / h × 46.836 kJ / kg ×
3.600 s
≈ 5,5 %
Este resultado también se obtendría a partir del diagrama de la Figura 38 en donde se obtiene que las
pérdidas por calor sensible han sido reducidas hasta el 7%
Introducción
La metrología, como ciencia encargada del estudio de los sistemas de pesas y medidas, pese a tener una
gran importancia desde el punto de vista del intercambio técnico, científico, cultural y económico, no ha
conseguido hasta época muy reciente la unificación de los sistemas en uno único. En la antigüedad
existieron, prácticamente, tantos sistemas como tribus, basados, generalmente, en medidas antropológicas
(codo, braza, pie, palmo, pulgada, etc.) que variaban de un lugar a otro. El primer sistema adaptado por los
países civilizados fue, posiblemente, el cronométrico, que todavía mantiene su absurda base duodecimalsexagesimal frente a todas las tendencias decimalizadoras. Hacia 1670 el abate Monton propugnó la
implantación de un sistema métrico decimal que, posteriormente, fue establecido por la academia Francesa
de Ciencias y, más tarde, en el resto de países. Al princípio del siglo XIX comenzó a establecerse el actual
sistema de medidas eléctrico; inicialmente se utilizó como base el sistema cegesimal o CGS (centímetro,
gramo, segundo) que, posteriormente, fue desplazado por el MKS (metro, kilogramo, segundo), propuesto
por Georgi en 1901. En 1935 la Comisión Electrotécnica Internacional adoptó un sistema de unidades
eléctricas ajustado al MKS, y en 1950 se tomó como unidad fundamental el amperio, quedando como
MKSA (metro, kilogramo, segundo, amperio). La X conferencia General de Pesos y Medidas adoptó en
1954 dicho sistema con el nombre de «sistema internacional de medidas» y en forma abreviada «SI».
En el Boletin Oficial del Estado nº 67, del 19 de marzo de 1985, se emitió la Ley 3/1985, del 18 de Marzo
METROLOGIA, por la que se adoptaba, a nivel nacional, la obligación de utilizar en España el sistema
Internacional de Unidades de Pesos y Medidas «SI», antes mencionado.
Unidades básicas del SI
La seis unidades básicas, son las siguientes:
2p y 5d del átomo de cripton 86 excitado en el
vacio.
1. Magnitud física: longitud
2. Magnitud física: masa
Unidad: el metro
Unidad: kilogramo
Símbolo: m
Símbolo: kg
El tamaño del metro se tomó del largo de un
péndulo que marcaba los segundos (Chr
Huygens, 1664). Esta medida resultó ser un
0,7% menor que el metro actual. En 1790,
Talleyrand definió el metro como la 10
millonésima parte del cuadrante del meridiano
que pasaba por París, medida entre Dunkerque
y Barcelona. A partir de 1960, tiene valor legal
la siguiente definición: un metro equivale a
1.650.463,73 longitudes de onda de la radiación
correspondiene a la transición entre los niveles
Su antigua definición era el peso de un cubo
de agua de un dm³ a una temperatura de 273,15
K(=0ºC). La actual se define como la masa del
prototipo de platino, sancionado por la
conferencia General de Pesos y Medidas de
1889, y que se halla depositado en el pabellón
de Breteuil, en Sevrés (París) y que difiere
aproximadamente en un 2,8 · 10-³% del peso
del cubo de agua. Esta pequeña diferencia se
da como experimental por la posibilidad
existente de perfeccionar los métodos de
medición.
Unidad: el amperio
Símbolo: A
3. Magnitud física: tiempo
Unidad: segundo
Símbolo: s
Un segundo se define com 1/31.556.925,9747
del año trópico para el cero de Enero de 1990,
a las 12 horas de tiempo de las efemérides, o
como 1/86.400 parte de una día medio solar.
Segundo atómico se define como la duración
de 9.192.631.770 períodos de la radiación
correspondiente a la transición entre los dos
niveles hiperfinos del estado fundamental del
átomo de cesio 133.
4. Magnitud física: intensidad de corriente
eléctrica
Una de las más antiguas definiciones es la de
la corriente produce un cm³ de gas detonante
en un minuto. En 1881 se dio el nombre de
amperio a la intesidad de una corriente
constante que mantenida en dos conductores
paralelos, rectilíneos, de longitud infinita,
sección circular despreciable y situados a un
metro de distancia uno del otro, en el vacío,
produce entre ambos una fuerza de 0,2 · 106
Newtons por metro de longitud.
Mas tarde, la corriente de un amperio se definió
como la corriente que durante un segundo
separa de una solución de nitrato de plata, 1,118
mg de plata.
5. Magnitud física: temperatura
Unidad: candela
Unidad: Kelvin
Símbolo: cd
Símbolo: K (¡NO ºK!)
Definición: Intensidad luminosa, en una
dirección determinada, de una abertura
perpendicular a esa dirección que tenga una
superficie de 1/60 cm² y radie como un radiador
perfecto (cuerpo negro) a la temperatura de
solidificación del platino.
Fue el Ingles Sir Willian Thomson, Lord Kelvin
de Largs (1824-1907) quien expresó la
temperatura absoluta = -273,15ºC.
Definición: un Kelvin es la 1/273,16 parte de la
temperatura absoluta del punto triple del agua
( punto triple = las distintas fases de una materia
que se dan en un mismo peso, en el agua:
0,01ºC.)
Nota: Para su uso práctico (por ejemplo, 1 K
de diferencia de temperatura del agua = 1ºC)
se permite los datos en grados Celsius (ºC).
6. Magnitud física: Intensidad luminosa
1 cd=1lm/sr, siendo un lm (lumen) el flujo
luminoso emitido en un esteroradian por una
fuente puntual uniforme situada en el vértice
de un ángulo y que posea una intensidad
luminosa de una candela.
Para aclarar conceptos, se establece en la tabla
siguiente la comparación entre el sistema CGS
(sistema centímetro, gramo, segundo) y el MKS
(sistema metro, kilogramo y segundo),el cual es
idéntico al sistema SI.
Sistema MKS
Sistema CGS
Longitud
=
m
cm
Peso
=
kg
g
Tiempo
=
S
s
Velocidad
=
m/s
cm/s
Aceleración =
m/s²
cm/s²
Fuerza
=
kgm/s²
gcm/s² = dina
Trabajo
=
kgm²/s²
gcm²/s² = ergio
Potencia
=
kgm²/s³
gcm²/s³=ergio/s
1 kilopondio = 1 Newton x 9,81
1 kp
= 9,81 N
Junto con las unidades fundamentales del sistema
SI, se conservan otras derivadas como:
Para fuerza: Newton (N), en vez de kilopondio
1 Pa = 1 N/m²=1 Jm = 1 kg/s²m
V (voltio), W (Watio), O (Ohmio), S(Siemens),
H(Henrio) y F(Faradio).
Como unidades que cambian, se encuentran:
Para calor y trabajo: Julio (J), en vez de caloría.
Para flujo magnético: Weber (W), en vez de
Maxwell.
Para inducción magnética: Tesla (T), en vez de
Gauss.
Para intesidad de campo magnético: Amperio
(A/m), en vez de Oersted.
Para presión: Pascal (Pa), en vez de Torr.
1 W = 1 Nm/s=1 J/s= 1 kgm²/s³
En la TABLA 3, adjunta, se recoje las conversiones
de las unidades esenciales básicas y derivadas
del SI.
Tabla 3
Unidad física
Fuerza (mecánica)
Unidad SI:
N
J/m
Unidad antigua:
kp
(kilopondio)
dina
1N
1 J/m
1 kgm/s2
1 kp
1 dina
=
=
=
=
=
1 J/m
1N
1N
9,81 N
10 -5 N
(Newton)
(Julio/m)
=
=
=
=
=
1 kgm/s2
1 kgm/s2
1 J/m
9,81 J/m
10 -5 J/m
=
=
=
=
=
0,102 kp
0,102 kp
0,102 kp
9,81 kgm/s2
9,81 kgm/s2
=
=
=
=
=
10 5 dina
10 5 dina
10 5 dina
0,981 10 6 dina
1,02 10 -6 kp
Tabla 3 (continuación)
Unidad física
Presión
Unidad SI:
Pa
Bar
(Pascal)
Unidad antigua:
at= kp/cm2 = 10 mWS
Torr = mmHG
atm
1 Pa = 1N/m2 = 10 –5 bar
1 Pa
1 bar
1 at
1 atm
1 Torr
=
=
=
=
=
10 -5 bar
10 5 Pa
98,1 10 3 Pa
101,3 10 3 Pa
133,3 Pa
=
=
=
=
=
10,2 10 -4 at
1,02 at
0,981 bar
1,013 bar
1,333 10 -3 bar
=
=
=
=
=
9,87 10 -4 atm
0,987 atm
0,968 atm
1,033 at
1,359 10 -3 at
=
=
=
=
=
7,5 10 -3 Torr
750 Torr
736 Torr
760 Torr
1,316 10 -3 atm
Tabla 3 (continuación)
Unidad física
Trabajo
Unidad SI:
J
Nm
Unidad SI:
(anterior)
Ws (Watio segundo)
kWh (kilowatio hora)
Unidad antigua:
kcal (kilocaloría) = cal 103
1 Ws =
=
1 Ws
1 kWh
1 Nm
1J
1 kpm
1 kcal
1J
=
=
=
=
=
=
278 10-9 kWh
3,6 106 Ws
1 Ws
1 Ws
9,81 Ws
4,19 103 Ws
(Julio)
(Newton metro)
1Nm
=
=
=
=
=
=
=
1 Nm
3,6 106 Nm
278 10-9 kWh
278 10-9 kWh
2,72 10-6 kWh
1,16 10-3 kWh
107 erg
=
=
=
=
=
=
1J
3,6 10 6 J
1J
1 Nm
9,81 Nm
4,19 103 J
=
=
=
=
=
=
0,102 kpm
367 103 kpm
0,102 kpm
0,102 kpm
9,81 J
4,19 103 J
=
=
=
=
=
=
0,239 cal
860 kcal
0,239 cal
0,239 cal
2,34 cal
427 kpm
Tabla 3 (continuación)
Unidad física
Potencia
Unidad SI:
J/s
(Julio/segundo)
Nm(s (Newton metro/segundo
Unidad SI:
(anterior)
W
kW
Unidad antigua:
kcal/s (kilocaloría/s) = cal/s 103
kcal/h (kilocaloría/hora) = cal/h 103
kpm/s (kilopondio metro(seg)
CV
(caballo vapor)
1W=
1W
1 kW
1 kpm/s
1 CV
1 kcal/h
1 cal/s
1J/s =
=
=
=
=
=
=
10-3 kW
103 W
9,81 W
736 W
1,16 W
4,19 W
(Watio)
(kilowatio)
1 Nm/s
=
=
=
=
=
=
0,102 kpm/s
102 kpm/s
9,81 10-3 kW
0,736 kW
1,16 10-3 kW
4,19 10-3 kW
=
=
=
=
=
=
1,36 10-3 CV
1,36 CV
13,3 10-3 CV
75 kpm/s
119 103 CV
0,427 kpm/s
=
=
=
=
=
=
860 cal/h
860 103 cal/h
8,43 103 cal/h
632 103 cal/h
1,58 10-3 CV
5,69 10-3 CV
=
=
=
=
=
=
0,239 cal/s
239 cal/s
0,34 cal/s
176 cal/s
277,8 10-3 cal/s
3,6 kcal/h
A continuación se va a relacionar la normativa más importante, aplicable a las calderas
de generación de energía en plantas industriales, mencionadas en los capítulos
anteriores.
Normativa española aplicable
Normativa extranjera aplicable
Normativa Española
Para Instalación de recipientes a presión:
• REGLAMENTO DE RECIPIENTES A PRESIÓN.
D 2443/1969, 16 Agosto
• REGLAMENTO DE APARATOS A PRESIÓN.
RD 1244/1979, 4 Abril
RD 1504/1990, 23 Noviembre
• IT.IC-MIE-AP1 a AP 17, en su caso.
EDICIÓN 1985 y separatas posteriores
Para instalación y uso de combustibles:
• REGLAMENTO SOBRE INSTALACIONES DE USOS INDUSTRIALES.
Nº7/Junio 1985, de CAMPSA
• REGLAMENTO DE SEGURIDAD DE REFINERIAS DE PETROLEO Y PARQUES DE
ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS PETROLIFEROS.
D 3143/1975, 31 de Octubre
• REGLAMENTO DE INSTALACIONES PETROLIFERAS.
RD 2085/1994, 20 Octubre
• REGLAMENTO GENERAL DEL SERVICIO PUBLICO DE GASES COMBUSTIBLES.
D 2913/1973, 26 de Octubre
D 3484/1983, 14 Diciembre
• LEY DE PROTECCIÓN DEL AMBIENTE ATMOSFERICO.
Ley 38/1972, 22 Diciembre
• DESARROLLO DE LA LEY DE PROTECCIÓN DEL AMBIENTE ATMOSFERICO.
D 833/1975, 8 Febrero
• NORMAS DE UNE, en su caso.
Normativa extranjera
Se va a enumerar, exclusivamente, normativa reconocida internacionalmente.
Normativa Suiza:
• ASOCIACIÓN SUIZA DE PROPIETARIOS DE CALDERAS (SVDB).
Normativa alemana:
• REGLAMENTACIÓN TÉCNICA PARA CALDERAS (TRD).
Normativa de USA:
• ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE/SECCIÓN VIII – PRESSURE VESSELS.
Creado por la Ley 7/1996, como Organismo que desarrolla, unifica, e integra a
nivel territorial y de forma efectiva todas las políticas aprobadas e
instrumentadas en las distintas áreas energéticas, el Ente Público regional de
la Energía de Castilla y León (EREN) orienta sus actuaciones al fomento del
ahorro energético y la utilización racional de las fuentes energéticas, con el
especial aprovechamiento de las energías renovables.
El EREN desarrolla su actividad llevando a cabo tareas dirigidas a:
•
gestionar y controlar los consumos de energía;
•
actuar sobre la demanda;
•
controlar los comportamientos energéticos, y
•
promover las inversiones necesarias.
Dirigidos a promover dos grandes políticas, el desarrollo regional y la
protección del medio ambiente, los objetivos generales fijados para el EREN
son:
• Asegurar un aprovisionamiento energético duradero y económicamente
aceptable.
• Diversificar las fuentes de aprovisionamiento energético.
• Utilizar en la mayor medida posible las energías locales y renovables.
• Plantear una política de eficacia energética.
• Reducir las emisiones contaminantes preservando el medio ambiente.
Como instrumento de racionalización de la energía en Castilla y León y
abarcando amplios y variados aspectos del sector energético, las funciones
atribuidas al EREN son:
•
el fomento y desarrollo de programas para la mejora del ahorro y la
eficiencia energética.
•
la elaboración de programas de racionalización del uso de energía.
•
el impulso a la implantación de las energías renovables a escala
local.
•
el fomento con la participación de otras entidades públicas y
privadas, la investigación y desarrollo de tecnologías energéticas
y medioambientales.
•
la elaboración de estudios y recomendaciones de aplicación de
tecnologías energéticas en los diferentes sectores económicos.
•
el asesoramiento en materia de energía a la Junta de Castilla y León
y otras entidades públicas regionales.
•
la coordinación de programas y proyectos energéticos.
•
la organización de programas de reciclaje profesional en
colaboración con Universidades y otros Centros de la región.
•
el establecimiento de relaciones de cooperación con otras
instituciones públicas y privadas, y promover la participación de
empresas de la región.
Para el desarrollo de sus funciones y la consecución se sus objetivos, el
EREN cuenta con dos grandes órganos de dependencia funcional:
•
El CONSEJO DE ADMINISTRACIÓN, órgano de representación, de
dirección y de control del Ente.
•
El CONSEJO ASESOR, órgano de carácter consultivo y de debate
en el que están representados todos los agentes sociales y
económicos del sector energético de la región, asesora sobre las
líneas de actuación del Ente, realizando un seguimiento de sus
actividades.
•
El DIRECTOR, a quien corresponde la dirección de las actividades
del Ente, administrativa y de personal.
El Gobierno Regional ha dotado al EREN para que permita asegurar la
realización de un programa de planificación energética; servir de apoyo para
la toma de decisiones en el campo de la energía, con la ejecución de estudios
de planificación y programación energética; promover programas energéticos
con incidencia económica y evaluar sus impactos económicos, sociales y
ecológicos; y servir, si fuese necesario, de agente para la ejecución de políticas
de diversificación energética y energías renovables, desarrollando para ello
actuaciones que se enmarcan dentro de los siguientes áreas:
Planificación
energética
Tras haber revisado y actualizado el Plan Energético Regional de Castilla y
León 1995-2000 (PERCYL 2000) que establece las líneas de actuación a seguir
por la política energética regional, el EREN procede a desarrollar actuaciones
concretas en los aspectos más relevantes que contempla:
1.- El Programa de Ahorro, Sustitución, Cogeneración y Energías
Renovables (PASCER), para el fomento del ahorro y la eficacia
energética.
2.- La mejora de las condiciones medioambientales.
3.- El aumento gradual de la tasa de autoabastecimiento mediante la
utilización de energías renovables.
Ahorro y eficiencia energética
Elaboración y desarrollo de un PLAN DE AHORRO Y EFICIENCIA ENERGÉTICA
para su implantación en Castilla y León que establece medidas y acciones
tendentes al control y reducción de la intensidad energética, lo que se traduce
en una reducción del consumo sin renunciar a una mejor calidad de vida.
El Plan de Ahorro y Eficiencia Energética plantea las actuaciones de este
Ente en materia de Ahorro y Eficiencia Energética mediante:
a)
servicios de asistencia técnica;
b)
inversiones directas;
c)
promoción y difusión;
d)
formación y actuaciones institucionales.
A su vez, estas actividades se incluyen dentro de programas específicos
dirigidos tanto al sector industrial como al sector residencial, servicios y
transporte:
a) Ahorro: auditorías energéticas, optimización eléctrica de instalaciones,
tarificación eléctrica, mediciones energéticas, ahorro energético en
la gestión del agua, recursos y lodos, telegestión, mediciones
energéticas, alumbrado público, etc.
b) Diversificación: redes locales de sustitución de gas natural, nuevas
tecnologías del gas, estudio de viabilidad de planta biodiesel,
realización de planta de producción biodiesel, etc.
c) Cogeneración: participación en UTEs, seguimiento de empresas
Régimen Especial, auditorías plantas de cogeneración existentes, etc.
d) Promoción: difusión de mejores prácticas, artículos en revistas
especializadas, publicaciones técnicas, difusión de actuaciones, de
resultados, acontecimientos y días señalados en materia energética.
e) Formación: Masters, cursos específicos, conferencias, jornadas y
seminarios, actuaciones docentes en colegios y universidades, etc.
f) Actuaciones Institucionales: informes sobre propuestas de normativa,
seguimiento y control de subvenciones, apoyo técnico a la Dirección
general, propuesta y elaboración de instrucciones, revisiones del
PERCYL y PASCER.
Gestión de programas y cooperación
El Ente Regional de la Energía asesora, gestiona y participa en programas
energéticos regionales, nacionales y de la Unión Europea verificando aquellos
proyectos que refuercen y contribuyan al desarrollo económico de la región.
En el ÁMBITO REGIONAL, el EREN lleva a cabo el control y seguimiento de las
Subvenciones de la Junta de Castilla y León en materia de energía, informando
de las distintas líneas de ayuda, asesorando y verificando el cumplimiento de
las condiciones para el otorgamiento de subvenciones y ayudas regionales a
proyectos a desarrollar en Castilla y León que contribuyan a reforzar la base
económica de la región mediante la mejora del abastecimiento energético local,
la creación de empleo y el acceso a un nivel tecnológico más elevado, apoyando
con ello el desarrollo de Castilla y León en materia de ahorro energético y
energías renovables.
Entre los PROGRAMAS NACIONALES, el EREN realiza el seguimiento y gestión
de las solicitudes de proyectos presentados en Castilla y León para acogerse
al Plan de Ahorro y Eficiencia Energética (PAEE-98) del Ministerio de Industria
y Energía, para el uso racional de la energía como sustitución de fuentes
energéticas en los Sectores Transporte, Edificación y Servicios, y Energías
Renovables.
En materia de PROGRAMAS ENERGÉTICOS EUROPEOS, el EREN participa
en aquellas propuestas que impliquen un interés para Castilla y León y estén
en consonancia con las líneas de actuación regionales, para cuya financiación
se presentan proyectos junto con otras regiones españolas y de la Unión
Europea, y entidades y empresas de Castilla y León, dentro de las distintas
iniciativas y programas en materia de energía, permitiéndoles con ello la
realización de acciones innovadoras y la transferencia de experiencias a nivel
europeo, lo que siempre conlleva el óptimo resultado de los proyectos.
Para el desarrollo de sus actuaciones, el EREN COOPERA Y COLABORA de
manera estrecha con otras instituciones y organizaciones internacionales,
nacionales, regionales y locales que desarrollan actividades en materia de
energías renovables y de ahorro energético, estableciendo en algunos casos
convenios de colaboración para una materialización más eficaz de sus
acciones.
Asesoramiento
Como entidad asesora en materia de energía, el EREN elabora informes de
carácter administrativo y de carácter técnico y participa en grupos de trabajo
que se forman en aquellas áreas del sector de la energía en que puede ser
necesaria la opinión del EREN. Desarrolla labores de asesoramiento y elabora
estudios energéticos y de viabilidad que atiendan las necesidades de la
Administración Pública, Empresas y Usuarios de la Región sobre asuntos
relacionados con planificación y programación energética, uso racional de
la energía y energías renovables.
Energías renovables
En una región como Castilla y León con una gran riqueza en recursos
aplicables a las energías renovables, el Ente Regional de la Energía de Castilla
y León contribuye con sus actividades al diseño de un nuevo mapa energético
en el que estas energías jueguen un papel más importante, superando el 11%
de energía primaria que generan en la actualidad, dada su importancia por
su capacidad de producir actividades económicas, favoreciendo la creación
de empleo y con ello el desarrollo socio-económico regional.
Actuaciones en las diversas áreas técnicas:
• En el área de la Energía Minihidráulica, ampliamente desarrollada en
Castilla y León, el EREN estudia proyectos para la construcción de
centrales nuevas así como la automatización y rehabilitación de
centrales antiguas.
•
En el campo de la Biomasa se realizan entre otros, proyectos de
calefacción centralizada, así como innovadores proyectos de
aprovechamiento energético de cultivos y biomasa forestal.
•
Dentro del sector de la Energía Eólica y al comenzar a considerarse
Castilla y León como una región con adecuados potenciales
susceptibles de ser utilizados energéticamente para la producción de
energía eléctrica, se prevé un importante aumento en el número de
solicitudes de parques eólicos que supondrán una importante potencia
instalada y una gran inversión que tendrá un fuerte impacto a nivel
local, actuando el EREN como instrumento técnico de evaluación de
estos proyectos en el marco de la nueva normativa regional para la
tramitación administrativa de los proyectos eólicos.
•
En el área de la Energía Solar Térmica y de la Energía Solar Fotovoltaica
y dada la evolución de su utilización durante los últimos años, traducida
en un gran aumento de su superficie de captación, se prevé una gran
expansión en la que el EREN actúa, en algunos casos como promotor,
realizando en la gran parte de los casos las acciones divulgativas y de
demostración necesarias para la promoción de estas energías solares
como medio de suministro de energía eléctrica, por lo que suponen
de innovación.
Investigación y desarrollo
El Ente Regional de la Energía de Castilla y León ha establecido como objetivo
en esta materia contribuir desde su posición como entidad regional gestora
en materia de energía al mejor funcionamiento del sistema de I+D,
emprendiendo acciones de investigación en el ámbito energético, potenciando
la colaboración entre las empresas y el sistema público de investigación y
desarrollo de tecnologías, emprendiendo actuaciones para la potenciación
de centros tecnológicos ya existentes en la región, y especialización en materia
energética de alguno de éstos, y dirigiendo sus actuaciones a la asistencia a
las empresas del sector y el fomento de las transferencias tecnológicas que
aumentará la competitividad de éstas.
Divulgación y formación
En el marco de sus funciones como entidad que ”divulga y fomenta la
importancia del ahorro energético y del mayor aprovechamiento de las fuentes
de energía renovables en todos los sectores de la población”, son numerosas
las actuaciones que el Ente Público Regional de la Energía de Castilla y León
emprende en este área, organizando programas de asesoramiento y formación
y cursos de reciclaje profesional sobre diversas cuestiones energéticas.
Entre estas actividades destacan la realización de cursos de formación, de
carácter innovador y de actualidad, aquellos dirigidos a implantar técnicas
alternativas de utilización de la energía que tratan temas como la
Cogeneración, la Energía y Medio Ambiente: Energías Renovables, el Uso
eficáz de la energía en el hogar, la optimización y tarifación eléctrica,
certificación energética en edificios, etc. Con el mismo objetivo se realizan
Jornadas y Seminarios en diversos puntos de la región.
El EREN también participa en aquellas ferias regionales, nacionales e
internacionales que tengan una connotación energética, divulgando sus
funciones y actuaciones, las principales líneas de la política energética regional
y las más innovadoras tecnologías energéticas.
El EREN elabora y edita numerosas publicaciones para divulgar el ahorro y la
eficiencia energética y el aprovechamiento de los recursos energéticos
renovables en Castilla y León, destacando la revisión y actualización del libro
“Las Energías Renovables en Castilla y León”, como instrumento guía de la
situación de estas energías en la región y de promoción de su
aprovechamiento, y la publicación de carácter trimestral “Boletines de
Estadísticas Energéticas en Castilla y León”, documento de consulta, útil y
práctico dirigido a un amplio colectivo de ciudadanos, que contiene datos
sobre producción y consumo de todas las energías en la región.
Con el mismo fin se desarrollan programas y campañas de asesoramiento de
gran difusión para orientar a los usuarios sobre el uso racional de la energía.
Promoción de inversiones
Tanto el Ahorro Energético y la Diversificación , áreas en los que se emprenden
ya proyectos capaces de disminuir la demanda de energía final e incrementar
la utilización de combustibles alternativos, como el área de las Energías
Renovables son líneas prioritarias de inversión del EREN, que se plantea
como principal objetivo llevar a cabo proyectos que consigan contribuir a la
diversificación energética, consolidar el tejido industrial y tecnológico
nacional y minimizar el impacto ambiental.
En el marco de sus funciones, el Ente puede promover o participar en
sociedades mercantiles y entidades sin ánimo de lucro para la realización de
proyectos energéticos, e impulsar líneas de financiación para los mismos”.
Por ello, en el área de las energías renovables ha comenzado la promoción y
en algunos casos participación en la explotación de proyectos para su
aprovechamiento que conllevan una destacada capacidad de replicabilidad
y que sirven como medio de demostrar la viabilidad técnica y económica de
estas energías.
Edificio E. Empresariales, Planta baja
Parque de San Francisco, 11
Tlfno.: (987) 84 93 93 - Fax.: (987) 84 93 90
E-mail: eren.cyl@dvnet.es
24004 León
b) Célula de control de llama (Fig. B)
Es el único dispositivo admisible para la
combustión de gas, gas y fuelóleo o solo
fuelóleo.
Es, sin embargo recomendable, que las células
que se utilicen sean sensibles a los rayos
ultravioletas, pues en el comienzo de la llama
hay abundancia de estas radiaciones
(cualquiera que sea la calidad del combustible:
gas, fuelóleo, etc.).
Las células «UV» disponibles en el mercado
permiten detectar los rayos ultravioletas de
muy pequeña intensidad, si bien, es preciso
orientar el detector casi paralelamente el eje
del equipo de combustión y regular la
sensibilidad del objeto electrónicamente, o por
un diafragma.
Es fácil controlar con precisión la llama de cada
uno de los equipos de combustión instalados
en el hogar y conservar entre cada célula una
muy buena selectividad de la detección.
La célula asignada a cada equipo no ve los
bordes o la cola de la llama del equipo contiguo.
1. Dispositivo de mando con botón de puesta en
marcha del quemador
2. Transformador de encendido
3. Cámara de compresión con clapeta de aire a cierre
automático
4. Tapa de la carcasa
5. Cárter del quemador
6. Caña del pulverizador
7. Tubo de llama
8. Cabeza de combustión con electrodos de encendido
9. Regulación de la presión de aire lado combustión
10b. Servomotor para la regulación del caudal de aire
11. Vigilancia de la llama
12. Conector del quemador
13. Bomba de gasóleo
14. Motor
15. Tubos flexibles
Fig. B: Célula de vigilancia de llama
Sistema de alimentación de agua
Existen dos conceptos completamente distintos para los sistemas de alimentación de agua a las calderas
industriales, dependiendo de los dos tipos esenciales de energía que producen:
– Generando vapor.
– Generando agua sobrecalentada.
En ambos casos se tendrá en cuenta el contenido del Articulo 20, de la ITC-MIE-AP1, del Reglamento de
Aparatos a Presión, que presenta el cumplimiento de la NORMA UNE 9-075, sobre las calidades del
agua de alimentación, o aportación a las calderas (TABLAS 3,4 y 5, de la NORMA UNE 9-075, de octubre
1992, que se adjuntan).
Deberá entenderse que las prescripciones de la mencionada NORMA UNE 9-075, representan los valores
nominales a mantener según la reglamentación, pero que el usuario deberá respetar escrupulosamente
los valores limites que prescriba en su caso el fabricante de la caldera, que serán normalmente más
exigentes.
Tabla 3: Agua de alimentación en calderas pirotubulares
1) En el caso de alta concentración de materias orgánicas no oxidables con Mn O 2 K y
si oxidables con Cr O3 K2 se consultará a un especialista.
Tabla 4: Agua en el interior de las calderas pirotubulares
1) Las concentraciones de Si O2 en el agua de la caldera guardarán la relación:
Si O2 (mg/l) / m (m mol/l) <12,5
En aquellos casos en que existe un sobrecalentador, se limitará a 100mg/l para p<1,96MPa, 20
bar y a 75mg/l para presiones superiores.
Tabla 5: Agua en el interior de las calderas acuotubulares
1) Los valores reales hasta este límite dependerán de la salinidad del agua de alimentación y de la calidad del
vapor deseado.
2) Los valores reales serán directamente proporcionales a los valores de salinidad del agua dentro de la caldera.
3) Estos valores se ajustarán en función de la calidad del vapor requerido.
- En las calderas que generan vapor, el caudal de alimentación de agua será la suma de caudal de
vapor generado, más los caudales de purgas que se realicen.
En estas calderas, parte del agua de su interior se convierte en vapor, y la parte que no se
vaporiza va aumentando el contenido de sales, que no arrastra el vapor generado, elevando
consecutivamente su concentración. Las purgas se realizan para mantener esa concentración
de sales dentro de valores admisibles.
- En las calderas que generan agua sobrecalentada, normalmente, no se consume esa agua
sobrecalentada en los procesos, por lo que, únicamente habrá que reponer el agua perdida en
eventuales fugas y purgas.
Evidentemente, el caudal de agua de aportación en estas calderas es mucho menor que en las
calderas que generan vapor, y la concentración del agua sobrecalentada en el interior de los
circuitos y de la propia caldera no varía apenas.
A continuación se tratan los diversos componentes del sistema de alimentación:
• Tratamiento de agua
• Depósito de alimentación y desgasificador
• Bombas de alimentación
• Sistemas de regulación
Tratamiento
de agua
El tratamiento de agua de alimentación, o
reposición, tendrá como misión el acondicionar
las aguas brutas disponibles en cada caso para
que cumplan las prescripciones de los fabricantes
de calderas. El tratamiento a prever no podrá ser
por tanto siempre el mismo, si no que dependerá
de las características de las aguas brutas.
En las TABLAS 1 y 2, adjuntas, se relacionan
respectivamente de manera resumida las
impurezas más importantes de las aguas brutas
disponibles y los respectivos tratamientos para
transformarlas en aguas de alimentación o
reposición de calderas.
Tabla 1
IMPUREZA
FORMULA
FORMA
EFECTOS
Dióxido de carbono
CO2
Gas disuelto.
Corrosión y bajo pH, si la alcalinidad es
baja.
Sulfuro de hidrogeno
SH2
Gas disuelto.
Corrosión.
Oxigeno
O2
Gas disuelto
Corrosión.
Turbiedad o materias
en suspensión
-
Sólidos no disueltos
Depósitos en tuberías, aparatos, calderas.
Color
y
orgánica
-
Sólidos disueltos o no Ensuciamiento y espumas.
disueltos
Aceite
-
Coloidal
Depósitos y espumas.
Dureza
Ca+ -, MG++
Sólidos disueltos.
Incrustaciones.
CO3H-
Sólidos disueltos
Espumas, arrastres, desprendimiento de CO 2
fragilidad cáustica.
materia
Alcalinidad
CO3=. OHSulfatos
SO4=
Sólidos disueltos
Aumento
salinidad.
Con
incrustiones muy duras.
Cloruros
Cl-
Sólidos disueltos
Aumenta salinidad y corrosividad.
Sílice
SiO2
Sólido
disuelto.
veces colidal
Hierro, manganeso
Fe, Mn
Sólidos disueltos
-
Ca++
forma
A Incrustaciones. Depósitos sobre turbina
Sólido disuelto
Depósitos en tuberías y caldera.
Sólidos disueltos
En alta concentración,
depósitos en turbina.
forman
espumas
y
IMPUREZA
Tabla 2
TRATAMIENTO
Aireación (por tiro de aire).
Desgasificador a vacío
Desgasificador térmica
Aireación.
Sulfuro de hidrógeno
Coagulación con sales de hierro.
Cloración.
Desgasificación a vacío
Oxigeno
Desgasificación térmica
Filtración con o sin coagulante
Turbiedad
Coagulación en clarificador.
Coagulación en clarificador más filtración.
Color,
materia Coagulación, cloración y filtración
Filtración en carbón activo.
orgánica
Dióxido de carbono
Aceite (coloidal).
Dureza
Coagulación en clarificador y filtración
Filtración con pre-floc (aceite < 50 ppm.).
Ablandamiento con suavizadores.
Ablandamiento con cal, frío o caliente.
Ablandamiento con cal y suavizadores (proceso caliente).
Ablandamiento, ciclo H débil
Desmineralización.
Cloruros
Descarbonotación con cal en frío
Descarbonotación con cal en caliente.
Descarbonotación ciclo H débil
Descarbonotación ciclo Cl ¯
Desmineralización
Desmineralización
Precipitación con bario en clarificador
Desulfatación ciclo Cl ¯
Desmineralización
Nitratos
Desmineralización
Sílice
Tratamiento con cal en caliente.
Desmineralización
Aireación y filtración (poco hierro).
Aireación, clarificación y filtración (mucho hierro).
Alcalinidad
Alcalinidad
Sulfatos
Hierro
RESIDUO NORMAL
5-10 ppm.
2-5 ppm.
0-2 ppm.
0-1 ppm.
0-0.5 ppm.
0 ppm.
0-0,3 ppm.
0-0,007 ppm.
0-1 ppm.
5-10 ppm.
0-1 ppm.
Color 5-10 ppm.
Variable
Variable
0,5-1 ppm.
0-2 ppm. CaCO3
Variable
0-2 ppm. CaCO3
Variable
0-2 ppm. CaCO3
Variable
35 ppm. CaCO3
20 ppm. CaCO3
20-30 ppm. CaCO3
5-15 ppm. CaCO3
0-5 ppm. CaCO3
0-5 ppm. CaCO3
25 ppm, CaCO3
0-5 ppm. CaCO3
0-5 ppm. CaCO3
0-1 ppm. CaCO3
2 ppm. Si O2
0.02-1 ppm. Si O2
0,1-03 ppm.
0,1-03 ppm.
Depósito
de alimentación y desgasificador
Una variedad de tratamiento del agua de
alimentación de calderas es la desgasificación
térmica. Por ser un tratamiento especifico común
a la alimentación de calderas industriales, es
merecedor de describirlo por separado.
La desgasificación térmica se basa en el
fenómeno físico por el que la solubilidad de un
gas disuelto en agua (que no haya reaccionado
químicamente con él) disminuye al aumentar la
temperatura de ese agua, de manera que, tiende
a anularse cuando se alcanza la temperatura de
saturación correspondiente a la presión existente
Eso quiere decir que, a medida que vamos
calentando el agua en el desgasificador se irán
desprendiendo los gases disueltos, de manera
que se habrá eliminado la práctica totalidad al
alcanzar la temperatura de saturación a la presión
de servicio.
Existen dos tipos esenciales de desgasificador
térmico:
– Desgasificador en cascada (Fig.26):
En los que el agua tratada cae a través de
unas bandejas, a contracorriente a través del
vapor de calentamiento, desprendiéndose
los gases hacia la cúpula del desgasificador,
saliendo a la atmósfera junto con los gases
incondensables.
1. Desgasificador en cascada
2. Depósito de alimentación
3. Válvula motorizada
4. Válvula reductora de presión
5. Filtro
6. Válvula de seguridad
7. Indicador de nivel
8. Interruptores de nivel
9. Válvula de venteo
10. Manovacuómetro
11. Termómetro
12. Diafragma de salida de vahos
13. Válvula de retención
14. Válvula de vaciado
15. Refrigerador de muestras
16. Desagüe
Fig. 26: Esquema típico de desgasificador en cascada
– Desgasificador por
pulverización
(Fig.27):
En los que el agua
tratada
entra
pulverizada,
a
contracorriente a
través del vapor de
calentamiento,
desprendiéndose
los gases disueltos
y operando del
mismo modo que en
el desgasificador en
cascada.
Fig.27: Esquema típico de
desgasificador
por
pulverización
1. Desgasificador por pulverización
2. Depósito de alimentación
3. Válvula motorizada
4. Válvula reductora de presión
5. Filtro
6. Válvula de seguridad
7. Indicador de nivel
8. Interruptores de nivel
9. Válvula de venteo
10. Manovacuómetro
11. Termómetro
12. Diafragma de salida de vahos
13. Válvula de retención
14. Válvula de vaciado
15. Refrigerador de muestras
16. Tobera de pulverización
17. Desagüe
Bombas
El agua así desgasificada, se acumula en la parte
inferior del desgasificador, en el depósito de
almacenamiento del agua de alimentación.
Se aconseja que el tamaño del depósito de
alimentación sea tal, que la capacidad útil
acumulada permita una hora de funcionamiento
de la caldera como mínimo sin reponer agua
tratada, como reserva en caso de averías del
sistema de tratamiento.
de alimentación de agua
Según el Reglamento de Aparatos a Presión, las
calderas industriales provistas de quemadores de
combustibles líquidos, o gaseosos, deben estar
equipadas como mínimo con un sistema de
bomba de alimentación.
El tipo de bombas generalmente utilizado en las
instalaciones de calderas industriales es la
centrífuga, de varias etapas (Fig.28), con una
curva Q-H (caudal-altura manometrica), que no
sea plana (Fig.29), y con el punto de diseño
cercano al rendimiento máximo.
Fig.28: Bomba Centrífuga de cuatro etapas (sección longitudinal)
Habrá que prestar especial atención a que el
NPSHR requerido de la bomba, sea mayor que
NPSH D disponible de la instalación,
incrementando, este último, en las pérdidas de
carga de su aspiración para evitar cavitaciones.
HPSHR > NPSHD + S pérdidas de carga de su
aspiración.
El material del cuerpo de las bombas puede ser
de GG-25 para las de alimentación y reposición
de agua a la caldera o al sistema, siempre que la
temperatura del agua bombeada no exceda los
110ºC. Para la circulación de agua sobrecalentada
con temperaturas mayores de 120ºC este material
será GGG-25 como mínimo.
Fig.29: Curva característica típica de bomba centrífuga
Sistemas
de regulación
En las calderas de generación de vapor los
sistemas tradicionales de regulación de la
alimentación pueden ser de dos tipos:
– Todo/Nada
– Continua
En las calderas industriales de vapor no
se utiliza el sistema de regulación Todo/
Nada, por lo que se tratará, exclusivamente, el
sistema de regulación continua.
El sistema típico de alimentación y reposición se
representa para los siguientes casos, y
comprende:
1) Para una caldera pirotubular de generación de
vapor (Fig.30):
1. Depósito de almacenamiento de agua de alimentación
2. Válvula de seccionamiento
3. Filtro de cesta
4. Válvula de retención
5. Grupo motobomba
6. Válvula de seccionamiento y by-pass
7. Válvula de regulación motorizada
8. Válvula de retención
9. Válvula de seccionamiento
10. Transmisión de nivel
11. Caldera pirotubular de vapor
12. Caldera acuotubular de vapor
13. Caldera acuotubular de agua sobrecalentada
14. Depósito de expansión
Fig.30: Sistema de alimentación de agua-Caldera pirotubular de vapor
- Un depósito de almacenamiento de agua de
alimentación (1), con desgasificador.
- Una válvula de seccionamiento (8), y otra de
retención (9), a la entrada a la caldera.
- Un juego de válvulas de seccionamiento (2),
del grupo motobomba.
- Un transmisor de nivel (10), instalado en la
caldera.
- Un filtro (3), y una válvula de retención (4),
- Una caldera pirotubular (11), de vapor.
por cada grupo motobomba.
- Un grupo motobomba (5).
- Un juego de válvulas de seccionamiento y
bypass (6), de la estación de regulación de
nivel.
- Una válvula reguladora de nivel (7), que
puede ser motorizada, o de accionamiento
neumático.
2) Para una caldera acuotubular de vapor (Fig.31):
- Un juego de equipos (1) a (9), como
en el caso anterior.
- Un transmisor de nivel (10),
instalado en el calderín superior de
la caldera.
- Una caldera acuotubular (12), de
vapor.
Fig.31: Sistema de alimentación de agua-Caldera
acuotubular de vapor
1. Depósito de almacenamiento de agua de alimentación
2. Válvula de seccionamiento
3. Filtro de cesta
4. Válvula de retención
5. Grupo motobomba
6. Válvula de seccionamiento y by-pass
7. Válvula de regulación motorizada
8. Válvula de retención
9. Válvula de seccionamiento
10. Transmisión de nivel
11. Caldera pirotubular de vapor
12. Caldera acuotubular de vapor
13. Caldera acuotubular de agua sobrecalentada
14. Depósito de expansión
3) Para una caldera acuotubular de generación de
agua sobrecalentada (Fig.32):
1. Depósito de almacenamiento de agua de
alimentación
2. Válvula de seccionamiento
3. Filtro de cesta
4. Válvula de retención
5. Grupo motobomba
6. Válvula de seccionamiento y by-pass
7. Válvula de regulación motorizada
8. Válvula de retención
9. Válvula de seccionamiento
10. Transmisión de nivel
11. Caldera pirotubular de vapor
12. Caldera acuotubular de vapor
13.Caldera acuotubular de agua
sobrecalentada
14. Depósito de expansión
Fig.32: Sistema de reposición de agua-Caldera acuotubular de agua sobrecalentada
- Un depósito de almacenamiento de agua de
alimentación (1).
- Un juego de equipos (2) a (5), como en el
caso anterior.
- Una válvula de seccionamiento (9), a la
entrada al depósito de expansión.
- Un transmisor de nivel (10), instalado en el
depósito de expansión.
- Una caldera acuotubular (13), de agua
sobrecalentada.
Esta caldera podría ser también una
pirotubular
inundada
de
agua
sobrecalentada .
- Un depósito de expansión (14), que absorbe
las variaciones de volumen del agua
sobrecalentada en función de su
temperatura.
En este caso, no se prevé la válvula de regulación
continua de nivel (7), como en las calderas de
vapor. Como ya se indicó anteriormente, en el
apartado Sistemas de Alimentación de Agua, en
las instalaciones con caldera de agua
sobrecalentada solamente se precisa la
aportación de agua equivalente a las eventuales
fugas de los circuitos. El depósito de expansión
se deberá dimensionar para que su volumen útil
pueda absorber la dilatación total del agua entre
su nivel mínimo establecido (agua a temperatura
ambiente) y el máximo previsto (agua a la
temperatura resultante en el depósito de
expansión, a máxima carga de la caldera).
Será, solamente, cuando el nivel real
establecido se sitúe por debajo del
mínimo nominal previsto en el
depósito de expansión, cuando se
pondrá en servicio la motobomba
para restituir el agua que falta y
pararse al restablecerse el nivel
mínimo nominal.
Nivel en la caldera:
Los esquemas representados en las
Fig.30 y 31, correspondientes a
sistemas de regulación a un punto,
el valor del nivel medio será el
registrado en el transmisor de nivel
(10), instalado en la caldera.
Caudal de vapor generado:
En sistemas más completos, en
función de las necesidades de
producción, la regulación de la
alimentación se puede prever a dos
e, incluso, a tres puntos, o variables,
a saber:
Midiendo el valor real
Primer punto
Caudal del agua de alimentación:
Mide el caudal instalado en el tramo
Segundo Punto
de impulsión de la bomba.
Mide el caudal instantáneo a la
Tercer punto
salida de la caldera
Este sistema de regulación corrige la orden del transmisor de
nivel sobre la válvula reguladora, teniendo en cuenta las
tendencias instantáneas de demanda del consumidor, y de
caudal que se bombea, e incidiendo sobre la acción de apertura
o cierre de la propia válvula reguladora.
El usuario debe decidir, o hacerse asesorar en su
caso, en función de sus necesidades particulares
de producción.