Clase Nº1:

INSTALACIONES DE CALEFACCIÓN QUE USAN VAPOR

El elemento principal y más costoso de una instalación de calefacción es el generador de

vapor o de fluido caliente, en el cual ocurren dos fenómenos fundamentales: la combustión y la

transmisión de calor.

Proceso de Combustión

La combustión es un proceso de oxidación (en presencia de oxígeno) que no se produce en

forma natural sino que se desarrolla en una sucesión de fases: secado (elimina humedad),

volatilización (elimina compuestos volátiles, es decir, se separan los componentes de menor

temperatura de ebullición), mezclado con una cantidad acotada de aire, elevación de temperatura de la

mezcla (hasta llegar a la temperatura de ignición) y oxidación (se forma CO 2 y vapor de agua; se trata

de una reacción química cuya velocidad varía exponencialmente con el incremento de temperatura).

FASES DEL PROCESO DE COMBUSTION

Fases Proceso Fenómeno Requerimiento

Secado Transferencia de calor Físico Absorbe calor

VolatilizaciónEvaporación (implica también

algunas reacciones químicas)Físico Absorbe calor

Mezclado Laminar o turbulento Físico Aire

Elevación de la temperatura

hasta Tign.Transferencia de calor Físico Absorbe calor

Oxidación   Químico Entrega calor

El tiempo empleado en el proceso químico de combustión (oxidación) está muy por debajo del

tiempo que consumen los procesos físicos de preparación.

Para que la combustión se desarrolle rápidamente debemos adecuar las condiciones físicas,

como ser:

Subdivisión del combustible : se efectúa antes de ingresarlo a la cámara de combustión, buscando

aumentar la superficie expuesta del combustible, lo que tiende a acelerar y a eficientizar el proceso

de combustión. Un ejemplo práctico de esto se observa cuando ponemos trozos pequeños de

carbón en la parrilla para hacer que los mismos se quemen rápido (pues se logra un contacto más

íntimo entre el combustible y el aire), mientras que en los hogares la leña se pone entera para

lograr la situación contraria.

Nota: La combustión es un proceso principalmente de mezcla (es decir, es un proceso más

aerodinámico que propiamente químico).

Explicamos lo anterior más claramente con el siguiente ejemplo: imaginemos que inicialmente

tenemos una partícula cúbica de combustible de 1 [cm] de lado (cubo más grande en la imagen

inferior); de modo que para ella podemos completar la tabla:

Volumen

(V)

Área Lateral (A) N° de Partículas (Np) Relación A a V (A/V)

1

1 cm3 6*1 cm2 1 6

Ahora bien, si al cubo anterior lo dividimos en partículas aún más pequeñas de lado 1/10 cm (cubo

más pequeño en la imagen inferior), la tabla nos quedaría:

V A Np A/V

(1/10)3*103 cm3 6*(1/10)2*103 cm2 103 60

Turbulencia intensa en el seno de la masa de combustión, es decir, en la cámara de combustión,

para lograr una buena mezcla entre el aire y el combustible.

El quemador de combustible es un dispositivo que favorece estas condiciones.

Esquemáticamente lo podemos representar:

Es precisamente por acción de las paletas que el aire adquiere un movimiento en espiral.

La lanza de inyección de combustible permite subdividir el combustible, el cual puede ser

sólido, líquido o gaseoso, por la presión con la que se inyecta el mismo; por lo tanto, la función de esta

lanza es inyectar el combustible para luego se subdividirlo. A continuación, será impulsado por una

corriente neumática de aire.

Las gargantas son de material refractario, por lo que resisten las altas temperaturas que se

generan en la cámara de combustión y reflejan la radiación que incide sobre ellas, aportando a la

mezcla parte del calor que se necesita para iniciar la ignición. Interesa que el combustible se queme

bien, ya que si el calor aportado no es suficiente, puede acumularse combustible sin quemar en la

cámara, favoreciendo el riesgo de explosión. En este sentido, cuando la temperatura obtenida no es la

deseada, se pueden incluir pantallas que permitan la recirculación de la mezcla caliente, pudiéndose

así alcanzar la temperatura óptima para el proceso.

La temperatura de ignición se define como la mínima temperatura a que una sustancia (sólida o

líquida) debe ser calentada a fin de iniciar una combustión que se sostenga por sí misma

independiente de fuentes externas de calor.

Ejemplos de combustibles sólidos son el carbón (hasta un tamaño de 0,2 mm), el bagazo, la leña.

2

Aire

Sabemos de la Termodinámica que cada combustible, en función de su composición, necesita

una cantidad determinada de aire para quemarse.

La cantidad de aire mínima necesaria (Lmín) para la combustión se calcula:

Lmín [Nm3/kg]Hinf/1000

Lmín es la cantidad estequiométrica de aire para que el combustible se queme completamente.

Sin embargo, como no se puede lograr una mezcla perfecta (estequiométrica), no se debe

entregar sólo el Lmín. De ahí que definimos la cantidad de aire real necesaria (Lreal):

Lreal=λLmín, λ: factor de dilución.

Por ejemplo, el Fuel-oil tiene: Hinf=10.000 Kcal/Kg Lmín = 10 Nm3/Kg.

El volumen de gases húmedos generados en la combustión será:

Vgh = Vmính + (λ-1) * Lmín = ΣVi = VCO2 + VH2O + VO2 + VN2

También se puede calcular en forma aproximada: VmínhHinf/1000, de modo que, según lo

visto antes: Vmính es aproximadamente igual a Lmín.

Las formas presentadas para calcular Lmín y Vmính son aproximaciones que tienden a hacer el

cálculo más rápido y menos engorroso, pero también podría calcularse su valor exacto.

Los valores actuales para factores de dilución que permiten lograr combustiones eficientes

son:

λgases=1.05-1.10

λlíq=1.10-1.20

λsól=1.30-1.40

Proceso de Transmisión de calor

Existen tres mecanismos diferentes de transferencia de calor: conducción, convección,

radiación.

En la conducción el calor se visualiza como una actividad molecular, en que las moléculas del

material vibran (es decir, se verifica un aumento de su energía cinética). Cuando una parte del material

es calentada, las vibraciones de las moléculas aumentan, lo que causa una actividad creciente en las

moléculas adyacentes, y el flujo calórico se transmite desde la parte caliente del material hacia la parte

fría del mismo o hacia otro material. Si el flujo calórico se mantiene constante, la temperatura decrece

uniformemente desde la zona más caliente a la más fría.

Las distintas sustancias difieren enormemente en su habilidad para conducir el calor: los gases

y los vapores son muy malos conductores, los líquidos son un poco mejor, mientras que los metales

son los mejores conductores.

La conductividad está influenciada por la temperatura del material en cuestión.

Nota: En resumen, podríamos decir que la transferencia de energía por conducción se realiza de dos

maneras: Mecanismo 1: interacción molecular, en el que el aumento del movimiento de una partícula a

un nivel de energía (temperatura) más alto, imparte energía a las moléculas adyacentes que se

encuentran en niveles de energía más bajos. Mecanismo 2: transferencia de calor de conducción por

3

medio de electrones libres -principalmente en sólidos metálicos-, de modo que todos los buenos

conductores eléctricos también lo son desde el punto de vista térmico.

Mientras que la transferencia de calor por conducción resulta de un movimiento de energía a

través de un material, la transferencia de calor por convección es un movimiento del propio medio

caliente.

Cuando un fluido es calentado, su densidad decrece. Si una parte del fluido es ahora calentada,

la masa más fría y pesada desplaza a la masa más caliente y liviana. Las porciones frías son calentadas

lentamente y luego reemplazadas. Como resultado, se tiene una corriente continua de fluido frío hacia

una zona caliente, a la vez que el fluido caliente que se encuentra allí es reemplazado (en conclusión,

hay un movimiento concreto de masas).

Existe entonces transferencia de energía entre un sólido y un fluido (líquido o gas). Entre

ambos existe un movimiento relativo que genera una capa límite, con régimen laminar y donde el

calor se transfiere por conducción, y una capa turbulenta más alejada de la superficie sólida. La

transferencia de calor por convección se caracteriza a través del coeficiente pelicular de transferencia

calórica h.

Como se observa, en la capa límite ocurre prácticamente toda la caída de temperatura del

proceso, ya que en ella existe mayor resistencia a la transferencia de calor.

En iguales condiciones de escurrimiento se cumple:

hlíq>hgas (es decir, la convección es más efectiva con líquidos que con gases) , debido a que las

moléculas en un líquido están más próximas unas de otras (mayor contacto intermolecular).

hcorrientes-tubos-perpendiculares >hcorrientes-tubo-paralelos, debido a que con corrientes en tubos perpendiculares se

requiere menor superficie para una misma transferencia de calor, pues hay menor resistencia a la

transferencia de calor por tener menos capa laminar, la cual se reduce por acción de los remolinos

creados cuando se trabaja con tubos normales al flujo. Esto hace que si hacemos circular los gases

de manera perpendicular a los tubos la superficie de transferencia necesaria será menor.

En la radiación la transferencia se produce gracias a ondas electromagnéticas (sin transporte de

masa), que pueden propagarse aún en el vacío. Es la transferencia que predomina en los procesos con

altas temperaturas, debido a que la cantidad de radiación (energía) que emite un cuerpo depende de su

temperatura absoluta, elevada a la cuarta potencia.

Comparando radiación y convección:

4

Según la gráfica anterior, diremos que en la caldera, la radiación tiene importancia

principalmente en la zona de alta temperatura (cámara de combustión); en las regiones de menor

temperatura predomina la convección.

Cada sólido emite para una longitud de onda distinta, sólo algunas visibles para el ojo

humano; así por ejemplo, durante la combustión de algunas sustancias (como el gas natural), podría

estarse emitiendo con una longitud de onda correspondiente al infrarrojo, resultando no visible para el

ojo humano. El H2O, por ejemplo, emite en infrarrojo. El combustible en estado incandescente, emite

radiación, el gas también lo hace, pero no dentro del espectro visible de radiación.

Esta es la razón por la cual algunas llamas pueden ser rojas, otras azules o amarillas. Por otra

parte, las ollas se vuelven negras en su parte inferior debido a las partículas sólidas de carbón (hollín),

producidas por el crackeo del hidrocarburo, que no han llegado a quemarse durante el proceso de

combustión. En este caso se tiene una llama pobre en oxígeno; la llama de la hornalla debería ser azul,

lo que indica una llama más rica en oxígeno.

Durante la combustión, las partículas que transfieren calor son las partículas que están en estado

incandescentes.

Caso de radiación:

Analicemos ahora la pared de un tubo metálico que del lado izquierdo (afuera del tubo) tiene

cenizas y del derecho (adentro del tubo), incrustaciones. Tanto donde se encuentra el gas como donde

5

se encuentra el líquido habrá transferencia de calor por convección, y donde está el tubo habrá

conducción. El salto de temperatura en la zona gaseosa es mayor debido a que las moléculas están más

distanciadas unas de otras respecto a las del líquido, sumado al hecho de que las burbujas tienden

siempre a romper la capa laminar y a favorecer la transferencia (en el H2O hay menor T). El tubo, al

ser metálico es un buen conductor térmico y eléctrico, por lo que puede resultar despreciable la

resistencia a la transferencia en esa zona. Tenemos así:

En general, se cumple:

hgas hvap-sobrec hag-ebul

1 10 100

Es decir, el salto de temperatura en la zona gaseosa es 100 veces mayor que en la zona líquida.

Analicemos ahora qué pasa en este proceso detalladamente:

Transferencia de calor desde un gas a agua en ebullición a través de un tubo hervidor limpio:

Conociendo Tsat y, por lo tanto, también la presión de trabajo de la caldera, puedo conocer

cuál es el tubo adecuado. T gases = 100 T liq.

Transferencia de calor desde un gas a agua en ebullición a través de un tubo hervidor con

incrustaciones:

Las incrustaciones, que pueden ser carbonatos, silicatos (en general, sales de Ca, Mg, etc.),

son malas conductoras del calor, lo que hace que el tubo tenga que trabajar a mayor temperatura,

corriendo el riesgo de que se rompa, el flujo de gases sea menor y aumente el T haciendo perder

eficiencia, es decir, se pierde rendimiento, al no aprovechar completamente el calor. Los gases no se

enteran que el tubo tiene incrustaciones.

6

En conclusión, en la práctica se evita la formación de incrustaciones, porque no sólo bajan el

rendimiento de la caldera, sino también su estabilidad mecánica.

Se tiene que Tgas con incrustaciones < Tgas sin incrustaciones y, como el hgas sigue

siendo el mismo, es por esto que el calor transferido disminuye.

Transferencia de calor desde un gas a agua en ebullición a través de un tubo hervidor con cenizas:

Las cenizas, al igual que las incrustaciones, son malas conductoras térmicas, por lo que si un

tubo se ensucia por afuera con cenizas, resulta conveniente usar sopladores de hollín.

Tener en cuenta que el acero usado en los tubos hervidores es diferente al usado en los

sobrecalentadores, que deben ser de mayor calidad (generalmente, aceros especiales) debido a las altas

temperaturas con las que trabajan.

Calderas o generador de vapor

Un generador de vapor es una máquina o dispositivo de ingeniería donde se genera vapor a

partir de un proceso de combustión. El 99% de los generadores trabaja con combustibles fósiles o

biomasa como fuente de energía, pero también se usa energía eléctrica, solar o nuclear.

Los generadores se pueden clasificar según:

a) El pasaje de fluidos, en humotubulares o acuotubulares.

b) El movimiento del agua, de circulación natural o circulación forzada.

c) La presión de operación, en subcríticas y supercríticas.

Nota: Para calefacción es suficiente usar vapor saturado; mientras que para la generación de energía

eléctrica se deberá trabajar con vapor sobrecalentado (este tema será analizado detalladamente más

adelante).

Los generadores primitivos consistían en un gran recipiente (olla) lleno de agua que era

calentando con fuego en su parte inferior. Se llegaba una determinada presión y se comenzaba a

entregar vapor a medida que se les seguía proveyendo de calor y agregando mas agua. En este sistema,

si se busca que la presión deje de aumentar, se debe practicar un "agujero" en una posición

conveniente para permitir la salida del vapor (logrando así estabilizar la presión). No obstante, si por

algún motivo se extrae más vapor que el necesario, la presión disminuye; es allí cuando se proporciona

más calor de modo que se acelere la producción de vapor y recupere el valor de presión deseado.

Aclaramos que el gran volumen de agua en estado de ebullición generaba fácilmente situaciones de

gran riesgo al excederse la presión máxima admisible.

7

Para aumentar la superficie de contacto gas-metal y disminuir la cantidad de agua en

ebullición se crearon primero los generadores humotubulares, en los que los gases de combustión

circulan por tubos inmersos en el agua. La eficiencia del proceso mejoraba al aumentar el espesor de

estos tubos:

S=

Siendo P la presión de trabajo, D el diámetro del tubo y la tensión admisible del material

(calidad). Empresas como Rívoli y ciertas citrícolas, por lo general, usan este tipo de generadores, que

no producen energía eléctrica y son usados sólo para calefacción.

Por otra parte, aclaramos que los generadores humotubulares son más compactos: sirven para

baja capacidad (menor producción de vapor) y/o menor presión.

El próximo paso en el desarrollo, debido al gran espesor requerido que hacía el proceso

antieconómico, fue la creación de generadores acuotubulares, en los que el agua circula por tubos que

forman las paredes (con ellos, desaparece el límite tanto de la presión como del diámetro -capacidad-,

que se hacía evidente en los generadores descriptos anteriormente). De este modo se maximiza la

transferencia de calor y se minimiza el volumen de agua reduciendo el riesgo de explosión. La

circulación del agua puede ser natural, debida a la diferencia de densidad entre agua fría y caliente. El

agua en ebullición se acumula en recipientes llamados domos donde se separa el vapor del agua. Las

centrales térmicas, ingenios y papeleras usan este tipo de generadores, en los cuales se que genera

mucha energía a partir de grandes cantidades de vapor.

Los sistemas acuotubulares se consideran flexibles, pues incluyen domos (comunicados entre

sí por tubos, es así que los tubos necesariamente comienzan en un domo y terminan en otro) y

funcionan como vasos comunicantes. Si aumenta el requerimiento de vapor, se puede instalar un domo

más y conectarlo con los otros a través de tubos.

Para bajas presiones de trabajo, se usan generadores humotubulares, que se caracterizan por

ser más compactos pero menos costosos que los acuotubulares.

8

Para altas presiones de trabajo, como es el caso de la generación de energía eléctrica mediante turbinas, se usan

generadores acuotubulares.

Clase 2:

DESCRIPCION DE GENERADORES DE VAPOR

Un generador de vapor, como vimos en la clase anterior, inicialmente se presentaba como una

simple olla que, básicamente, transformaba agua en vapor. Con el paso del tiempo, el diseño fue

mejorando, obteniéndose los modernos equipos conocidos como Generador de Vapor Humotubular y

Acuotubular. Por ser éstos últimos los más difundidos en la industria, partiremos nuestro análisis

diciendo que en un generador acuotubular distinguimos dos circuitos:

9

GENERADORES DE

VAPOR

CIRCUITO DE GASES

DE COMBUSTIÓN

CIRCUITO DE

PRESIÓN

CÁMARA DE

COMBUSTION

HAZ CONVECTIVO

SUPERFICIE DE

RECUPERACIÓN

COMBUSTIÓN EFICIENTE

ELIMINACIÓN CENIZAS

EVITAR ARRASTRE DE

PARTÍCULAS

Economizador

Precalentador

1. CIRCUITO DE GASES DE COMBUSTIÓN

Corresponde a todo lo que forma el generador FUERA DE LOS TUBOS, donde los gases de

combustión son generados y luego circulan ,mientras que el “Circuito de Presión” se refiere a todo lo

que forma el generador DENTRO DE LOS TUBOS, por donde circula el agua que luego se

transforma en vapor .

El circuito de Gases de Combustión incluye los siguientes elementos:

1.1. Cámara de combustión (cdc): es donde comienza el circuito de gases; consiste en un recinto de

considerable volumen en el cual se efectúa la combustión, en la misma se debe lograr:

1.1.1. COMBUSTIÓN EFICIENTE, esto significa que sea:

Combustión Completa

Un factor de dilución λ (ó n) lo más reducido posible (pues, cuando aumenta el exceso de aire,

no sólo se incrementa el volumen de la mezcla sino también las pérdidas de calor latente).

Menor tiempo de permanencia en la cdc (recordemos que en esta cámara nos interesa controlar

la Temperatura, el Tiempo y la Turbulencia –las tres “T”- de la mezcla, dentro de ciertos

márgenes).

Observaciones:

10

Tiempo: la cdc tiene una sección transversal amplia para que los gases de combustión demoren el

tiempo necesario desde la parte inferior a la superior; como así también, para tener un tiempo de

combustión del combustible adecuado.

Temperatura: superior a la T° de ignición del combustible para que este se queme. Para esto en la

cdc hay material refractario con el cual se eleva la T° del combustible.

Turbulencia: se logra mezclando intensamente el aire con el combustible. Para favorecer la

turbulencia (con lo que se favorece la mezcla) se inyecta aire transversalmente, con lo cual no se

afecta ni el tiempo de combustión ni el movimiento ascensorial de los gases.

El Aire de turbulencia (que se inyecta) y el Aire primario, como así también la mezcla misma,

dependen del porcentaje de sustancias volátiles del combustible. La velocidad ascensional promedio

de los gases debe ser lo suficientemente baja como para:

a. Reducir o evitar la salida de combustible no quemado (arrastre de combustible), de lo

contrario, éste en su salida desgasta prematuramente la superficie de transferencia (la

erosiona), además de ocasionar contaminación ambiental y pérdidas económicas por el

combustible perdido. Parte del combustible no llega a quemarse dentro de la cdc porque se

formaron zonas donde no se alcanzó la temperatura adecuada.

b. Dar el tiempo suficiente al proceso de combustión.

1.1.2. ELIMINACIÓN DE CENIZAS DEL COMBUSTIBLE: las cenizas constituyen material inerte

(que no se quema), pero que debe ser eliminado y no arrastrado desde la cdc. Su T° a la salida, en la

etapa de eliminación, debe estar por DEBAJO de su T° de fusión, pues deben eliminarse en estado

sólido, y no pastoso, y decantar en la cámara misma, para así evitar que se adhieran a las paredes y

dificulten la transferencia de calor. (Aclaramos, además, que las cenizas se desechan por la parte

inferior de la cdc.)

La T° de ablandamiento (ó de fusión) de las cenizas ES CLAVE, de esto se desprende que:

1.1.3. EVITAR EL ARRASTRE DE PARTÍCULAS DE COMBUSTIBLE que, como dijimos antes,

nos permitiría sortear problemas de erosión y contaminación.

De la Termodinámica sabíamos que:

11

LA T° DE LA

CÁMARA

DEBE ESTAR

ARRIBA DE LA T° DE IGNICION DEL COMBUSTIBLE

ABAJO DE LA T° DE FUSIÓN DE LAS CENIZAS

B: cantidad de combustible (Kg/h)

B[Kg/h]*Hinf[Kcal/Kg] = [Kcal/h]

Hinf es el poder calorífico inferior del combustible y se refiere a la cantidad de calor que se genera al

quemar el combustible íntegramente.

Lr [Nm3/Kg de comb]: es la cantidad real de aire que ingresa a la cámara con cierto calor:

iaire[kcal/h] = B[kg/h]*Lr[Nm3/kg]*Cpaire[kcal/Nm3°C]*taire[°C]

iaire es el calor que aporta el aire a la cdc.

Qradiado por la cdc (es calor perdido por la cámara que sale al exterior) [Kcal/h]

Qgases de combustión : calor Del volúmen de gases húmedos emitidos

Qgases[Kcal/h] = igh(t) = Vgh [Nm3/Kg] * Cpgh [Kcal/Nm3] * tsalidagases,cdc [°C] * B [kg/h]

donde Vgh es el volumen de gases húmedos.

Al balance anterior, lo podemos ver más claramente en un diagrama i Vs. T:

12

CÁMARA DE

COMBUSTION

Qradiado (perdido)

Qgases de combustión

Lr

B*Hinf

Tubos: superficie de transferencia de Q.

Por estos tubos circula el agua que, al

absorber el calor de los gases calientes,

se transforma en vapor.

Figura: Sistema Termodinámico de la

Cámara de Combustión

λλi> λ

La curva anterior depende del combustible y del Factor de Dilución (λ, n).

Se debe quitar Q de la cdc para que la T° de salida de los gases esté por debajo de la T °de

fusión de las cenizas para esto agrego tubos de agua para la generación de vapor (agrego superficie de

intercambio dentro de la cdc).

Nota: podría trabajar con un λi mayor que λ (ver desplazamiento de la curva en la gráfica anterior), sin

embargo, aumentan las pérdidas de calor sensible a pesar de que si disminuye la temperatura de los

gases de salida.

La transferencia por convección en la cdc es reducida debido a la baja velocidad de circulación de los

gases.

La transferencia de calor por radiación depende de la temperatura elevada a la cuarta potencia, de ahí

que el calor transmitido por este mecanismo es el que ocupa la mayor proporción en la cdc (pues la

temperatura de los gases es mayor en ese recinto; los gases tienen la máxima temperatura en la cdc).

Así, por ejemplo, cuando nos referimos a la superficie de radiación de una cdc (superficie que

intercambia calor por radiación), podemos encontrar casos en los que ésta representa alrededor del

80%: se trata de una cámara muy amplia y alta constituida por tubos –el restante 20% se traduce en

una pequeña zona convectiva-.

Cuando se trabaja con un combustible con un bajo Hinf (Bagazo) se necesita menos refrigeración para

adecuar la temperatura interna de la cdc para que esté por debajo de la T° de fusión de ceniza, esto

hace que la superficie de radiación disminuya (ya no seria tanto como el 80%). Mientras que en los

casos en el que se usa un combustible de Hinf alto (Fuel-oil) se necesita mucha refrigeración para bajar

la temperatura de la cdc a un valor que se encuentre por debajo de la T° de fusión de ceniza, en estos

casos se tendrá una gran superficie de radiación (alrededor del 80%). Se observa, que la sustitución del

combustible usado en las calderas hace variar la temperatura de salida de los gases de la cdc.

En ambos casos hay que tener cuidado, ya que una superficie de refrigeración mayor que la necesaria

para el combustible, hará que la T° en la cdc baje pudiendo llegar a estar por debajo de la T° de

ignición del combustible, lo cual es desfavorable.

Esto último refleja la importancia del tipo de combustible. Siguiendo con este tema, cuando el

combustible no tiene cenizas, la limitación de la temperatura de los gases viene dada por la resistencia

de los materiales de la superficie de transferencia en la cdc (mayores temperaturas por soportar

implican una mayor inversión en materiales- mayores costos; calderas antieconómicas-).

Observación: esta resistencia de los materiales actualmente limita la temperatura de los

gases entre los 1100 °C y 1400 °C.

13

q [Kcal/Kg m2]

Δt = (tgases-tsat)

Convecciónf(T,h)

Radiación f(T4)

Δt a la salida de cámara

de combustión

Aquí, el aporte de calor

por radiación es pobre,

pues T es bajo

A nivel de la CdeC

Qradiación

Qconvección

Después de la salida de la cdc la transferencia por radiación es baja y, para aprovechar la

temperatura de los gases, se debe aumentar su velocidad y turbulencia (estamos variando el h -

incrementando la pendiente de la curva de convección. Ver línea en azul). En este sentido, el

incremento en la velocidad de los gases a la salida de la cdc (que aumenta y se mejora el

aprovechamiento superficial), se logra a través de elementos que se conocen como “bafles”,

(deflectores, diafragmas, desviadores, entre otras denominaciones); y la zona en la que se produce el

cambio de velocidad se llama ZONA O HAZ CONVECTIVO DE LA CALDERA- por detrás de la cdc

- , los gases salen de ella a unos (300,200) °C. Los deflectores definen un camino por el que se les

obliga a los gases a circular hacia la salida.

Las calderas con cámaras de combustión amplias (radiación) y pequeña zona convectiva

(convección), se usan para combustibles como el gas natural, con elevado poder calorífico. En cambio,

las calderas con cámaras de combustión pequeñas y amplia zona convectiva, se usan para

combustibles como el bagazo, con reducido poder calorífico.

Una caldera de tipo ingenio, que trabaja con una p ~ 20 ata (presión en los tubos), tiene una t sat

~ 210°C, de modo que tgases salida ~ 210+150 °C ~ 360 °C. (Aclaramos que los materiales de las

superficies de intercambio deben soportar las presiones de trabajo de las calderas).

Por otra parte, si la diferencia de T° entre los gases y el fluido que se quiere calentar es inferior

a los 150°C, resulta un proceso ANTIECONÓMICO (pues tendríamos que usar mayores superficies

de intercambio o más caras). Es así que para evitar un proceso de tal característica, podemos emplear

superficies de recuperación que vienen dadas por:

14

Uso de un precalentador de aire (me permite trabajar con superficies de trasnferecncia más

baratas). De modo que los gases de salida, muchas veces pasan por un “precalentador de aire”,

para elevar su T° antes de que entren a la caldera.

Uso de un economizador que precaliente el agua (también me permite usar superficies más

baratas). Es así que los gases de salida, en vez de ir a la chimenea directamente, muchas veces

pasan por un “economizador” que precalienta el agua que entrara a la caldera.

Con lo anterior, luego de extraerle el mayor calor posible a los gases, finalmente, van a la chimenea,

logrando disminuir la temperatura de salida de los mismos.

Luego, nos podríamos preguntar: ¿hasta cuándo puedo bajar la tgases a la salida de la cdc? Al respecto,

diremos que hay un límite que viene dado por la tpunto de rocío; es decir, cuando el vapor de agua formado

comienza a condensar, adhiriéndose a la superficie de transferencia corriendo el riesgo de corrosión

(con ello disminuye el rendimiento de la caldera).

Observaciones:

T° de punto de rocío: es la temperatura mínima a la que se pueden enfriar los gases de salida

de la combustión (aprox. 180°C). Para combustibles sin ceniza, con tubos refractarios esta

temperatura podría bajarse aún más.

El agua presente en los gases de combustión es generada por el hidrogeno propio del

combustible como también proveniente de la humedad del mismo.

Los tubos de la cdc y del Haz Convectivo no deben ser muy diferentes, pues las temperaturas

que tienen que soportar son aproximadamente las mismas (= Tsat. a la presión de trabajo).

Finalmente, podemos graficar:

Esquema de desarrollo de la caldera

15

Es necesario generar un Δp entre la cdc y la parte posterior de la caldera para que los gases

circulen, para lo que se suele usar ventiladores. Veamos el siguiente esquema, que permite observar

las diferentes presiones efectivas que se desarrollan dentro de la caldera:

La caída de presión entre la cdc y la Chimenea, antiguamente se hacía con el efecto de tiro o

tiraje que provocaba la misma chimenea. El efecto de tiraje era suficiente para empujar a los gases

hacia la salida, debido a que éstos no se movían a tanta velocidad como ahora dentro de la caldera.

En el gráfico anterior, Δpv representa la caída de presión para obligar al fluido a vencer la

resistencia R en el precalentador.

En definitiva, el diagrama muestra la variación de presión para que los gases fluyan. Suele

suceder que con el tiro natural de la chimenea no es suficiente, por lo que se agregan ventiladores que

“presurizan” la caldera para que venza las resistencias (del haz convectivo, precalentador,

economizador, etc) estas se llaman “Calderas con Ventilador de Tiro Forzado”, las cuales cuentan con

sólo un ventilador que “obliga” a los gases a circular por el precalentador del aire y, luego, desde la

cdc hasta la chimenea. Además, el ventilador aspira a T ambiente y consume baja potencia; no obstante,

requiere una cámara lo suficientemente resistente; en este tipo de calderas no se puede recurrir a la

alimentación por gravedad (calderas de bagazo).

Cuando no se presentan las circunstancias anteriores y la resistencia de los materiales no

permite su “presurización”, se emplean las llamadas “Calderas con Ventiladores de Tiro Balanceado”.

En ellas, se tendría un esquema así:

16

En las “Calderas de tiro Balanceado” –se llaman así porque se balancea entrada y salida para

tener presión atmosférica en la cdc- se trabaja con dos ventiladores, uno que empuja el aire a la cdc

(ventilador de tiro forzado) y otro que aspira los gases desde la cdc (ventilador de tiro inducido).

Diremos que se trata de una solución más costosa ya que: primero, requiero dos ventiladores

y, segundo, trabajo con masas calientes (es la misma masa que en las calderas de tiro forzado, pero

que en este caso –tiro balanceado- ocupa casi el doble de volumen, con lo cual se incrementa el

consumo de potencia).

Observación: antes, cuando se trabajaba con chimeneas, los gases se movían lentamente y se

trabajaba con grandes superficies; no interesaba tanto el costo (alto costo inicial). Por el contrario, hoy

en día, con las calderas antes mencionadas, se incrementa la velocidad de los gases y disminuyen las

superficies; esto supone costos iniciales cada vez más bajos, pero los costos operativos son más

elevados, pues se requiere potencia para hacer funcionar los ventiladores (dos ventiladores en tiro

balanceado).

2. CIRCUITO DE PRESIÓN

Es un conjunto de tubos que se comportan como un solo recipiente. Pero hay tubos expuestos

a elevadas temperaturas (en los que se produce vapor), en los que se verifica un descenso de la

densidad de la sustancia que transportan; lo que no sucede en los tubos expuestos a más bajas T°. Esta

variación en la densidad es la que origina la circulación dentro de los tubos.

Dentro de los recipientes se produce la circulación del agua, que debe ser intensa y con

burbuja –ebullición nucleada- para garantizar la estabilidad mecánica de la caldera. Ya que cuando la

circulación no es buena, en la zona de mayor temperatura, se forma una masa grande de vapor en la

que la transferencia decrece y la temperatura en los tubos aumenta considerablemente con el riesgo de

rotura. Pues recordemos, el coeficiente de convección varía de 1 a 100 cuando pasamos

paulatinamente a vapor saturado (existe ebullición nucleada), pero si se pasa directamente a vapor

17

sobrecalentado hay una relación de 1 a 10; de modo que los tubos quedan expuestos a una mayor

temperatura con el consiguiente riesgo de romperse.

Recordemos: Tubos de subida: expuestos a mayor T.

Tubos de bajada, expuestos a menor T.

Al aumentar la temperatura, cae la resistencia de los tubos.

Como ya se mencionó antes, la fuerza impulsora para la circulación del fluido viene dada por

la diferencia de densidad que, también podría interpretarse como una diferencia de volumen

específico. En este sentido, y como se observa en la gráfica inferior (p Vs. v), para bajas presiones, la

diferencia de volumen específico entre líquido y vapor es grande, tengo una fuerza impulsora elevada

que genera el movimiento del líquido, la circulación natural se origina sin problema. Sin embargo,

para altas presiones los volúmenes específicos son cercanos y la fuerza impulsora se reduce (llegando

a ser nula en el punto crítico; allí, la circulación se produce por otros métodos).

Caldera de Circulación Natural

18

Observación: recordar que los tubos siempre comienzan y terminan en un DOMO. El domo superior

unifica las presiones de entrada y salida de los tubos, además de permitir la separación del agua y

vapor.

El vapor seco y saturado del domo superior se utiliza como alimentación de los sistemas de

calefacción. Si lo que se quiere es utilizar el vapor para producir energía eléctrica o mecánica, se lo

debe SOBRECALENTAR (el sobrecalentador puede estar en distintas ubicaciones dentro de la

caldera). Veamos entonces el siguiente diagrama T –S:

19

Esquema de Generación de Energía- Clausius- Rankine:

En resumen, para la generación de energía eléctrica, usamos el Ciclo de Clausius-Rankine

(debemos usar un sobrecalentador para tener un buen rendimiento, trabajando con temperaturas y

presiones mayores):

ηt = 1 – (T1m / T2)-1 = 1-( T2/ T1m ),

en donde T2 es la temperatura en el condensador y T1m es la temperatura termodinámica media

(proviene de asemejar el ciclo de Clausius-Rankine a un rectángulo; se trata de aplicar el Teorema del

Valor Medio).

Se logra que el rendimiento sea mayor, aumentando T1m mediante un aumento de la presión de

trabajo de la caldera (T2 no se puede disminuir).

Nota: a la salida de la turbina, el vapor debe tener como mínimo un título de 85%, de lo

contrario se corre el riesgo de que la humedad erosione las superficies de la turbina. Es así que en el

caso de trabajar con presiones altas, debe aumentarse también la T° para evitar caer fuera de las

curvas T – S (títulos bajos).

Tal como se aprecia en el siguiente gráfico, una caldera que tiene mayor superficie de

sobrecalentamiento que de evaporación, es una caldera de alta presión. Pero también vale lo contrario:

una caldera con mayor superficie de evaporación es de baja presión.

20

Cuando trabajo a bajas presiones la mayor parte del Q que transfiero es Q de evaporación.

Relaciones de P1 y Te:P (atm) 15-25 25-40 40-125T° (°C) 250-350 300-450 450-550 (600)

Por encima de las 125 ata, temperaturas de sobrecalentamiento tan altas no son soportadas por los

materiales que hoy conocemos. Los materiales actuales sólo soportan temperaturas entre 550 y 600ºC.

Una alternativa para alcanzar presiones por arriba de las 125 ata, es el recalentamiento intermedio.

Para SOBRECALENTAR el vapor, deben usarse materiales que resistan altas T, de ahí que se

trabaje con aceros de alta aleación (costosos). Por lo tanto, el sobrecalentador es un equipo costoso.

Existen Equipos de calefacción que trabajan a bajas presiones y bajas T°, cuando los

productos, por ejemplo pueden perder sus propiedades, como sucede en la industria alimenticia con

muchas sustancias como las vitaminas o los jugos concentrados, que se degradan a elevadas T. En este

caso el Q que se transfiere es exclusivamente de evaporación (vapor saturado) y no se necesitan

sobrecalentadores; así, las calderas no se sobrecargan y en consecuencia, son más baratas debido a los

21

materiales con los que se las construye. Recordar que siempre la temperatura de los tubos

sobrecalentadores está por encima de la temperatura de los tubos hervidores.

Nota: en ciclos Clausius-Rankine a muy altas presiones, es comúnmente usado el doble recalentador.

Figura: Esquema de caldera y detalle de sus elementos

Clase N° 3 :

Algunas observaciones de la Clase N° 2: como habíamos estudiado, para la generación de

energía eléctrica se utiliza vapor sobrecalentado (se requiere de un rendimiento mayor en este caso),

mientras que para equipos de calefacción se utiliza vapor saturado. Observamos las siguientes

figuras:

22

Ventajas del sobrecalentamiento:

Mayor Δt para la transferencia de calor, en el sobrecalentamiento: Qsobrec: Δt’ > Δt.

Desventajas del sobrecalentamiento:

El producto debe soportar mayores temperaturas (tsobrecal). Siendo tsobrecal función de la

sensibilidad del producto.

La caldera debe tener recalentador, que es un equipo costoso (por los materiales, como el

acero refractario) y de operación delicada (por la temperatura a la que trabaja el material).

1. Clasificación de Calderas

Dentro de esta clasificación se incluye a las calderas montadas en fábrica (o calderas

paquete) que son de tiro forzado exclusivamente. Se las traslada en camiones o en vagones de

ferrocarril y se las instala en la fábrica. Su limite de tamaño esta determinado por las complicaciones

de la logística y es de 5 [m] de altura - altura de los puentes - y 13,5 [m] de largo y 4 [m] de ancho.

Aclaramos que todas las calderas humotubulares son de este tipo, y gran parte de las acuotubulares

también lo son.

En la siguiente figura se aprecia una caldera humotubular (con base de hormigón

denominadas de tipo apoyada ya que van montadas sobre el suelo), que tiene la particularidad de

“dilatarse hacia arriba”. A medida que aumenta el tamaño de este tipo de caldera, progresivamente

se va comprometiendo la resistencia estructural de la misma debido a que el peso de la estructura y

la masa de agua generan unos esfuerzos de pandeo muy importantes sobre los tubos. Estas calderas

son más grandes que las anteriores y se las monta directamente en la fábrica. Son útiles para bajas

capacidades, lo que evitará que todo el peso de la estructura recaiga sobre el domo inferior.

23

Figura 1 Figura 2

Ante las dificultades vistas anteriormente, es que se emplea una caldera de tipo colgada, en

la que se dimensiona toda la estructura colgante para que pueda soportar todo el peso de la caldera.

Este equipo es recomendable en zonas sísmicas debido a su notable resistencia mecánica y

estabilidad estructural. Como puede verse en la figura siguiente, en este tipo de caldera, los tubos

“cuelgan” desde un domo, de modo que los mismos se “dilatan hacia abajo”.

24

Observación: la caldera anterior es de tiro balanceado, pues cuenta con un ventilador de tiro

inducido (en la parte inferior izquierda) y otro de tiro forzado (parte superior izquierda).

Muchas cámaras de combustión de este tipo de calderas (calderas montadas en fábrica) son con

“pared de tubos”, también llamada “de membrana”. Estas paredes incluyen: pared de tubos, una

capa intermedia de material refractario y un material de protección (por ejemplo, de aluminio);

como lo podemos ver en la siguiente figura:

25

1.1. Importancia que tiene la circulación del agua en la caldera

Debe existir una circulación intensa del fluido, lo que determina la velocidad para mantener

una evaporación nucleada. En general este movimiento se produce por diferencia de densidad –y,

por lo tanto, por diferencia de volumen específico- (Circulación Natural). Es así que obtener ciertas

Conclusiones observando el diagrama de p Vs. v:

Como se puede apreciar, a medida que aumenta la presión p, disminuye la fuerza impulsora para la

circulación del fluido, es decir, disminuye la diferencia entre volúmenes específicos (v vapor - vliq).

Además, se tiene que para valores de presión inferiores a 180 ata, funciona bien la circulación

26

natural, mientras que para valores mayores comprendidos entre 180 y 225 ata, será necesario

recurrir a la circulación forzada. En esta última, se emplea una bomba para generar el movimiento

del fluido. En el caso de estas calderas de recirculación (ya sea natural o forzada), es en el domo en

donde se produce la separación del vapor con el liquido que recircula. En las calderas de

recirculación, sólo se extrae lo que se necesita (cargas parciales).

Nota: para calderas de recirculación se emplean “atemperadores” que, a tavés de la

inyección de agua, busca regular la temperatura que alcanza la caldera.

Para la presión crítica (225 ata) –en donde existe el punto crítico- y valores superiores, ya no

existe fuerza impulsora capaz de hacer circular el fluido. Cerca de la presión crítica, ya no es posible

determinar con precisión cuándo el agua se convierte en vapor. En este sentido, ya no se usan

calderas de circulación, sino más bien, las llamadas calderas de paso forzado, que presentas ciertas

características:

Básicamente, pueden entenderse como un tubo, en el que entra agua por un extremo y sale

vapor por el otro.

El agua pasa por los tubos una sola vez (a diferencia de las calderas de recirculación).

Un modelo “doméstico” de caldera de paso forzado sería el calefón.

Es la única solución factible para la refrigeración de los tubos, teniendo en cuenta las

elevadas temperaturas.

Recordar: se eleva la presión para mejorar el rendimiento del ciclo de Clausius (40% ~ 42%).

Estas calderas se emplean fundamentalmente en centrales térmicas y no tanto en la

industria.

No tienen domos, por lo tanto son baratas. (Ventaja).

Pueden entrar en servicio muy rápido (ya que no se debe calentar el domo –no lo tiene-).

(Ventaja).

Como entran en servicio rápido, son buena para cubrir los picos de consumo.

No pueden trabajar con cargas parciales (están diseñadas para una dada capacidad del

servicio; según la cantidad de agua que circula, se tiene la refrigeración correspondiente). Por

su parte, las calderas de recirculación cuentan con refrigeración permanente. (Desventaja).

De ahí que se busque combinar “paso forzado” con “recirculación”.

27

A continuación, mostramos el funcionamiento de una Caldera de Circulación:

Circulación Natural (p < 180 ata): “ figura Bild 1”

Circulación Forzada (180 ata < p < 225 ata): “figura Bild 2 “

En cuanto a las Calderas de Paso Forzado, se tiene: “figuras Bild 3 y Bild 4”

28

Revisemos ahora qué se tiene en cuanto a calderas humotubulares. Sabemos que consisten,

básicamente, en un recipiente con agua en el que se sumergen tubos por donde circulan los gases

calientes –que, luego de transferir calor, salen por la chimenea- (ver Clase N° 1). Estos equipos

pueden ser clasificados, en una primera instancia, en dos grandes grupos:

Calderas de Posición Vertical: usadas en tintorerías, edificios, etcétera; que usan

menores cantidades de vapor (en comparación con la industria). Al ser de capacidad

inferior, se trata de calderas más

pequeñas.

Nota: los gases se extraen por la parte superior.

29

Calderas de Posición Horizontal: la mayoría de las c. humotubulares en la industria son de

este tipo. Tienen mayor capacidad que las de posición vertical. A su vez, dentro de esta

categoría, las calderas se pueden dividir en:

C. Humotubular de Fondo Seco: en ellas podemos distinguir dos “tapas”, que limitan los

extremos tanto del tubo central de combustión, como de los tubos por donde circulan los

gases. Los tubos se sueldan a las tapas. Además, la cámara en donde se produce el cambio de

dirección de los gases está construida de material refractario, y permanece SECA (NO está

sumergida en agua).

Las calderas de este tipo, suponen la unión de material metálico con material cerámico (refractario),

de ahí que se tenga un menor rendimiento en este caso. (Preguntar al profe!) Por otra parte, su costo

en superficie es mayor ya que necesita una cantidad superior de tubos (esto está principalmente

asociado a la cámara de giro de los gases para una igual transferencia de calor, con respecto a las

calderas de fondo húmedo.

Una de las tapas que mencionamos anteriormente (llamadas “fondos”), está apoyada sobre la

cámara refractaria por lo que puede ser de chapa más delgada (ya que tiene que resistir una presión

menor), de manera que el costo inicial de la caldera es menor al compararlo con el de las de fondo

húmedo. No obstante, el mantenimiento es mayor e importante debido a que en la unión de la tapa

con el material refractario, a causa del tiempo y por la diferencia de la dilatación de materiales

distintos, se empieza a infiltrar aire y eso hace disminuir el rendimiento.

C. Humotubular de Fondo Húmedo: en este caso, todos los tubos (combustión y circulación

de los gases) “y” la cámara en la que se produce el cambio de dirección en el flujo de gases,

se encuentran sumergidos en agua (de allí su nombre de fondo HÚMEDO). En la imagen

inferior, además, podemos ver que en el extremo inferior derecho se incluyen unos pernos

que vinculan las chapas y que al estar en contacto con el agua tienden a corroerse. Estos

pernos son huecos hacia adentro, de modo que cuando se rompen por alguna razón, hacen

posibles pequeñas fugas de agua, indicándonos que se ha producido alguna falla.

30

Estas calderas, tienen un mayor rendimiento (y por más tiempo), requieren menor superficie de

transferencia, pero tienen un costo inicial mayor que las de fondo seco y su mantenimiento es

considerable debido a su tendencia a la corrosión.

Nota: en ambos casos, vemos que las cámaras de combustión son “corrugadas”; esto se debe a un

problema de resistencia estructural principalmente.

1.2. Ciclo Combinado

El Ciclo de Clausius puro (con un rendimiento de aproximadamente 43%) prácticamente no

se utiliza en la actualidad. De ahí que la mayor parte de las centrales térmicas trabajan con Ciclo

Combinado (alcanzándose un rendimiento de un 60%). En este último caso, la energía del

combustible se transforma en energía eléctrica: parte de ella se produce en una turbina de gas y

parte en una turbina de vapor.

Las calderas de centrales térmicas que trabajan con ciclo combinado, utilizan “tubos

aletados” con lo que logramos aumentar la superficie de los tubos y por consiguiente la transferencia

de calor. Estos últimos pueden esquematizarse así:

31

Si no existieran esas aletas, el Δt sería muy grande en el exterior en comparación con el

interior. Por el contrario, con las aletas se proporciona una mayor sección, de modo que si además se

trata de un material buen conductor, el Δt del exterior disminuye.

Qtransf=K*F* Δt si aumenta F aumenta Qtransf

Obs: K es el coeficiente de película y F el área de transferencia.

En definitiva, las aletas se colocan del lado en que existe un coeficiente de transferencia “h”

pobre. En el exterior de los tubos, esto ocurre debido a las bajas velocidades con que se mueven los

gases.

En ciclo combinado, hablamos de calderas de recuperación, pues los gases que salen de la turbina de

gas, aún calientes (aproximadamente 600° C), son aprovechados para producir vapor en la caldera, y

éste para generar potencia en una turbina de vapor (ciclo de Clausius-Rankine).

A continuación, vemos el esquema de una caldera de recuperación:

Observaciones:

32

En estas calderas no se usan “bafles”.

Sus tubos son aletados.

La caldera debe tener poca resistencia al flujo de los gases. Se trabaja con velocidades

reducidas para conservar una baja perdida de carga (pues, recordemos que la pérdida de

carga varía con el cuadrado de la velocidad).

Reduciendo la expansión en la turbina se obtiene la presión necesaria para vencer las

resistencias de la caldera de recuperación.

En las calderas de Ciclo Combinado se tienen hasta tres circuitos de presión, principalmente

para reducir las irreversibilidades en la transferencia de calor (estos tres circuitos se

observan en el esquema anterior). En este sentido, analicemos la siguiente gráfica:

“Temperaturas de los gases de combustión vs. Calor que los mismos ceden en la caldera”

33

Las líneas verdes representan los circuitos que trabajan a a distintas presiones.

De la Termodinámica, sabemos que la irreversibilidad (ó pérdida de exergía) es proporcional

a Δt, tal como se expresa en la siguiente ecuación:

T1: Fuente Caliente T2:Fuente Fría.

Pero como se requiere un Δt como fuerza impulsora para transmitir el flujo calórico, siempre existe

cierta irreversibilidad. Además, la posibilidad de transformar energía calórica en energía eléctrica es

tanto menor, cuanto mayor sea esa irreversibilidad.

Para hacer frente a esta situación es que se usan hasta tres circuitos de presión (a diferente

presión cada uno) –ver gráfica anterior trazada en verde-, con lo cual se logra disminuir el Δt inicial

(comparar el Δt inicial -que se extiende desde la curva en negro correspondiente al calentamiento del

agua, hasta la curva del enfriamiento de los gases- con los Δt finales de los distintos ciclos, dibujados

en rojo). Y ese decremento en la diferencia de temperatura se traduce en un mayor

aprovechamiento del calor sensible de los gases de salida para la generación de energía eléctrica (es

decir, se hace más eficiente la transformación de la energía térmica de los gases en energía

eléctrica); aprovechamiento que lleva a un mayor rendimiento en el ciclo combinado (~ 60%), en

comparación con un ciclo convencional de Clausius-Rankine (~ 40%). Se tienen tres calderas dentro

del circuito de gases.

1.3. Caldera Eléctrica.

En este tipo de caldera, parte de la energía eléctrica generada, se vuelve a utilizar para

generar vapor y repetir el ciclo. Debido a esta extraña forma de funcionamiento es que rara vez se

emplea una caldera de estas características, salvo que se necesite un vapor de elevada calidad (vapor

de agua muy puro), por ejemplo en la industria farmacéutica, nuclear, principalmente.

Nota: un vapor impuro, como el que se produce en una caldera convencional, significa que

contiene pequeñas gotitas de agua que, al contener sales, una vez evaporadas dejan residuos salinos

en forma de polvillo.

Una caldera eléctrica puede funcionar de dos maneras posibles:

a)Mediante una resistencia eléctrica.

b)Valiéndose de la conductividad del agua: recordemos que el agua en sí misma no es

conductora de la electricidad sino que para hacerlo debe contener impurezas (sales). Es

34

así que, usando dos electrodos, puede circular una corriente eléctrica a través de la masa

de agua permitiendo generar un vapor que, por contener algunas impurezas, no es de

tan alta calidad (aunque sí lo es, si se lo compara con el que se produce en algunas

calderas convencionales). A continuación, mostramos un equipo de este tipo:

2. Combustibles

Comenzaremos esta sección con una pregunta: ¿qué debemos tener en cuenta para sustituir

un combustible por otro en una caldera existente? Al respecto, debemos hacer un análisis tanto

técnico como económico. Como Ingenieros Industriales nos compete sólo el análisis económico.

En primer lugar, vamos a referirnos a las formas de energía existentes en nuestro planeta y a

cómo el ser humano procede para su aprovechamiento. Alrededor del 80% de la energía en el

mundo se genera a partir de combustibles fósiles (carbón, petróleo y gas natural), otro 6%

corresponde a la energía nuclear, 6% a la hidroeléctrica, un 10% a la biomasa y el resto

(aproximadamente un 2%) a energías alternativas (renovables). Por su parte, la Argentina presenta

una distribución algo diferente, cobrando mayor importancia la energía hidroeléctrica (representa

alrededor del 40%).

Si nos remitimos a la historia, a partir de la crisis de 1970 el panorama energético ha

cambiado: se ha pasado de una tasa de consumo del 7% a una del 2% -posiblemente porque se ha

tomado mayor conciencia acerca del consumo energético mundial-; al mismo tiempo que el

rendimiento en la producción de energía eléctrica ha sufrido un notable incremento desde un 40%,

aproximadamente, hasta un 60% (con ciclo combinado) –debido a avances en la tecnología-.

Dentro de las energías alternativas, la mayor atención se concentra en la solar. Así por

ejemplo, en California- EE.UU. se ha dado un gran impulso a la tecnología solar, trabajando con ciclos

de Clausius-Rankine para la producción de potencia eléctrica. Por otro lado, en algunas ciudades del

35

mundo se da prioridad a la energía solar durante el día, permitiendo el consumo de combustibles

fósiles sólo durante la noche (limitando así el consumo de estos recursos, cuya combustión en las

centrales emite gases de efecto invernadero, protagonistas en el cambio climático).

En Lisboa-Portugal, existe una central que trabaja con tecnología fotovoltaica y genera

alrededor de 11 [MW] de potencia. Destacamos que, si bien esta tecnología está trabajando bien en

pequeña escala –por ejemplo, en pueblos distanciados de la red eléctrica -, todavía no se ha podido

alcanzar un buen desempeño a gran escala.

En cuanto al aprovechamiento de la energía eólica, son los países europeos quienes llevan la

ventaja. Sin embargo, en la Argentina ya se han desarrollado parques eólicos (incluyen varios aero-

generadores) como es el caso de Comodoro Rivadavia (ver SCPL y Gamesa Eolica), en la provincia de

Chubut. Los aero-generadores más difundidos son de 700 a 1000 [KW], aunque existen grandes

molinos de 3 [MW].

El principal problema de las energías alternativas mencionadas anteriormente radica no solo

en la generación, sino en su acumulación.

También está en continuo crecimiento el desarrollo de tecnologías vinculadas al hidrógeno

(“células de combustible”), obtenido por electrólisis del agua. Se trata de un combustible limpio por

cuanto no emite dióxido de carbono al ser quemado.

Una técnica relativamente nueva consiste en emplear los pozos de petróleo ya explotados

como recinto para comprimir aire, de modo que ese fluido comprimido pueda ser usado en una

turbina de gas para generar energía eléctrica. Como sabemos, tradicionalmente, una turbina de este

tipo genera potencia a través de una turbina y, del 100% de esa energía, tan sólo el 20% es empleado

para la generación de energía eléctrica, mientras que el restante 80% se destina al funcionamiento

del compresor. Es así que con la técnica que mencionamos al inicio, evitamos usar este compresor

(pues el aire ya está comprimido), destinando el 100% de la energía de la turbina a la producción de

energía eléctrica.

Finalmente, diremos que la energía nuclear es factible de ser aprovechada tanto a partir de la

fisión nuclear (más difundida; especialmente en algunos países tales como Francia y Japón) como de

la fusión nuclear (no tan difundido ya que aún no se ha conseguido una tecnología adecuada como

para hacer rentable el proceso de generación de energía).

2.1. Clasificación de los combustibles

Según su estado y origen, los combustibles se clasifican como sigue:

Origen Estado Sólido Líquido Gaseoso

36

Naturales Carbón Petróleo Gas Natural

Derivados (a partir

de los naturales)

Carbón Natural

Briquetas de Carbón1

Fuel oil2 Gas de Gasógeno3

Gas de Carbón

Residuos Residuos Municipales4 Licor Negro5 Gas de Alto Horno6

Biogas7

El carbón es el combustible más abundante. Las principales tecnologías de procesamiento son dos:

Lecho Fluidizado:

(Aquí había una diapositiva que mostró el profesor pero que no está incluida en lo que

fotocopiamos, así q podríamos dejar el espacio para después pedírselo)

Gasificación:

El problema de la sustitución de un combustible por otro en una caldera existente, implica

tener en cuenta varios aspectos, uno de ellos es la cantidad del nuevo combustible que se necesita. Al

respecto, recordemos que:

Observaciones: Gv es el caudal de vapor. “As fire” se refiere al combustible “tal como se

quema”.

1 A partir de la carbonilla de los altos hornos; se obtiene por compactación.2 Es el combustible que normalmente se quema en las calderas. Se trata de un subproducto derivado

de la destilación del petróleo.3 Utilizado en Altos Hornos Zapla. 4 Las calderas que funcionan con residuos municipales se están usando cada vez menos debido a la

contaminación que generan.5 En las papeleras, para blanquear la fibra, se utiliza NaOH. Como producto intermedio del

procesamiento se obtiene Licor Negro. Este último se quema para producir vapor (luego, energía

eléctrica), pudiéndose recuperar el NaOH.6 Tiene una gran concentración de CO.7 Obtenido de la descomposición anaeróbica de la materia orgánica. En muchos ingenios se está

tratando la vinasa, con el fin de obtener biogás.37

Por lo tanto, al relacionar ambos combustibles (el original y el sustituto), se llega a que la cantidad de

combustible necesario para producir el mismo efecto calórico que con el combustible que se está

usando, es:

En este análisis de sustitución, el costo del combustible no sólo incluye al combustible en sí

mismo (en realidad, costo de la kilocaloría liberada dentro del horno), sino también al transporte del

mismo, su almacenamiento, etc. Es decir:

Que representa el costo real del combustible.

Clase N° 4

Características de los combustibles

El encargado de hacer el análisis técnico para la instalación de una caldera es el ingeniero

mecánico, mientras que en el caso del análisis económico el encargado es el ingeniero industrial. En

este último análisis, una de los variables a tener en consideración es el precio del combustible. Lo

primero que tenemos que saber es que el mismo se encuentra constituido por:

Notas: as fire significa “como arde” o “como se quema”. Y el precio del combustible puede estar

expresado en [$/kg as fire] o en [$/m3] si fuera gaseoso.

Costo de preparación incluye:

38

Costo de secado. Hay combustibles extremadamente húmedos, como el licor negro, que se

obtiene del proceso de purificación de la fibra y necesita ser secado antes de ser inyectado;

alcanzándose una concentración del mismo de 15 a, aproximadamente, 70 grados Bx.

Costo de pulverización. Algunos combustibles sólidos deben ser pulverizados mediante

molinos, como puede ser el caso del carbón. Recordemos que mientras mayor superficie de

contacto se tenga, con más facilidad se quema ese combustible.

Costo para adecuar la viscosidad necesaria para el atomizado. En el caso de combustibles

líquidos, esta regulación de la viscosidad se hace mediante aporte de calor (usando como

fuente, por ejemplo, vapor ó energía eléctrica).

Costo de transporte incluye:

Costo de calefacción necesaria para el transporte (existen combustibles que a temperatura

ambiente se solidifican, como el fuel-oil, y para ser trasladados mediante cañerías y bombas

se le debe añadir calor para que cambie de estado).

Costo de la energía para el transporte (costo de la energía eléctrica para el bombeo).

Costo de almacenamiento incluye:

Costo de calefacción necesaria para la acumulación (ídem caso del fuel-oil).

Todos esos factores son algunos de los que modifican el precio del combustible y, por ende, son muy

importantes para el análisis económico.

En la siguiente figura, se puede ver cómo el volumen que ocupa la caldera (vinculado al costo

de la misma) se relaciona con la producción de vapor, para distintos tipos de combustibles:

39

Gráfico cualitativo.

Combustibles Jóvenes: se trata de combustibles sólidos muy pobres en cuanto a su poder

calorífico, como leña y bagazo, que aún no han comenzado su gasificación para

transformarse en Carbón. Al tener mayor porcentaje de sustancias volátiles difiere mucho su

facilidad de quemar.

Combustibles viejos: los combustibles más antiguos, tienen un menor porcentaje de

sustancias volátiles y un poder calorífico superior. Por ejemplo, el carbón.

Combustibles líquidos, como el gasóleo y fuel-oil.

Del análisis de la figura, se puede apreciar que si queremos utilizar un combustible con una

edad geológica pequeña (bagazo) para producir una determinada cantidad de vapor, necesitaremos

una caldera de un volumen mayor que si se utilizara un combustible mas antiguo (carbón). Luego, el

tamaño de la caldera (y, por lo tanto, su costo) está íntimamente ligado al tipo de combustible que

esta quema.

Es una situación muy frecuente, tener que realizar análisis de sustitución de un combustible

por otro, en una caldera ya existente. De ahí la importancia de estudiar la siguiente sección.

Características según el tipo de combustible

1. Combustibles Sólidos.

1.1. Poder Calorífico (H).

Se define como la cantidad de calor que el combustible libera cuando se quema

íntegramente. Además, se expresa normalmente en [kcal/kg] para líquidos y sólidos, ó bien, en

[kcal/Nm3] para gases.

Existen 2 tipos de poder calorífico para un combustible: el inferior y el superior.

40

Gráfico Real

El conocimiento del poder calorífico de un combustible es esencial ya sea para hacer la

sustitución del mismo ó para analizar si es conveniente implementarlo como nuevo combustible de

nuestra caldera. Se debe responder al interrogante: ¿qué cantidad de nuevo combustible se necesita

para aportar igual cantidad de calor que el antiguo combustible?

Para hacer dicha sustitución se considera el rendimiento de la caldera:

Luego igualando los rendimientos para el combustible nuevo y el viejo, ya que se considera

que el rendimiento no varía significativamente, se obtiene que:

Simplificando y despejando el caudal necesario de combustible nuevo necesario se tiene que:

De esa manera, podemos calcular cuál será el caudal necesario del nuevo combustible a

utilizar en una caldera existente.

1.1.1. Determinación del poder calorífico mediante experiencias de laboratorio.

Se coloca una determinada cantidad de combustible (por ejemplo 1 [kg]) y aire (oxígeno) en

una cámara cerrada adiabática (Q=0, sin pérdidas de calor hacia el exterior); el ensayo se inicia a

temperatura ambiente. Luego, se produce una chispa dentro de la cámara que hará arder la mezcla,

incrementando la temperatura del interior hasta el valor adiabático de combustión; después se

refrigera hasta la temperatura de partida. Midiendo t y la cantidad de agua utilizada, se puede

determinar el valor del calor liberado por una cantidad dada de combustible.

41

Como ya lo mencionamos, existe el poder calorífico inferior y superior, según sea el caso:

Poder Calorífico Superior (Hsup): con la refrigeración se extrae el calor necesario, de tal forma

que se reduce la temperatura final (tf) hasta la temperatura ambiente, que es la temperatura de

partida (condición inicial del ensayo); a esta temperatura el vapor de agua liberado por la

combustión se condensa.

Poder Calorífico Inferior (Hinf): la refrigeración del recinto se realiza hasta la temperatura t f se

iguala a la temperatura de punto de rocío. Es así que se alcanza el punto de rocío, donde el agua

empieza a condensarse dentro de la mezcla.

En una caldera real, la temperatura nunca desciende por debajo de la temperatura de punto

de rocío del combustible.

Para el estudio de las calderas, se utiliza H inf, ya que si se dejaran los gases de combustión

dentro de la caldera hasta condensar el vapor de agua, el agua líquida corroería todos los

componentes metálicos de la misma.

Obviamente, el Hinf < Hsup, pues en el primero de ellos, no se aprovecha todo el calor

correspondiente a la condensación del vapor de agua (es decir, la diferencia entre ambos poderes

caloríficos es el calor latente de vaporización del agua)

Nota: en Europa, se acostumbra a referir el rendimiento de la caldera al Hsup, mientras que en

América se lo refiere al Hinf. En este sentido, al observar datos de rendimientos de calderas, nunca se

debe pasar por alto a cuál poder calorífico están referidos.

Podemos establecer la siguiente relación:

600 [kcal/kg] es el valor del calor de vaporización del agua a tamb.

W representa el porcentaje de agua que existe en los gases de combustión. Se mide en

[Nm3/kg] y puede calcularse como:

42

Figura: Bomba Calorimétrica

En donde (9*h) se refiere al agua que se produce, mientras que (ag) es el agua propia

contenida en el combustible.

Desde el punto de vista de las mediciones, diremos que el equipo anteriormente presentado

recibe el nombre de bomba calorimétrica. Este instrumento es muy preciso, aunque costoso y sólo

determinados laboratorios cuentan con él (INTA, UNT, Estación Experimental) -por lo que los ensayos

suelen ser encargados a estas instituciones-. De esta manera, para conocer la cantidad del nuevo

combustible resulta necesario saber el valor del H inf; sin embargo, si el fabricante no proporciona este

dato, no lo conocemos y, se podría emplear una bomba calorimétrica para ello.

Según lo dicho en el párrafo anterior, en casos en los que no se necesita una precisión tan

elevada en la determinación del Hinf, se puede recurrir a otros métodos que describimos a

continuación.

1.1.2. Determinación del poder calorífico mediante fórmulas en función del análisis elemental del

combustible

Es el proveedor el que generalmente suministra los valores de H inf y Hsup del combustible que

nos vende, Dichos valores también pueden ser calculados mediante fórmulas, aunque con una

menor precisión.

El análisis elemental del combustible (y, por lo tanto, el cálculo termodinámico) nos permite

encontrar la fracción en peso de todos los componentes que lo constituyen: C, H, O, N, S, Cenizas,

H2O, etc. Es así que si conocemos este análisis, pueden emplearse las siguientes formulas empíricas:

Fórmula de Boie (recomendada para calcular, en forma aproximada, el Hinf de todos los

combustibles sólidos):

En donde C, H, N, S, O2 y agua, representan los porcentajes en peso de tales sustancias en el

combustible.

Fórmula de Witwer (específicamente para el Hinf del bagazo):

En donde sacarosa, agua y ceniza son los porcentajes en peso de dichas sustancias. Se

estima que el porcentaje de sacarosa ronda el 2%.

43

1.1.3. Determinación del poder calorífico en función de su porcentaje de sustancias volátiles

En el caso de no contar con el análisis elemental del combustible, se puede determinar su H inf

teniendo en cuenta la relación de éste último con el contenido de sustancias volátiles. En este

sentido, en la siguiente gráfica observamos el H inf en el eje de las ordenadas, mientras que el eje de

las abscisas corresponde al porcentaje de sustancias volátiles referido a combustible neto (es decir,

sin humedad ni cenizas).

Destacamos, al mismo tiempo, que la edad geológica del combustible aumenta de derecha a

izquierda a lo largo del eje de las abscisas.

1.2. Una manera de determinar el porcentaje de sustancias volátiles es a través del análisis

inmediato, con el cual podemos conocer: la cantidad de humedad (ag), sustancias volátiles (CxHyOz),

carbono puro y cenizas.

Así, en cualquier fábrica, puede determinarse fácilmente:

I. Humedad.

1.Pesar la muestra de combustible.

2.Secar dicha muestra con una estufa de secado a una temperatura menor de 100°C (para que

no se eliminen las sustancias volátiles, sino solamente la humedad contenida en el combustible).

Esta situación se mantiene hasta alcanzar peso constante, lo que nos indica que toda el agua ha

sido evaporada.

3.Después, volver a pesar. Por simple diferencia, se encuentra la cantidad de humedad (que es

eliminada).

II. Sustancias Volátiles:44

4.Luego, colocar la muestra en un tubo de ensayo. Éste último se tapa –con una especie de

tapón- dejando un orificio que es atravesado por un tubo de menor tamaño. El conjunto (y, más

precisamente, la base del tubo de ensayo) es expuesto a la llama de un mechero de Bunsen,

permitiendo que las sustancias volátiles (CXHYOZ) sean liberadas (quemadas) al pasar por el tubo

más pequeño; generando una llama de un color diferente. Hacemos notar, que estas sustancias

requieren una temperatura mucho menor (en comparación al carbono puro, por ejemplo) para

lograr la ignición.

Veamos el siguiente diagrama:

5.En el momento en el que la llama superior se haya apagado (indicando que la liberación de

sustancias volátiles ha concluido), retirar la muestra del mechero.

6.Luego de esto, pesar la muestra obtenida y, mediante una diferencia de pesos, es posible

conocer la cantidad de sustancias volátiles existente en la misma.

III. Carbono puro.

7.Normalmente, el carbono puro necesita temperaturas del orden de los 800°C para oxidarse. De

modo que se coloca la muestra obtenida en el paso 6, en una mufla (horno aislado, de material

refractario y que se calienta con resistencia eléctrica) a 800°C (cte., a esta temperatura se quema

toda materia orgánica que pudiera estar presente), resultando como producto: cenizas.

8.Finalmente, la diferencia entre el peso de cenizas y el último valor registrado (al terminar el

paso 6), corresponderá a la cantidad de carbono puro.

Ahora, podemos calcular el % de sustancias volátiles referidas a combustible neto y, con este

valor, entramos a la grafica y obtenemos el Hinf.

45

Los carbones más viejos se formaron a partir de materia orgánica que, a lo largo de muchos

años, fueron eliminando cada vez más sustancias volátiles (a una mayor edad geológica corresponde

una menor proporción de compuestos volátiles), quedando como resultado un producto con mayor

cantidad de carbono puro, además de cenizas tomadas del ambiente en donde se formó el carbón en

cuestión (la composición de tales cenizas resulta variable, pudiendo incluir: K, Na, S –presente en

lagunas, Si, etc.).

Los combustibles con una edad geológica mayor (ubicándonos hacia la izquierda del gráfico)

se queman más fácilmente, pues toda combustión se desarrolla en una sucesión de etapas (entre

ellas: secado, eliminación de sustancias volátiles, etc.) y, en un combustible viejo como un carbón,

dichas etapas (particularmente esas dos) se suprimen, obteniéndose un menor tiempo de

combustión.

Se cumple que, al aumentar la edad geológica de un combustible, disminuye el porcentaje

de sustancias volátiles y de humedad en él, haciendo que el combustible se vuelva más puro. A

mayor porcentaje de sustancias volátiles, disminuye la temperatura de ignición del combustible. Es

por esta razón que cuando hacemos fuego para asar carne y usamos carbón, como este tiene poca

cantidad de sustancias volátiles, se quema a una temperatura relativamente alta, y para llegar a

dicha temperatura quemamos primero materiales más fáciles de encender como papel o madera

hasta llegar a la temperatura de ignición del carbón.

El análisis inmediato también nos proporciona información acerca del sistema (equipo) de

combustión. Por ejemplo: un mayor porcentaje de sustancias volátiles, implica introducir más aire en

la parte superior de la combustión (por arriba de la parrilla). Mientras que un mayor porcentaje de

carbono supone incluir más aire por debajo de la parrilla.

Observación: el lignito es un combustible de mediana calidad, fácil de quemar por su alto contenido

en compuestos volátiles, pero con un poder calorífico relativamente bajo (entre 10 y 20 MJ/kg); se

encuentra en muchos yacimientos de Europa. Por su parte, la hulla es un combustible que se usa en

los Altos Hornos y para generar energía eléctrica.

1.3. El análisis elemental es un proceso químico y laborioso (corrida cualitativa y cuantitativa) que

permite determinar los componentes que tiene un dado combustible. Aclaramos que lo ideal sería

utilizar un espectrógrafo (equipo costoso que permite realizar mediciones en forma continua) para

obtener para obtener resultados más precisos. De esta forma, podemos hallar: Lmin, Lreal, Vgases húmedos.

Si no tenemos un análisis elemental, a estos parámetros los estimamos como sigue:

46

En donde: (cantidad referida a una combustión estequiométrica).

1.3.1. Determinación del poder calorífico mediante un análisis elemental referido a un tipo de

combustible.

En el caso de combustibles muy “jóvenes”, como el bagazo, (en los que la separación de

sustancias volátiles aún no ha comenzado) se puede hacer un análisis elemental referido a un tipo de

combustible de las mismas características, pero con otras cantidades de humedad y cenizas.

Por ejemplo:

Análisis elemental del Bagazo tipo:

C) 47% [Kg/Kg combustible]

H) 6,6% [Kg/Kg combustible]

O) 44% [Kg/Kg combustible]

Ceniza) 2,4% [Kg/Kg combustible]

N2) Ø % [Kg/Kg combustible]

Agua) Ø % [Kg/Kg combustible]

En total => 100%

Los valores de agua y ceniza, principalmente, varían mucho y dependen del tipo de cosecha, del

mecanismo de transporte utilizado, de las condiciones climáticas, etc. Sin embargo, se puede

considerar que las relaciones entre C-H-O son constantes, debido a que el proceso de

descomposición de materia orgánica no se ha iniciado aún. Lo que buscamos entonces es, a partir de

una composición elemental tipo, establecer la que corresponde a “mi” combustible para otras

condiciones de cenizas y humedad.

Estas consideraciones nos facilita la resolución de muchos problemas ya que un análisis

elemental es muy dificultoso y complicad (además, con este mecanismo de trabajo, evitamos el uso

de equipos costosos como una bomba calorimétrica).

Es así que, con este análisis elemental y un análisis inmediato podemos determinar

fácilmente la cantidad de cenizas y de humedad que tenemos.

Supongamos que, mediante un análisis inmediato, encontramos:

Ceniza) 8%

Agua) 52%

C) ¿?

47

H) ¿?

O) ¿?

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

Teniendo presente que la relación entre C-O-H es constante, analicemos el caso de un

combustible sin humedad (agua = 0%):

(C+H+O)tipo = 97.6% (constante)

Ceniza) 8%

Agua) 0%

C’) 47/97,6*92 = 44,3%

H’) 6,6/97,6*92 = 6,22%

O’) 44/97,6*92 = 41,48%

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

Ahora, consideramos el 52% de humedad:

Ceniza) 8*0,48 = 3,84%

Agua) 52%

C’) 44,3*0,48 = 21,27%

H’) 6,22*0,48 = 2,99%

O’) 41,48*0,48 = 19,91%

Ahora, partiendo de estos valores, podemos calcular el Hinf usando la fórmula de Boie (o la de

Witwer, para el caso del bagazo).

1.4. Otras características.

En el caso del carbón, cuando se extrae desde las minas, antes de llegar a la caldera se lo

limpia hasta eliminar entre un 20% y un 30% de cenizas (evitando el transporte de esta carga

adicional, que representaría un gasto). El combustible en cuestión, se fracciona en trozos de tamaño

variable entre 6 [mm] y 30 [mm] y es almacenado cerca de las calderas, en silos a cielo abierto.

Posteriormente –y antes de introducirlo en la caldera-, se atomiza el carbón, reduciendo su tamaño a

0,2 [mm] y facilitando la combustión.

Nota: las técnicas actuales de atomizado, permiten llevar el tamaño a 20 [m], dando lugar a una combustión

tan propicia como con el gas.

En la siguiente imagen podemos ver un esquema del camino que recorre el carbón desde la

mina hasta la caldera.

48

2. Combustibles líquidos.

2.1. Poder calorífico (H).

La determinación del poder calorífico en este tipo de combustibles, implica la utilización de

los mismos métodos que en el caso de los combustibles sólidos en lo que respecta a las secciones

1.1.1. y 1.1.2.; sin ser válido el correspondiente a la sección 1.1.3. ya que los combustibles líquidos

no incluyen sustancias volátiles.

Preguntar que formula se utiliza al profesor para el 1.1.2.

2.2. Viscosidad.

En los combustibles líquidos hay otra característica muy importante: la viscosidad. Su

relevancia está en que se trata de un parámetro que debe tomar valores determinados, para que el

combustible se pueda atomizar, transportar y almacenar.

En estos combustibles se necesita una temperatura diferente para el almacenamiento, el

transporte, el bombeo y la atomización.

Una instalación tipo de uso de combustible líquido (por ejemplo: fuel-oil) en caldera, es el

siguiente:

49

Notas referidas al gráfico:

La calefacción se hace con vapor o energía eléctrica.

La calefacción, en general, se realiza para compensar posibles pérdidas de calor y alcanzar las

temperaturas apropiadas según corresponda.

Inmediatamente después de la bomba superior, hay una válvula de seguridad.

Antes del quemador, hay una válvula automática: lo que no se quema en el quemador (valga la

redundancia), se recircula. Esta válvula se regula según la presión de la caldera (menos presión

implica más combustible).

La viscosidad, como ya sabemos, es función de la temperatura, por lo que es necesario

calefaccionar el combustible para tener siempre la temperatura correcta según el proceso a llevar a

cabo.

Por ejemplo, para bombear se necesita una cierta viscosidad: si tenemos un exceso, se

gastará potencia en el bombeo de más; mientras que si tenemos viscosidad en defecto, se corre el

riesgo de cavitación.

En el caso del proceso de atomización, si tenemos viscosidad en exceso, se obtendrán gotas

demasiado grandes que se dirigen al quemador; mientras que si es menor, no se llegará a la presión

necesaria.

Cuando se almacena el combustible líquido (ejemplo, fuel-oil), se debe tener en cuenta la

temperatura de punto de escurrimiento: temperatura a la que el combustible tiene talud cero. Es así

que un aumento de viscosidad podría dar lugar a un desnivel en el tanque, generando un talud

distinto de cero; dicha situación dificulta medir el nivel del tanque (para lo cual, normalmente, se

50

usan varillas –como sucede en las estaciones de servicio- y es necesario conocer las dimensiones del

tanque). En consecuencia, la tpunto de escurrimiento, es la que debe mantenerse al medir el nivel del tanque.

Medir directamente viscosidad es muy complicado. Sin embargo, sabiendo que esta

propiedad se relaciona íntimamente con la temperatura, nos permite medir temperatura primero

para conocer, luego, la viscosidad. Las relaciones entre temperatura y viscosidad, para diferentes

sustancias, se obtienen de gráficas como la siguiente:

Con estas gráficas, podemos obtener todas las temperaturas necesarias para ajustar nuestro sistema

de control. Conociendo la viscosidad a dos temperaturas diferentes, trazamos una recta que una los

puntos (generando líneas como las mostradas); de esta manera conoceremos la viscosidad a todas

las temperaturas.

En el caso de los combustibles líquidos, resulta fundamental incluir los costos de calefacción

para adecuar las temperaturas, ya que si no los tenemos en cuenta obtendremos un análisis

económico erróneo.

Al disminuir la presión en una caldera, resulta necesario proporcionarle más combustible

para contrarrestar el efecto (ya nos referimos a esta idea precedentemente).

2.3. Punto de escurrimiento: como ya se dijo anteriormente, este parámetro nos proporciona un

talud de combustible igual a cero.

3. Combustibles Gaseosos.

51

Las características que debemos conocer para resolver el problema de la sustitución de

combustibles, son

3.1. Poder calorífico.

3.1.1. Determinación del poder calorífico usando el calorímetro de Junkers.

Para la determinación del poder calorífico en este tipo de combustibles, ya no se utiliza una

bomba calorimétrica, sino un aparato llamado calorímetro de Junkers. Éste último, tiene un

funcionamiento muy parecido al de la b. calorimétrica pero con la diferencia que actúa de manera

continua.

3.1.2. Determinación del poder calorífico mediante fórmulas.

Usamos la siguiente fórmula:

En donde CO, H2, CH4, C2H4 representan los porcentajes en peso de cada componente del

combustible. Hacemos notar que ya no se trabaja con una composición estrictamente elemental.

Por ejemplo, el gas natural que provee GASNOR en Tucumán tiene la siguiente composición

elemental (Hsup = 9300 [Kcal/Nm3]):

CH4 = 89,68 %

C2H6 = 5,98 %

C3H8 = 1,2 %

Butano y Superiores = 0,56 %

CO2 = 1,5 %

N2 = 1,08 %

3.2. Relación de la velocidad de encendido como función del % de combustible en la mezcla.

Esta relación es muy importante en los combustibles gaseosos, ya que según la velocidad de

encendido (vinculado al concepto de velocidad con que avanza el frente de llama), el combustible

será muy explosivo o no. Si la velocidad de encendido es mayor que la velocidad del sonido, la

sustancia es explosiva (de lo contrario, es velocidad controlada). Este factor es importante no porque

afecta directamente el costo de la caldera, sino porque influye en el diseño de la misma.

En la siguiente gráfica se pueden ver las diferentes curvas de velocidades de encendido según

el tipo de combustible:

52

En la gráfica superior, se puede observar que en el H2, la velocidad de encendido es muy alta

(mayor a la velocidad del sonido); como así también que el gas natural necesita de las proporciones

adecuadas para iniciar su combustion (tiene una curva estrecha). Podemos apreciar también, que la

banda de encendido o rango de ignición del CH4 es muy estrecha, por lo que requiere de la cantidad

de aire adecuado para el encendido.

Nota: puede ocurrir que el gas natural pase sin quemarse a través de la chimenea (lo cual es

peligroso, ya que no es visible; en cambio, el fuel-oil se aprecia como humo negro) cuando no se ha

alcanzado la temperatura de ignición (rango de ignición, en realidad).

Otra cuestión importante con respecto a la velocidad de encendido es la ubicación del frente

de llama en el quemador, ya que es fundamental que este empiece y termine en la superficie

refractaria de la cámara de combustión (soporta altas temperaturas) y no en los tubos de

refrigeración. Todo ello se observa en el siguiente esquema:

53

En donde

En el caso de que la velocidad de encendido sea baja y el frente de llama se apoyase en los

tubos de refrigeración (tubos fríos), al tener una temperatura menor a la de ignición, la llama “flota”

y con eso se perderá estabilidad del frente de llama, corriendo el riesgo que se corte (se apague). El

radio del frente de llama debería quedar apoyado siempre en la superficie refractaria, donde las

temperaturas son elevadas (logrando un frente de llama estable). La garganta refractaria provee

energía radiante para la ignición. Si la llama se apaga, comienza a acumularse gas combustible en la

cámara de combustión, lo cual es muy peligroso ya que se corre el riesgo de explosiones por la

combustión violenta del combustible (recordemos que la cámara se diseña de modo que el

combustible se queme en forma continua).

De todo lo dicho en esta clase, se concluye que un mismo quemador, no puede ser utilizado

para diferentes combustibles, sin hacer previamente un minucioso análisis.

Clase N° 5

Especificaciones para la compra de una caldera

Observación: una caldera de tipo acuotubular, de 6 [atm], y capacidad media cuesta alrededor de

U$S 500000; una de 60 [atm], utilizadas para cogeneración, alrededor de U$S 10000000. Teniendo

una vida útil de alrededor de 30 años representan una gran inversión (de ahí que a las calderas se las

“debe comprar bien”).

Primeramente, diremos que resulta fundamental una excelente comunicación entre el

comprador de la caldera y el diseñador de la misma.

Por otra parte, los datos básicos (especificaciones) que se deben entregar para hacer el

diseño de una caldera son:

Caudal de vapor en general en [kg/h], en función de los requerimientos de vapor de la planta.

Además, se debe especificar al fabricante de calderas el tipo de carga, al respecto podemos clasificar:

54

Caldera de base: de carga constante; se diseña para que genere la cantidad nominal de

vapor, en forma permanente.

Caldera de pico: de carga variable. En este caso se debe tener en cuenta:

capacidad de acumulación: concepto que está relacionado con la

masa de agua que contiene la caldera. En este sentido, podemos apreciar el

siguiente gráfico:

En el domo:

El vapor flash (Vf) se calcula como:

En donde r’ es el calor de vaporización a la presión p’; y V f queda expresado en kg de vapor

flash que produzco por kg de agua que tiene acumulada la caldera.

Si se trabaja con un combustible que tiene una reacción lenta, como es el caso de la leña,

para la producción del vapor durante el tiempo que tarda el combustible en reaccionar, se emplea

una caída de presión (por ejemplo, de p a p’) –se obtiene, en consecuencia, un vapor flash-, luego,

cuando el combustible reacciona es él el que continúa con la generación de vapor; en estos casos,

deben usarse calderas de gran poder de acumulación –se puede trabajar con más de un domo, entre

4 y 5-. Por otra parte, para un combustible que reacciona rápidamente (como el gas), no se requiere 55

una caída de presión para generar vapor (flash) adicional; y, por lo tanto, no es necesaria una caldera

de gran poder de acumulación.

Nota: como la presión p se mantiene constante mientras continúe la misma producción de vapor, al

disminuir esta producción, ocurre una caída en la presión dentro de la caldera (pasando de p a p’); lo

que da origen al vapor flash. A mayor capacidad de la caldera, mayor cantidad de vapor puedo

producir con sólo disminuir la presión (sin agregar combustible).

Reducido tiempo de puesta en servicio: ya que la caldera de pico está normalmente parada y

debe entrar en servicio rápidamente. Además, esta reducción del tiempo de puesta en

servicio está vinculada con la superficie de material refractario; pues un incremento en la

superficie refractaria implica una mayor demora hasta que la caldera se pone en servicio –ya

que un calentamiento rápido aumenta los riesgos de agrietamientos- (de ahí que busquemos

reducir la superficie de material refractario tanto como sea posible). Ante una dilatación

violenta, el material refractario se agrieta, dejando pasar aire; con ello disminuye el

rendimiento.

Nota: una caldera de usina puede tardar de 6 a 8 horas para su puesta en marcha; mientras que una

caldera de ingenio, tal vez demore unas 2 horas en hacerlo. Por el contrario, una caldera de tiro

forzado tarda, aproximadamente, 20 minutos en “arrancar”.

Presión de trabajo de la caldera en general en [bar] ó [atm]. Ésta última está relacionada con la

pérdida de carga existente entre la caldera y el equipo vinculado a ella. De modo que, no tener en

cuenta dicha pérdida de carga puede ocasionar, y valga la redundancia, otras pérdidas, por ejemplo:

que mi turbina entregue menos de la potencia nominal, etc. (además del gasto operativo

permanente que esto significa).

Observación: en una caldera empleada para calefacción (y no solamente para la generación de

energía eléctrica) también debe considerarse la pérdida de carga; de lo contrario, puede suceder un

decaimiento en el Δt que, según lo expresa la fórmula de transferencia calórica, implicaría un

aumento de la superficie de transferencia (lo que se traduce en mayores costos).

Temperatura del vapor en [°C](constituye un parámetro relevante cunado la caldera está

destinada a la generación de energía eléctrica, ya que en el caso de calefacción, la temperatura del

vapor queda definida por la presión de saturación; de ahí que en realidad debamos hablar de

temperatura del vapor sobrecalentado, para el caso de una caldera de vapor sobrecalentado –para

generación de energía-).

Agua de alimentación y más precisamente, la temperatura del agua de alimentación (ta) y su

calidad (referida a los riesgos de incrustaciones, corrosión, etc.; tiene que ver con el tratamiento del

56

agua). Es así que el fabricante, para asegurar un dado rendimiento η 8 -que involucra a la entalpía

ia=f(ta)-, requiere que se aclare la temperatura del agua de reposición que entregamos a la caldera, es

decir, ta.

Combustible y más aún, todos los datos referidos al combustible; pues el tamaño de una caldera

guarda una relación directa con el tipo de combustible, así por ejemplo: una caldera que quema

bagazo puede llegar a tener un tamaño de hasta 3 veces mayor que otra que utilice gas natural.

Rendimiento de la caldera (η) –a pesar que un mayor η implica mayores costos; de ahí que este

parámetro deba determinarse a partir de un análisis de costos-. Es una característica que se impone

al proveedor en la nota de pedido (resulta importante poder realizar la prueba posterior que permita

constatarlo).

Existen otros datos o especificaciones secundarias (menos trascendentes), entre ellos:

Políticas de Regulación Ambiental (como por ejemplo, tendientes a controlar las emisiones de Nox,

SOx, partículas, etc.), las cuales encarecen las calderas al incrementarse las inversiones. Dependen de

la región en donde será instalada la caldera.

Nota: en las calderas para residuos municipales, con el tiempo, se debieron incluir modificaciones

tendientes a evitar o reducir la contaminación, que elevaron los costos notablemente.

Condiciones de comercialización.

Provisión de equipos auxiliares que permiten conectar la caldera al resto de la planta (por

ejemplo: motores para ventiladores, bombas, válvulas de conexión, entre otros equipos).

Tipo de terreno –condiciones de terreno, donde se montará la caldera, tales como condiciones

sísmicas (así por ejemplo, calderas de tipo apoyadas no se deben instalar en zonas sísmicas, sino más

bien, calderas suspendidas).

Algunos aspectos complementarios:

Número de calderas: en la industria, se pueden satisfacer los requerimientos trabajando con una

sola caldera (si se cuenta con requerimientos nominales constantes; con lo cual se logra menores

gastos de personal y un buen rendimiento). Sin embargo, si el consumo es variable (con lo que

disminuye el rendimiento de la caldera), conviene tener más de una caldera –por ejemplo, si se tiene

dos calderas, una puede estar trabajando con carga nominal mientras la otra permanece parada-.

Este último caso resulta más conveniente que tener una sola caldera grande, trabajando al 50% de su

capacidad.

8

57

Debido a los tiempos de amortización elevados (alrededor de 20 a 30 años de vida útil), resulta

conveniente contar con equipos de mayor rendimiento (a pesar que ello implique una inversión

inicial superior).

El volumen de la caldera (y, por lo tanto, su costo) no varía linealmente con su capacidad; de modo

que el costo crece más rápidamente que la capacidad (para entenderlo mejor, podríamos decir: una

cadera con el doble de capacidad no cuesta el doble, sino más).

Anteriormente, se empleaban “cifras características” para identificar o definir calderas de

vapor. Estas cifras venían dadas por:

De modo que con esta información más el valor de la superficie de transferencia, es posible

conocer la producción. Además, muchos fabricantes ofrecen calderas en función de la superficie de

calefacción (en [m2]). Por superficie de calefacción se entiende a toda superficie de transferencia (de

evaporación) de tubos, por los que circula agua (vapor) por un lado y gases, por el otro; ésta

superficie queda expresada en función del diámetro exterior de los tubos (principalmente porque el

coeficiente h es significativo en el exterior). Por otra parte, cuando nos referimos a este tema, se

tiene un inconveniente:

58

Como se observa, la superficie de transferencia por radiación puede quedar en

indeterminación (debido a que la distribución del calor que llega no es homogénea); de ahí que

algunos autores hayan propuesto como solución, trabajar con un área como la que mostramos a

continuación:

Datos de importancia:

Calderas Humotubulares 18 ~ 25 [kg/m2h]

Calderas Acuotubulares

Sin superficie de radiación: 20 ~ 25 [kg/m2h]

Superficie de media radiación: 25 ~ 35 [kg/m2h]

Superficie de alta radiación: 35 ~ 80 [kg/m2h] ó más

“Los valores de la tabla anterior resultan lógicos, ya que el coeficiente h es menor en

convección que en radiación. Además, mayor radiación se traduce en una mayor eficiencia en la

transmisión”.

Debemos tener en cuenta que, como ya se mencionó antes, todo lo que se exige en órdenes

de compra (especificaciones) se debe poder comprobar de alguna forma (de lo contrario, el

fabricante puede “mentirnos”).

Rendimiento de una caldera (η)

¿Cómo se comprueba que el rendimiento de la caldera es el exigido al proveedor?

59

Partiendo del balance térmico de la caldera, podemos obtener el rendimiento de la misma:

Entonces, por balance:

Reordenando, nos queda:

Dividiendo ambos miembros por B * Hinf, obtenemos el rendimiento:

En donde:

representa las Pérdidas de calor sensible (PCS).

representa las Pérdidas de calor latente (PCL).

60

Las pérdidas PCS y PCL son las más importantes y pueden determinarse por ábacos

fácilmente, el resto de los términos de pérdidas tienen valores relativamente pequeños.

Por otra parte, el rendimiento de la caldera (η) que definimos anteriormente, se diferencia

del rendimiento termodinámico (ηt) en que éste último, incluye en su denominador, el calor del aire

que ingresa, es decir:

No obstante, hacemos notar que en la expresión de η, de alguna manera ese calor del aire es

tenido en cuenta en las PCS.

Según lo que dedujimos anteriormente, para calcular el rendimiento de la caldera

distinguimos dos métodos:

Método Indirecto (MI): para el cual utilizamos la expresión:

Observaciones:

Al emplear esta fórmula, deberá tenerse en cuenta que, para Ciclo Combinado, el aire

ingresa a unos 600 °C y no a temperatura ambiente.

Además:

En donde: Vgh = VCO2 + VO2 + VN2 + VH2O [Nm3/kg comb]

Luego, al reemplazar estas expresiones para PCS y PCL en la fórmula que nos permite

obtener el rendimiento de la caldera a través del MI (y, además, teniendo en cuenta que los últimos

dos términos encerrados entre corchetes son de pequeña magnitud), resulta una ecuación que ya no

depende de B [kg combustible/hora]. En consecuencia, no es necesario conocer B para calcular el η con el

MI.

61

Para aplicar el MI, necesitamos conocer todos los términos correspondientes a Vgh, lo

que se consigue a partir de un análisis elemental del combustible. (Ver figura siguiente)

En este sentido, si de desea conocer la composición de los gases húmedos por la chimenea,

es requisito hacer mediciones. Sin embargo, para la mayoría de los combustibles típicos, contamos

con gráficas como las siguientes:

62

Por otra parte, si medimos el O2 residual en los gases de combustión, podemos conocer el exceso de

aire (y, por lo tanto, λ) en estos gases y, según esto último, se determina la composición de los gases

de combustión ya sea usando fórmulas ó ábacos (para este caso, ver imagen inferior).

Alternativamente, si lo que se desea es un cálculo menos preciso de la composición de los

gases de salida, podemos hallarla partiendo del H inf del combustible y del factor de dilución λ;

mediante la aplicación de ciertas fórmulas empíricas:

63

Como vimos anteriormente, para encontrar el rendimiento de la caldera a partir del MI, nos

interesa principalmente conocer las pérdidas PCS y PCL. Al respecto, existen gráficos como el

siguiente:

Notas

referidas a la gráfica:

1. Las PCS crecen muy lentamente al aumentar el factor λ.

2. Las PCL se aproximan a cero cuando λ ≥ 1, mientras que crecen

rápidamente para λ < 1. Aparecen cuando tengo gases no combustos.

En la combustión completa las PLC no existen.

Método Directo (MD): calculamos como sigue:

Al respecto, podemos hacer ciertas observaciones:

Si se quisiera incluir el efecto (potencia) de los ventiladores, se lo hace agregando en el

denominador esa potencia (como energía que ingresa). Aclaramos que, antiguamente, este

efecto no era tenido en cuenta porque se trabajaba con chimeneas y no con ventiladores.

64

Usamos este método cuando conocemos el valor de B (es decir, cuando se puede medir la

cantidad de combustible que se consume, caso del gas, fuel-oil, etc.).

Clase N° 6

Ensayo de un Generador de Vapor

Cuando queremos comprobar cómo funciona un combustible en una caldera, lo ensayamos y

usamos el Método Directo (MD) o el Método Indirecto (MI) para hallar el rendimiento de la caldera.

De modo que, para el MD se tenía:

Esta ecuación me permite conocer la cantidad de combustible que se usa en el

generador de vapor. Además, debemos tener en cuenta:

Para normas DIN alemanas (y, en general, para los países europeos): el poder calorífico usado

es el Hinf.

Para normas ASME (correspondiente a América): el poder calorífico empleado es el Hsup.

Luego, para calcular el rendimiento de la caldera, se deberá tener en cuenta el país del cual

proviene el generador.

Por otro lado, el MI, determina el rendimiento según la siguiente expresión:

En donde:

representa las Pérdidas por Calor Sensible (PCS).

representa las Pérdidas por Calor Latente (PCL). En este

término, se incluye: .

son las pérdidas por radiación y convección. Normalmente, varían entre un 1% y un 3%.

son otras pérdidas asociadas a flujos calóricos (en general, representan un porcentaje aún menor

que las pérdidas anteriores).

65

Aclaramos que ambos métodos pueden utilizarse cuando se desea comprobar si el equipo recibido

(caldera), tiene o no el rendimiento convenido desde el momento en que se realizó su encargo.

Veremos a continuación, algunos parámetros importantes a tener en cuenta para la aplicación del MI.

En este sentido, diremos que para determinar el Cp de los gases de combustión, se pueden utilizar

herramientas de la termodinámica (fórmulas, ∑wi*Cpi), o bien, emplear ábacos como el siguiente:

Las perdidas por radiación y

convección, se calculan con

los gráficos que provee la norma:

66

En esta gráfica, se ingresa con la cantidad de calor producido por la caldera (corresponde al

numerador del η en el MD), en el eje de las abscisas; luego, interceptando la curva principal, se leen

las pérdidas por radiación y convección, en el eje de las ordenadas. Observamos, además, curvas

adicionales que indican el trabajo con cargas parciales. Por otra parte, hacia la izquierda de la gráfica,

se contempla el efecto de las paredes del horno, estén refrigeradas o no.

Para calcular el rendimiento mediante el MI, se deben conocer ciertos parámetros. Al respecto,

distinguimos los siguientes casos:

1° caso:

La Norma establece que, para ensayos de caldera, la combustión debe ser completa. Es así que

resulta importante mantener el equipo con combustión completa durante el tiempo que dure el ensayo

(de 4 a 5 horas). Luego, determinando sólo un parámetro de la combustión puedo conocer el resto

(queda definido unívocamente).

Al respecto, presentamos el siguiente gráfico:

De modo que medimos: CO2 %/secos y O2%/secos. Luego, determinamos: λ, Lr , VCO2 , VH20, V02, VN2, etc.

Con ello, podemos calcular las PCS.

Por otro lado, las PCL son nulas, pues hay combustión completa.

67

En este caso, se requiere conocer la composición elemental del combustible. Existe una curva que,

según el %O2, me permite encontrar el λ y, con él, hallamos el %CO2.:

Nota: entre los dos parámetros (%O2; %CO2), es conveniente medir el O2, ya que nos proporciona el

valor de λ, independientemente del tipo de combustible que se quema en la caldera.

No siempre las componentes elementales son fijas, medir CO2 y O2 soluciona el problema de

conocer el λ para hacer el ensayo.

En consecuencia, partiendo de la composición elemental del combustible y de la combustión

completa, se tiene una determinación inmediata. No obstante, el problema se presenta cuando no es

posible mantener la combustión completa durante el tiempo de ensayo (de ahí que se incluyan los

casos que citamos posteriormente).

2° caso: se tiene una combustión incompleta.

Las normas (DIN, ASME, etc.), determinan que es requisito conocer:

Composición de los gases de combustión.

Composición elemental del combustible.

68

Y con esta información, partiendo de un balance de basa, determinamos los parámetros de la

combustión: λ, Lr, VCO2, VH20, V02, VN2, etc. Es así que podríamos preguntarnos: ¿en qué consiste un

balance de masa?:

Observación: en la imagen siguiente, se aprecia que para el balance de C: todos los moles que están

inicialmente en el combustible, deben estar presentes en los gases de combustión (más residuos).

(Algo similar ocurre con los demás balances). Por otra parte, logramos obtener ecuaciones, estando

cada una de ellas en función de un dado elemento contenido en el combustible.

Recordemos que:

69

Además, se cumple que:

El principal inconveniente radica en que no existen instrumentos simples que permitan medir

fácilmente la composición de los gases de combustión (es así que puede hacerse mediante

espectrografía, pero implica el uso de equipos poco comunes, costosos, y que no todas las instituciones

poseen –en consecuencia, es difícil de encontrar en la industria-). Asimismo, no es sencillo encontrar

la composición elemental del combustible.

Nota: si la combustión fuese completa, con medir el O2 a la salida, se solucionaría el problema.

3° caso: también con combustión incompleta.

Es necesario medir:

Composición elemental del combustible.

CO2%/Secos.

O2%/Secos.

Cuando la combustión es incompleta, es posible determinar el CO% (y, con ello, la parte

incompleta de la combustión) a través: del Triángulo de Ostwald ó del Triángulo de Bunte. Veamos

cada uno de ellos:

Triángulo de Ostwald:

En este caso, midiendo y conociendo la abscisa (fracción en peso del O2) y la ordenada

(fracción en peso del CO2), es posible hallar los puntos de interés: por ejemplo, si ese punto cae sobre

70

la hipotenusa del triángulo, indicará que la combustión es completa (correspondería al Caso 1); caso

contrario (dentro del triángulo), será incompleta. Luego se puede hallar el factor λ.

Hacemos notar que la Termodinámica proporciona las herramientas necesarias para trazar

dicho triángulo. Además, este diagrama tiene una metodología de trazado para cada combustible (es

decir, los triángulos de O. están trazados para los distintos combustibles).

Triángulo de Bunte:

Este triángulo es más fácil de trazar que el de Ostwald. Al respecto, citamos los pasos que

deben seguirse (recomendamos que, paralelamente, se observe el gráfico que presentamos a

continuación):

1. En el eje de las ordenadas, el máximo porcentaje de CO2 que se puede obtener en una combustión

completa, cuando se quema carbón, es: ωCO2/λ=1 = VCO2 / Vgs = 0,21.

2. En el eje de las abscisas, el máximo valor corresponde a: ω(CO2+O2)/secos = 0,21 (pues, cuando no

quemamos nada, ωCO2/secos = 0,21).

3. Queda definido así un cuadrado o rectángulo (de lados igual a 0,21), según las escalas elegidas.

4. Trazamos la diagonal y obtenemos un triángulo (el inferior).

5. Por otra parte, la fracción real de CO2 para mi combustible real (que llamaremos, combustible A),

es:

En donde C [kg de C/kg de comb].

71

6. La intersección de la recta horizontal de ecuación: , con la diagonal, me

definen un punto desde el cual se traza la línea de combustión completa para el comestible A (esta

recta, se extiende hasta el eje de las abscisas, en ).

7. Es así que, haciendo el ensayo en la caldera, medimos: ωCO2-comb A y ω(CO2+O2)-comb A. De modo que, en

la gráfica, mostramos dos posibles puntos medidos: uno corresponde a combustión completa (sobre la

línea que se definió en el paso anterior) y el otro a otra de tipo incompleta (dentro del triángulo).

8. Finalmente, podemos hallar: . Parámetro que, como se verá más adelante, merece

especial atención.

En resumen:

Con

el

resultado de la ecuación mostrada en el paso 8, podemos calcular:

Pero, como 0,536*(CO2+CO), es igual a Vgs, se tiene que:

Mientras que para encontrar las PCS, es requisito conocer el factor λ, que se calcula como

sigue:

En donde: N2 = 100 – (CO2% + O2%+ CO %), siendo CO2% y O2, valores medidos;

mientras que el CO% se halla, por ejemplo, usando el triángulo de Bunte.

72

Además, se tiene que:

Por otra parte, entre los instrumentos empleados para medir el CO2%/secos y el O2%/secos, se

encuentra el Aparato de Orsat. Se trata de un dispositivo relativamente barato, simple, del que podría

disponer prácticamente cualquier industria del medio; proporciona resultados técnicamente aceptables.

Básicamente consiste en hacer pasar los gases de combustión por diferentes soluciones (en cada una

de ellas, se van eliminando ciertos componentes), de modo que, por diferencia de pesos se obtienen el

CO2%/secos y el O2%/secos (también es válido para el Caso 1).

Aclaramos, que este método no es tan preciso como el descrito en el Caso 2, pero es más

accesible en la industria, sin ser necesario recurrir a instituciones especializadas buscando llevar a

cabo el ensayo según la norma.

Nota: también existen otros instrumentos electrónicos que, en función de la conductividad eléctrica, determinan

los % de CO2 y O2 (referidos al volumen de gases secos).

En este caso 3, se hace la simplificación de que como producto de la combustión incompleta,

se tiene CO solamente. De modo que cuando otros gases, como el H2 y el CH4, se encuentran en

proporciones relevantes, a través de esta metodología (Caso 3) ya se dejan de obtener resultados

técnicamente confiables.

En este sentido, observemos el siguiente gráfico:

Observaciones del gráfico: si el %CO es relativamente pequeño y no lo medimos con

precisión, se puede cometer un error significativo en la determinación de las PCL; mientras que si el

%CO es grande, ya no se comete tanto error al referirnos a PCL. Por su parte, las PCS son

aproximadamente constantes. En consecuencia, el Caso 3 sólo arroja resultados técnicamente

aceptables cuando el %CO es menor ó igual al 1% (el error se comete, principalmente, cuando la

simplificación de que toda la combustión incompleta es CO, ya no es válida totalmente; de modo que

se tiene una limitación en el método).

73

De lo expresado en el párrafo anterior, se tiene que un error en la determinación del λ, afecta

notablemente el rendimiento de la caldera (por cuanto aumentan las PCL). Mientras que en las PCS, el

λ no incide directamente.

Debido a que resulta difícil mantener la combustión en régimen durante muchas horas de

servicio, se hace una desviación de la norma, pero que resulta muy aproximada.

En conclusión, a partir de todo lo enunciado hasta aquí, intentamos deducir de qué manera, en la

industria, podemos hallar el η de la caldera:

Si conocemos B, empleamos el MD.

Caso contrario, empleamos el MI. Aquí, se puede tener una combustión completa (Caso 1) ó

incompleta (en cuyo caso, podemos: a). recurrir a una empresa especializada para realizar las

mediciones según normas; o bien: b). usar la metodología detallada en el Caso 3).

Resulta importante aclarar en la orden de compra de la caldera, el tipo de ensayo a realizar. En

caso de no especificarse dicha información, se sobreentiende que se realiza según norma. Así, se tiene

que para combustibles muy jóvenes (mayormente utilizados en la industria de procesos, como residuos

orgánicos, etc), es posible determinar la composición del combustible según un combustible tipo (ver

Clase N° 4).

Además: “si se especifica en la orden de compra una característica determinada, es

importante tener los medios para luego poder constatarla”.

4° caso: nuevamente, combustión incompleta.

Hoy en día, gracias a la electrónica, hay equipos que nos permiten medir la combustión

incompleta con gran precisión. Tal es el caso de un Analizador de Gases, el cual permite calcular:

%CO, %CH4, etc. En este sentido, es posible realizar mediciones más precisas, en comparación con

los valores obtenidos con los Triángulos de Ostwald y Bunte (Caso 3); pero menos precisas, si

comparamos con la norma (Caso 2).

Es así que, con estos equipos, determino:

O2 : se hace pasar la muestra por una celda electroquímica → Determinación de λ.

CO: también usando una celda electroquímica (distinta a la del paso anterior).

Resto de incompletos (H2, CH4, otros): determinación por combustión catalítica (por aumento

de la temperatura en una cámara, en donde se produce una chispa para que arda; actúa como

una bomba calorimétrica). Luego, se pueden medir con precisión cantidades adicionales de

CO, CH4 y H2.

Este método es más preciso que el anterior (aunque más costoso), aún cuando el porcentaje de

combustión incompleta sea superior al 1%. De ahí que también logre medir con mayor precisión las

PCL, las cuales eran las que más error introducían en el Caso 3 (recordemos que las PCS son

aproximadamente constantes).

74

Es así que, con esta alternativa, todo se hace electrónicamente, arrojando resultados por display.

Observación: actualmente, la mayoría de las calderas hacen uso del Caso 4, ya que adquirir aparatos

de esta naturaleza, no es tan caro para las industrias. No obstante, los resultados que se logran aún

están lejos de los que se alcanzan según norma (Caso 2).

Para todos los casos vistos anteriormente, es requisito esencial, conocer la composición

elemental del combustible. Sin embargo, si estamos ensayando una caldera que quema un combustible

cuya composición elemental permanece desconocida (por ejemplo, en el caso de quema de residuos

municipales), se puede usar la técnica que describiremos a continuación (y que se lleva a cabo en la

Estación Experimental):

Método BAC

Mediante un tubo de Pitot, se determina la velocidad del flujo de gases en la chimenea. Luego,

se integra para hallar el caudal de gases que transita (es decir, se posiciona el sensor en distintos sitios,

establecidos por norma; todo ello se hace a una dada distancia respecto de la perturbación más

próxima –en nuestro caso, un codo, según lo muestra la imagen inferior-). En otras palabras, la

cantidad de mediciones está normalizada y, varía según el diámetro de la chimenea y de la distancia a

la perturbación más próxima (el codo).

Observaciones acerca del esquema: el conjunto es bastante costoso. La Estación Experimental, lo

emplea para medir partículas (relacionado a contaminación).

Sea la relación: BW [moles agua/moles gases secos]:

Y usando la expresión:

Podemos obtener: [moles de gases secos por hora.]

Luego, con un aparato cualquiera como un Orsat u otro, como el citado en el Caso 4, podemos

medir O2%/secos y CO2%/secos.

75

Por otro lado, la imprecisión del método viene asociada a las siguientes suposiciones:

Combustión completa.

Combustible sin n (nitrógeno, composición elemental).

Balance de masa: Nitrógeno.

Sabemos que: N2% = 100 – (CO2 + O2) %; sin combustión incompleta.

N2: en los gases de la chimenea -proviene del aire-, porque por suposición el combustible no

contiene.

Es posible calcular:

De aquí, encontramos Lr.

Balance de masa: Oxígeno.

Despejamos

Lmin , Y podemos calcular el factor de dilución como: .

Por lo tanto, con este ensayo, no se necesita conocer la composición elemental del combustible

(que sí era un requisito en los otros casos).

76

Resumen de ensayos de recepción

77

78

Clase Nº7:

USOS DEL VAPOR

Hasta el momento hemos visto cómo generar vapor, ahora estudiaremos cuáles son sus usos.

A) Para generación de Energía Eléctrica (EE):

A.1. Ciclo de Clausius-Rankine:

Al analizar el ciclo de C-R ideal, no consideramos las pérdidas que existen entre la salida

de la caldera y la turbina (Qext = 0).

Diagrama T-S del ciclo de C-R ideal:

Los diagramas T-S son los más utilizados para el análisis de procesos con vapor de agua. Los

cuales, generalmente, están referidos a 1 [Kg] de vapor.

El gráfico de la derecha está hecho a escala (más aún, normalmente, los gráficos T vs S están

referidos a T=0 K), con lo que se puede observar claramente la diferencia entre la energía que se

puede aprovechar como trabajo –energía mecánica o eléctrica- (es decir, la exergía; por encima de

Tamb) y la que se desaprovecha (anergía, por debajo de la T amb; así, vapor a 1 atm y Tamb, no tiene uso,

y toda la energía contenida en ese vapor se desaprovecha). Como se aprecia, la fracción de anergía es

considerablemente mayor a la de exergía –en realidad, todo depende de la temperatura ambiente que

adoptemos-.

Diagrama T-S del ciclo de C-R real:

79

Nota: como ya lo mencionamos anteriormente, en forma convencional, se suele tomar la referencia de

entalpía (i = 0) en t = 0 ºC. Esto último, está asociado al hecho que en los procesos que incluyen vapor

no interesa trabajar por debajo de los 0 ºC (solidificación).

Algunas de las causas que hacen que un ciclo no sea ideal, vienen dadas por las siguientes

irreversibilidades del proceso:

Proceso de laminación (es decir, pérdida de carga) a entalpía i = cte, entre 1 y 1’.

Supongamos que tenemos una cañería por la que circula vapor, para la cual se pretende, la

menor caída de presión en ella, con valores que no superen del 5 al 10% de la presión inicial

(si la caída de presión es mayor, esto se deberá a errores en el dimensionamiento de la

cañería). Además, puesto que Vespcte, vcte icte:

Observación: el balance de energía nos dice que i1=i1’ (cuando las velocidades del fluido en ambos

puntos son aproximadamente iguales, de modo que la caída de presión es muy pequeña)

Expansión no isoentrópica, es decir, debido a las irreversibilidades del proceso, existe un

aumento de entropía en la expansión real en la turbina.

Aumento de la entropía en el trabajo de la bomba. No obstante, este salto de entalpía es difícil

de visualizar debido a la proximidad de las líneas de presión constante en la región de líquido, es

por ello que normalmente se consideran los puntos 34.

Si hacemos un balance en la turbina, llegamos a que la energía que entrega el vapor en ella es

igual a i23. Es decir, el trabajo por unidad de masa de vapor que se genera en la turbina, es la

variación de entalpía (energía) que tiene el fluido, entre la entrada y la salida de la misma.

Por otra parte, aclaramos que, gráficamente la entalpía i1 sería el área bajo la curva de presión

constante.

Volviendo al análisis del ciclo de vapor ideal, diremos que es posible representar el trabajo

técnico (Wt) de la turbina de vapor y el calor de condensación (Qcond):

Destacamos del diagrama anterior la siguiente información:

80

Wt[Kcal/Kg vapor]=(i1-i2)-(i4-i3), es el trabajo útil (real, neto). Gráficamente se representa

como el área encerrada por el ciclo 1-2-3-4 (en donde el trabajo de la bomba es desprecible, de

modo que podríamos decir: Wt = i1-i2 ). En lo sucesivo, notaremos el trabajo técnico en la

turbina de vapor como Wt ó Wt TV.

Qcond[Kcal/Kg vapor] = (i2-i3) ≈ (i2-i4) ≤ 30% de la energía del vapor.

Sin considerar el rendimiento, el calor de la caldera es Qcaldera teórico [Kcal/Kg vapor]=(i1-i4)≈(i1-

i3). En este sentido, es la caldera la encargada de aportar energía al sistema.

ηcicloC-R= = , despreciando el trabajo de la bomba (i4-i3).

Siguiendo en el ciclo ideal, si “Carnotizamos” el sistema, podríamos decir que la temperatura

a la cual se aporta el calor (Qcaldera) corresponde a un valor medio Tm (esto último, válido por el

Teorema del Valor Medio, con el cual asemejamos el área contenida en el ciclo en un diagrama T vs.

S, con el área de un rectángulo limitado superiormente por la temperatura Tm e inferiormente por la

temperatura en el condensador Tcond=Tamb). Luego, el rendimiento del ciclo es el de una máquina de

Carnot y se calcula como sigue:

ηcicloC-R= =1 - = ηCarnot.

Si ahora estudiamos lo que ocurre en un Diagrama de Möllier9 (diagrama i vs. s):

Aspectos relevantes:

Potencia teórica (de la turbina) que nos puede entregar el ciclo: Nt= [KW].

Potencia real de la turbina: Nt=Gv*hi, considerando, por ejemplo, el roce del vapor con las paletas.

Pero este valor es incluso menor si se consideran las pérdidas mecánicas.

9 Como se verá más adelante, en estos diagramas normalmente se representa tan sólo la parte de vapor

húmedo con título elevado, ó bien, vapores sobrecalentados únicamente.81

Se definen los siguientes rendimientos para la turbina:

ηindicado=hi/had tiene en cuenta las irreversibilidades en la turbina (tales como roce del vapor con las

paletas, etc.), lo que provoca que, en vez de tener el estado dado por el punto 2’, se tenga 2. Así

mismo, aclaramos que la potencia que tiene en cuenta el “salto indicado” sería la potencia real que el

vapor le entrega a la turbina.

ηmecánico= he’/hi no se visualiza en el diagrama porque las pérdidas de energía ya no corresponden al

vapor. Está asociado a pérdidas mecánicas y se refiere a la potencia que realmente se puede extraer del

eje de la turbina.

ηeléctrico=he/he’ he: se refiere a la potencia que extraemos de los bornes del alternador, he´: en el eje de la

turbina.

Finalmente, la potencia que realmente sale del alternador (es decir, potencia eléctrica medida

en bornes del alternador) es:

Ne [kW]=(i1-i2)ηi*ηm*ηel*Gv/860

En donde podemos llamar: ηe= ηi*ηm*ηel ; rendimiento efectivo de la instalación (contempla

solo la transformación de energía de vapor en energía eléctrica; incluye sólo a la turbina).

Dando un paso más, podríamos asociar el rendimiento de la caldera10:

ηcald=

Definiendo el rendimiento de la instalación como: ηinst=ηcal*ηC-R*ηe (contempla todo el ciclo).

Luego, reemplazando, se obtiene la potencia efectiva que sale de la instalación:

Ne= *ηinst* ηinst=

Sin embargo, a nosotros nos interesa encontrar el precio del kWh de la potencia generada.

Para ello usamos la ecuación:

=

Es así que, si conocemos el precio del combustible, podemos determinar el precio del kWh

generado a partir de dicho combustible.

Si hacemos un balance global en el ciclo de C-R (es decir, en la instalación) que

representamos en el comienzo de esta clase, encontramos que:

Energía útil = Ne; Energía aportada = B*Hinf

De modo que:

ηinst= , que es lo mismo que obtuvimos antes.

Una cifra muy usada en la técnica y que nos proporciona una idea del rendimiento de la

instalación, es el consumo específico (be), calculado como:

10 En realidad, para el rendimiento de la caldera, deberíamos considerar (i1-i4), pero como el salto de

entalpía en la bomba es despreciable, tomamos i4≈i3.82

be= [ ]=

Algunos datos actuales:

Para be=1500Kcal/KWh en una instalación operando según un Ciclo Combinado, ηinst≈58%.

Para be=2200Kcal/KWh en una instalación operando según Ciclo de Clausius-Rankine,

ηinst≈43%.

A.2. Ciclo combinado (Ciclo gas + Ciclo vapor)

En este ciclo ya no se requiere aporte de energía adicional (entre la salida de la turbina de gas

TG y la caldera); se obtiene energía tanto de la turbina de gas como de la de vapor. Ahora el

rendimiento de la instalación se calcula:

ηinst= = = = ηTG + (1-ηTG)*ηCR58% (hoy en día

65%)

Algunos datos aproximados: ηTG30%; ηCR40%

Luego, para calcular el precio del kWh en ciclo combinado, hacemos: precio = B/N e=

860/(ηinst*Hinf). De modo que, nuevamente, conociendo el precio del combustible, podemos encontrar

el precio del kWh.

En consecuencia, según lo que venimos viendo, el principal problema que nos preocupa

cuando usamos el vapor para la generación de energía eléctrica, es el precio del kWh referido al

combustible que se emplea (obviamente, a este precio habrá que adicionarle el costo de amortización,

costos de mantenimiento, entétera).

B) Como medio de calefacción

El vapor puede usarse tanto para calentar un producto como para evaporarlo.

B.1. Calefacción mediante el uso vapor

Si efectuamos un balance de energía, sin considerar pérdidas de calor, tenemos:

83

Gv(i1-i2)=Gp*cp*(T2-T1)=Qtrans=K*F*Tmlog ; Tmlog≈(Tv-Tm); (i1-i2): calor aportado por el

vapor.

Empleando un diagrama T vs. s y luego otro T vs. F (sección) –este último, para evaluar los

perfiles de temperatura-:

Observaciones:

1. En el diagrama T vs. s, suponemos que sólo existe intercambio de calor latente.

2. En el diagrama T vs. F, Tm es la temperatura media del fluido que se está calefaccionando.

3. Debe existir un Tmín para que la transferencia de calor sea posible.

B.2. Evaporación mediante el uso de vapor.

En realidad, no es correcto graficar el Qaportado y el Qrecibido en el mismo diagrama T vs. s, debido

a que se trata de dos fluidos diferentes. El ΔTmin es muy pequeño (5 a 10 ºC), además, podemos

apreciar que el área del Qaportado se aproxima a la del Qrecibido, de modo que podemos suponer que,

aproximadamente, 1kg de vapor me permite evaporar 1kg de producto.

Nota importante: Con el rendimiento de la caldera podemos obtener la cantidad de vapor aportado, de

manera que es posible calcular el costo de cada Kcal de vapor aportada para calefaccionar o bien

evaporar 1 Kg de producto:

ηcal= Qaport =Gv(i1-i2) =

Nos preguntamos: ¿de qué forma podemos reducir el consumo de vapor, produciendo el

mismo efecto neto? Es decir, ¿cómo podemos economizar vapor de calefacción?

Para economizar la cantidad de vapor de calefacción usado, se pueden emplear dos métodos:

1. Evaporación de múltiple efecto

El vapor vegetal que sale de un efecto se utiliza como alimentación de la calandria del

próximo efecto, de modo que se reduce la cantidad de vapor empleada (Gv).

84

Es así que, si las superficies de los efectos son iguales y E1=E2=E3=E, podemos escribir:

2. Evaporación mediante la turbo-compresión (incluye el uso de eyector y termocompresor)

Entre los puntos 3 y 4, se representa un equipo de transformación ideal para que el ciclo sea

termodinámicamente lícito y poder así graficarlo en el diagrama T-S (pues, recordemos que no es

correcto representar dos fluidos diferentes en un mismo diagrama T vs. s). Sin embargo, el esquema

real básico consiste en:

En la realidad, lo que se comprime es el vapor vegetal.

Qaportado=i1-i4

Qaprovechado= i1-i2

Estos dos valores (ver diagrama T vs. s anterior) reflejan el buen ahorro que se consigue a

partir del uso de un ciclo con turbo-compresión. Lo que se hace es aportar la exergía faltante para

producir calor; se recicla la anergía (es el beneficio fundamental de la turbocompresión).

Nota: La turbo o termo compresión puede usarse sólo en procesos que involucran la evaporación de un

dado producto. No obstante, en los procesos de calefacción, se usa una bomba de calor que aporta la

exergía faltante para aprovechar la anergía; aquí el fluido frigorífico actúa como transportador de calor

en el ciclo. En ambos se produce el mismo efecto, pero los equipos usados son diferentes debido al

hecho de que en calefacción no se tiene cambio de fase, razón por la que no puede re-comprimirse el

vapor vegetal. Además, en una bomba de calor se emplea un cierto fluido frigorífico; siendo un caso

concreto de aplicación de la misma un secadero:

85

Ejemplo de final: Bomba de Calor

Es un sistema de calentamiento que permite economizar vapor utilizando un equipo de aire

acondicionado (funcionando a la inversa de un ciclo térmico), con un fluido que se evapora y

condensa en ciclos, transfiriendo los respectivos calores.

Supongamos que tenemos un secadero con las siguientes características:

En un diagrama i vs. x, representamos:

Ψ= Humedad relativa= Presión Parcial/Presión Saturación (a la T que tiene el fluido). Es la

cantidad de agua (vapor) por cada kg de aire seco.

El ciclo que se sigue es el siguiente: Cuando el aire, con una dada humedad, atraviesa el

secadero, absorbe agua del producto que se seca; es así que, para eliminar esa humedad, debe enfriarse

(pasando de T1 a T2, con T1>T2; y de Ψ1 a Ψ2, con Ψ2 > Ψ1). A continuación, enfrío aún más el aire a

humedad constante, hasta alcanzar la Tsaturación (en donde =1). Luego, nos movemos a lo largo de la

curva de saturación hasta el punto 3 de rocío. Finalmente, se regresa al punto 1. En este sentido, el

esquema de operación que en realidad se tiene es:

86

Por cada “vuelta” que da el

aire en el ciclo, se retira una

cantidad dada de agua

contenida inicialmente en el

producto que se desea

secar.

Por cada ciclo que completa

el aire, se aporta

Qaportado=Gaire*(i1-i3)

El diagrama T vs S para el fluido frigorífico (FF) es:

Nota: calculando en forma adecuada el equipo de aire acondicionado, podemos lograr que todo el

calor de condensación, lo recuperamos en el evaporador.

Observando las figuras anteriores, concluimos que por cada vuelta de aire en el circuito del

secadero, existe:

Qcondensador=Gaire(i1-i3)=GFF(ib-ic)=Qaport, es el calor aportado al aire

Qevaporador=Gaire(i2-i3)=GFF(ia-id)

Analizando más en detalle, vemos que entre b y c se tiene un condensador del FF, que permite

aportar calor para calentar el aire; entre a y d se tiene un evaporador del FF, el cual absorbe el calor del

aire, logrando disminuir la temperatura de este último (como se vio anteriormente, aquí se incluye una

descarga del agua que se separa del aire). Por este circuito circula una cantidad de calor igual a (i2-i3)

teniendo que aportar sólo (i1-i2).

La bomba de calor permite recircular anergía, con un aporte mucho menor de energía (ya que

por cada kg de aire que entra al secadero, ya no se necesita aportar i1-i3, sino sólo i1-i2). Por el

contrario, si no trabajáramos con este sistema, de modo que se descargue aire húmedo, deberíamos

aportar una cantidad de energía notablemente mayor (i1-i3).

A través de la bomba de calor se genera calefacción, obteniendo rendimientos superiores al

100%, esto demuestra lo anti-económico que resulta calefaccionar con resistencias eléctricas. Esta es

la razón por la cual, actualmente, se usan aires acondicionados frío-calor con bombas de calor para

calefaccionar, pues consumen muy poca EE.

87

Clase N° 8:

Usos del Vapor en la Industria

1.Sistemas Puros (repaso):

a.Generación de Energía Eléctrica (EE): habíamos visto en la clase anterior que estos

sistemas se basan en el Ciclo de Clausius Rankine. Así también, pudimos encontrar que:

El rendimiento de la instalación es:

Siendo:

Por otro lado, el costo del kWh producido es:

Nota: es importante no confundir en esta formula los kWheléctricos con kWhtérmicos

b.Instalación de Calefacción: habíamos visto que una instalación de este tipo podía usarse

para:

I. Calentamiento, que a su vez, podía llevarse a cabo:

En una etapa.

Bomba de calor.

II. Evaporación, teniendo como alternativas:

En una etapa.

En múltiples etapas.

Turbo o Termocompresión.

Nota: las flechas incluidas anteriormente indican el sentido en que crece la economía del vapor, para lograr el

mismo objetivo en cada caso.

Al igual que en el caso anterior, determinamos el costo de la kcal generada a través

de la siguiente expresión:

88

2.Sistemas de Cogeneración:

Hoy en día, la cogeneración es la forma más eficaz de obtener energía eléctrica “y” energía

térmica para calefacción, a partir de un combustible.

Diremos, además, que existen muchos esquemas de cogeneración. Nosotros partiremos de

un esquema tipo (aunque, destacamos, no significa que éste sea el único esquema tipo que exista) y,

desde él, desarrollaremos los distintos casos que pueden presentarse en la industria. A continuación,

presentamos el esquema tipo (empleado, por ejemplo, en la industria citrícola y en la papelera) al

que hicimos referencia:

Algunas observaciones importantes relativas al esquema anterior:

El vapor que se extrae de la turbina (punto 2), se encuentra a una presión superior a la

atmosférica, para que pueda ser usado en calefacción.

(a), (b) y (c) son distintos calefactores.

Las “trampas de vapor” retienen el vapor hasta que se condensa; sólo permiten el paso de

condensado.

El tanque de flasheo debe trabajar, como máximo, a la presión más baja de los calefactores (del

diagrama incluido en el ítem siguiente, se correspondería con p c; teniendo en cuenta que, este

supuesto sería posible, si pc fuera constante); de lo contrario no descargarían las tres corrientes

en el tanque. No obstante, en general, el tanque se encuentra a la presión atmosférica (ver

89

diagrama en ítem siguiente); siendo esto común en equipos en donde las presiones de los

calefactores varían.

Cada calefactor puede trabajar a una presión diferente (lo cual es útil si se desea regular

diferentes estados de carga, ó bien, puede deberse a características del proceso). De modo que

podemos tener:

Notas:

Cada calefactor transfiere un calor Q = h*F*Δt, siendo Δt = (tvapor – tfluido). Así, si

suponemos que las áreas de transferencia (F) son iguales para los tres calefactores, sólo

podríamos reducir Q disminuyendo Δt, lo que es posible al cambiar las presiones con las

válvulas de regulación incluidas aguas abajo. De ahí que se justifique la colocación de

válvulas laminadoras o reguladoras antes de cada aparato (calefactor).

En conclusión, y según lo que venimos viendo, por razones operativas ó de carga, los

aparatos trabajan a presiones diferentes (sin descartar la posibilidad de que se trabaje a

una misma presión).

El área rayada en la gráfica anterior, representa una cantidad de calor que no puede

permanecer en el líquido como líquido11; sino que dicho líquido lo usa para auto-

11 Vamos a trabajar con el condensado del aparato “a”, aunque hacemos notar que de manera

idéntica se procede con los otros dos aparatos.90

evaporarse (generación de vapor flash). De esta manera, la cantidad de vapor flash que

se produce sería:

Siendo:

ica : entalpía del condensado en el aparato a.

ica: entalpía del condensado a patm.

Gflash representa una pérdida, pero en muchos casos es una necesidad del sistema

(tengamos en cuenta que este vapor es el que se elimina en el tanque de flasheo). Pero si

se quisiera un mayor aprovechamiento energético, ese vapor flash se podría reutilizar en

el equipo de menor presión (“c”, en nuestro caso). En cualquier caso, debemos tener

presente que toda reducción de presión implica una pérdida de exergía del sistema

(descomprimir un líquido siempre representa pérdidas de exergía en un sistema).

Si trabajáramos con un solo aparato ó si todos los aparatos trabajaran a una misma

presión, no sería necesario contar con un tanque flash.

Otra opción sería condensar los vapores y utilizar luego calor sensible.

Para sistemas de cogeneración, definimos el rendimiento de la instalación como:

Observación: este rendimiento es superior a los que se obtenían con los sistemas puros.

Supongamos que todos los aparatos (a, b y c) trabajan a la misma presión (de modo que,

como lo dijimos antes, no sería necesario un tanque de flasheo y, en lugar de este, deberíamos tener

un mezclador). Luego, si observamos los puntos 1, 2, 3 y 4 que indicamos en el esquema tipo inicial, y

los ubicamos en un diagrama T vs. s:

91

Si consideramos todos los procesos reversibles, el rendimiento de la instalación sería 100%.

Esto último lo podemos verificar si observamos el gráfico de la izquierda y tenemos en cuenta que: el

rayado rojo representa el calor proporcionado (B*H inf); el rayado gris es el calor que aprovechamos

en la generación de EE (Ne*860) y el rayado azul es el calor que aprovechamos en la calefacción

(Qcalefacción).

Sin embargo, en realidad se consiguen rendimientos: η inst = (85 ~ 95)%; dependiendo

fundamentalmente del rendimiento de la caldera (ηcaldera). El elevado valor del rendimiento de la

instalación, encuentra una de sus causas en el aprovechamiento del calor del condensador para la

calefacción; lo cual no sucedía cuando trabajábamos con sistemas puros (en donde tcondensación

coincidía con tambiente y, por lo tanto, la energía se perdía en forma de anergía).

Obtener un sistema tan equilibrado12 como éste en la industria, no es sencillo; y los

diferentes esquemas (de instalaciones) que se pueden obtener van a depender de la relación entre la

energía eléctrica (Ne) generada y el calor de calefacción (Qcalefacción) producido.

No obstante, el sistema deja de ser equilibrado cuando, por alguna u otra razón, se requiere

más energía eléctrica y menos calor de calefacción (o viceversa) que el que me proporcionaría un

sistema equilibrado. Es así que, para solucionar estos desequilibrios, se incluyen los elementos que

citamos a continuación (aunque debemos tener presente que su inclusión implica pérdidas):

Una válvula laminadora (con lo cual puedo generar más Qcalefacción y menos Ne, en

comparación con el caso convencional).

Una válvula de seguridad (se abre al aumentar la temperatura) que me permite soplar

vapor a la atmósfera (con ello puedo generar más Ne y menos Qcalefacción, en comparación

con el caso convencional).

Ambos elementos se incluyen

en el diagrama siguiente:

Nota: estas válvulas, en general, son utilizadas para desequilibrios relativamente pequeños.

12 Que el sistema sea equilibrado, significa que todo el vapor que se usa para generar energía

eléctrica, es el que más tarde se aprovecha para la producción del calor de calefacción.92

Clase Nº9:

Cogeneración usando vapor de agua

Habíamos visto que uno de los usos del vapor venía dado por los sistemas puros, para

generación de energía eléctrica (EE) ó bien para calefacción. Por otra parte, en los sistemas de

cogeneración, el vapor de agua se usa para la producción simultánea de EE y calefacción. En un

sentido amplio, se entiende por cogeneración, la generación de dos o más productos a partir de un

mismo combustible.

Los sistemas de cogeneración pueden funcionar no sólo con vapor de agua, sino también con

otros fluidos. Hay casos en los que los gases de escape de las turbinas de gas son aprovechados para

enfriar, es decir, se emplean para generar frío, mediante sistemas por absorción. Este caso, representa

un ejemplo de cogeneración sin participación de vapor de agua, como veremos más adelante.

El uso de los sistemas de cogeneración se está ampliando rápidamente en estos días debido a

los problemas de contaminación y escasez de combustibles actuales. De modo que, con la

cogeneración, se busca un mayor aprovechamiento de los combustibles.

A continuación, y como ya lo vimos en la clase anterior, esquematizamos un sistema de

cogeneración “tipo”, aplicado a una industria de procesos ó industria química:

Observaciones:

En TODO equipo de calefacción por condensación, se deben incluir trampas de vapor.

La bomba de alimentación (ubicada en parte inferior del gráfico) siempre debe encontrarse

debajo del tanque Flash, con una altura positiva, para evitar su cavitación.

Haciendo un balance térmico de toda la instalación, se cumple que:

ηinstalac.= = 85-95%

Si representamos el sistema anterior en un diagrama T vs S, asumiendo un sistema totalmente

ideal, sin irreversibilidades –sin pérdidas de calor, por ejemplo-, se tiene:

93

Nota: Recordar que en un diagrama T vs S, las energías (entalpías) se interpretan como áreas.

En este caso, suponemos que todo el calor que sale por la caldera es aprovechado y que

P3=P4; el trabajo de la bomba se considera despreciable a los fines del análisis. Así, podemos apreciar

de las áreas graficadas y según la fórmula dada antes para el rendimiento de la instalación (η inst), que se

tendría ηinst(ideal)=100%. Sin embargo, en realidad, se alcanzan valores de ηinst≈(85~95)%.

Debido a que en los sistemas puros la expansión se realiza hasta Tamb: ηinst-sistemas puros<ηinst-

cogeneración, siempre. Además, en los sistemas puros no existe T y el Qcondensación resulta una pérdida,

mientras que en los sistemas de cogeneración el Qcondensación se aprovecha, más lo que se puede ganar del

T.

Para el aprovechamiento del Qcondensador, es necesario, partiendo de Tamb, terminar la expansión

de la turbina por encima de la Tamb, es decir, a una temperatura que sea superior a la del fluido que

queremos calefaccionar, el cual tendrá, como mínimo, la temperatura T amb. Cuanto menor sea el T

(correspondiente a la diferencia entre la temperatura del fluido calefactor y la del fluido

calefaccionado), mayor será la superficie necesaria para la transferencia (según la fórmula:

Qcalefacción=k*F*ΔT); pero si existe T, entonces podremos transferir (de modo que siempre hay

Qcalefacción a pesar de las variaciones de T y F).

La exergía del vapor se puede definir como la energía que se encuentra en desequilibrio con el

ambiente, y es posible de transferir o aprovechar, produciendo trabajo. Si graficamos:

Nota: en general, se toma como referencia: entalpía=0 a T=0°K.

Se cumple que: Energía del vapor 1= Exergía del vapor 1 + Anergía del vapor 1

(i1-iu ) = [i1-iu-Tu(S1-Su)] + [Tu(S1-Su)]

94

Lo que se transfiere siempre es TODA la energía (exergía+anergía), pero la transferencia es

únicamente posible si esa energía contiene exergía, aunque sea poca –el estado del vapor se

encontraría apenas por encima de Tamb-.

Es el vapor que sale de la turbina el que debe cumplir con esta condición de tener exergía para

generar la transferencia, el cual se expandirá luego hasta un nivel de exergía igual a cero. Así, por

ejemplo, en el gráfico anterior, a la salida de la turbina señalamos con un asterisco azul la exergía del

vapor (potencialidad del vapor para ser usado) y, con un asterisco rojo, la energía total que se

transfiere.

En resumen, cuando el vapor tiene exergía (la cual nos da la “potencialidad” del vapor para ser

usado, pues existe un ΔT respecto de Tamb), lo podemos usar; ya que si se encuentra en equilibrio con

el ambiente –a Tamb ó menos-, a pesar de tener una cantidad de vapor en esas condiciones y con una

cierta energía –anergía pura, en realidad-, no es posible aprovecharlo.

El concepto de cogeneración se va modificando en el tiempo, pero lo que se mantiene es la

idea del aprovechamiento máximo de un combustible único. En definitiva, en cogeneración, lo que se

hace es obtener calor y EE (ó bien: EE y frío -absorción-) a partir de un mismo combustible13.

El equilibrio del sistema se establece cuando en cada etapa del proceso se aprovecha todo el

vapor, es decir, cuando la totalidad del vapor se emplea para satisfacer la demanda de EE “y” la

demanda de Etérmica (ó Qcalefacción). Cuando el sistema se desequilibra (se produce más ó menos EE que en

un sistema equilibrado; ó equivalentemente, menos ó más Qcalefacción respecto de un sistema en

equilibrio), como sucede en la industria real, se realizan acciones correctivas para restablecer el

equilibrio; veamos los siguientes casos:

a) Si la demanda de EE se modifica en menos respecto de la demanda de Etérmica:

Se agrega una válvula de laminación (ó laminadora) al sistema de cogeneración tipo, que se

abre para compensar el déficit de vapor en la línea. Sin embargo, esto resulta antieconómico

(representa pérdidas) debido a que ya no existe cogeneración.

b) Si la demanda de Etérmica se modifica en menos respecto de la demanda de EE:

Se desequilibran las presiones y parte del vapor se destina como descarga al ambiente; de

modo que es necesario emplear una válvula de seguridad. Como en el caso anterior, esto resulta

antieconómico (pérdidas) debido a que ya no existe cogeneración.

13 El Ciclo Combinado podría entenderse como cogeneración, a pesar de que el producto que se

obtiene de él es sólo EE.95

Para el caso que el combustible se produzca dentro del mismo proceso, es conveniente agregar

una turbina de extracción/condensación.

Distribución del combustible en el proceso

Sería importante conocer qué parte del combustible (en realidad, energía del combustible) se

destina para la generación de EE y qué parte para calefacción. Para ello se diseñaron diferentes

criterios, ninguno de ellos totalmente exactos.

1. Criterio energético (criterio de base termodinámica):

Reparte el combustible en función de la parte de la energía que se usa en cada uno de los

procesos (es decir, se basa en las energías aprovechadas en el sistema). Así:

%BEE= ; %Bcalef=

Este criterio, en general, da un costo de EE muy bajo y un costo de E térmica muy alto (ya que las

áreas correspondientes se extienden muy por debajo cuando tenemos en cuenta las escalas con que se

trabaja en un diagrama T Vs. s).

2. Criterio exergético (criterio de base termodinámica):

Reparte el combustible en función de la parte de la exergía que se usa en cada uno de los

procesos.

%BEE= ; %Bcalef=

Este criterio, en general, da un costo de EE muy alto y un costo de E térmica muy bajo

(gráficamente, se analiza observando las proporciones que le corresponde a cada área –siempre por

encima de Tamb ya que estamos estudiando exergías-).

Como se puede observar, no es conveniente usar ninguno de estos criterios para fijar el precio

de venta de EE al exterior (principalmente debido a lo que dijimos respecto de los costos de EE y

Etérmica en cada caso); para ello se deben tener en cuenta un criterio que considere a toda la fábrica; la

metodología a seguir es arbitraria y sólo busca que el balance general dé positivo. Los criterios

mencionados (energético y exergético) sólo sirven para la contabilidad interna dentro de una fábrica

(siempre manteniendo un mismo criterio para obtener valores comparables); funcionan para trabajar

96

como distintos centros de consumo (por ejemplo, en un ingenio: centro de producción de azúcar,

centro de producción de alcohol, etcétera). Veamos un tercer criterio:

3. Criterio de prorrateo (criterio sin base termodinámica):

No se requiere de un análisis termodinámico para usarlo y proporciona un valor muy parecido

al que corresponde al criterio exergético. Se parte del hecho que para generar sólo EE, gastaré “x”

cantidad de combustible y para generar sólo Etérmica, gastaré “y” cantidad de combustible. Con esto:

Factor de reducción=

Desequilibrios en los sistemas de cogeneración “tipos”

Habíamos dicho que el sistema de cogeneración “tipo” trabaja bien en forma equilibrada, para

una dada producción de EE y de Etérmica.

Para el caso en que la demanda de EE (NE) sea mayor (ó menor) a la demanda de E térmica (NT),

con respecto al sistema tipo, las relaciones NE/NT serán diferentes (hablamos de sistemas con

desequilibrios permanentes). Las posibles soluciones para este inconveniente son:

a) Si NE aumenta considerablemente y NT se mantiene constante (es decir, cuando la demanda

de EE es mayor y NT es la misma, respecto del esquema tipo):

Puedo aumentar Pv y, para mantener x≥0.85 a la salida de la turbina, también aumentar Tv,

dentro de los límites posibles. Para ello, debemos cambiar la caldera y la turbina, manejando

el mismo caudal ya que el sistema de calefacción es el mismo. De esta manera, por cada kg se

vapor se genera más EE14. Por la limitación que existe para Pv (y, en consecuencia, para Tv),

es que se deja de usar este sistema y se pasa al que citamos a continuación.

Puedo usar turbina de vapor con extracción. Esto permite generar mucha EE en relación a la

Etérmica. Sin embargo, se podría decir que el vapor que va a la turbina de extracción no cogenera

pues sólo produce EE; sólo se habla de cogeneración en este caso si el combustible también es

producido en la misma fábrica.

De modo que, este sistema se sigue llamando de cogeneración si el combustible suministrado

es el mismo (por ejemplo, si tuviéramos que introducir además gas para generar la EE

adicional, ya dejaría de ser un sistema de cogeneración); a pesar de que el vapor extraído se

use sólo para la EE adicional y no para una Etérmica adicional. Esta modalidad es la que se usa

en materia de cogeneración en muchos ingenios azucareros en Brasil y en Argentina.

14 Algunos autores, le llaman a este sistema: “tope”. Pero en realidad no es tope, pues ello implicaría conectar la

salida de la turbina a otra (sin verificarse ahorro alguno).97

Veamos el esquema de la instalación:

En general, lo que sucede es:

Si en los ingenios azucareros fuera posible gasificar el bagazo (aún no lo es), resultaría más

rentable la siguiente alternativa.

Puedo usar turbina de gas, turbina de vapor, más un sistema de calefacción si el aumento de

NE es realmente importante. Esta sería la opción recomendable para una papelera en materia

de cogeneración, pues resulta habitual que en este tipo de industria se compre la EE adicional

requerida (y ello no es lo más conveniente).

El correspondiente esquema sería:

98

Puedo comprar EE de la red, lo cual ya no es cogeneración.

b) Si NT aumenta considerablemente y NE se mantiene constante (respecto del esquema tipo de

cogeneración):

Deberé buscar sistemas que, con el mismo caudal de vapor, puedan aportar más NT. Podemos

incluir entonces:

Termo-compresión.

Múltiple efecto.

Turbo-compresión.

Usar el sistema tipo, haciendo circular un caudal de vapor mayor por el ciclo (lo cual podría

implicar la introducción de ciertas modificaciones en las instalaciones); de modo que obtenemos

más Etérmica y más EE; y el plus de EE –que no se necesita- se vende a la red.

Normalmente, en la industria contamos con la relación α= NE/NT (cada industria tiene una

relación α tipo –ver tablas-); y en función de ese factor obtenemos la instalación más adecuada para

cogeneración de modo que funcione en equilibrio.

En ocasiones también se refiere a otro factor llamado β (que, al igual que α, se define como el

cociente NE/NT). La diferencia con el anterior viene dada por lo siguiente: α se refiere a requerimiento

mientras que β se refiere a la instalación. Finalmente, a partir del requerimiento elegimos la instalación

más adecuada.

Al respecto, presentamos las siguientes tablas:

Clase N° 10

Calefacción con Agua Sobrecalentada (Fluídos Térmicos)

En estos casos lo que se utiliza es agua a la temperatura de saturación, pero la misma es mayor a 100

°C por tratarse de agua presurizada.

Esta metodología encuentra aplicación para flujos de calor no muy elevados (de 100.000 a 500.000

Kcal/h).

Esquema de Calefacción con Vapor:

99

Perfil de temperatura para la transferencia de calor:

Para este caso se produce un cambio de fase en el fluído

calefactor.

Qtransf = GV.λ

Qtransf =Gfluido.calefaccionado.Cp.Δtfluido.calefaccionado

Qtransf = k.F.ΔTmlog (calor transferido por la superficie

de intercambio)

Esquema de Calefacción con Fluido Térmico: (en el proceso NO HAY CAMBIO DE FASE )

Perfil de Temperatura para la transferencia de calor:

100

Qtransf = k.F.ΔTmlog

Qtransf = Gfluido.calefactor.Cp.Δtfluido.calefactor

Qtransf =Gfluido.calefaccionado.Cp.Δtfluido.calefaccionado

Trampas de vapor

Dispositivos que sólo dejan pasar el condensado. Si no hay agua, la tapa que permite el paso de la

misma está cerrada. Las trampas pueden ser colocadas, tanto en derivación como en serie.

Esquema de trampa de vapor en derivación: la trampa sale de la línea de conducción, no la interrumpe. El flotador (círculo) abre la compuerta sólo si hay agua.

Esquema de trampa de vapor en serie: se utilizan a la salida de las calandrias de los evaporadores, para evitar pérdidas de calor. La trampa interrumpe la línea de conducción.

101

Calderas: cuando tengo cambio de fase, la caldera tiene que trabajar con baja concentración de sales.

Ga= Gv + Gp

Gp˂˂ Gv , teniendo en cuenta esto se puede decir que : Ga~Gv

Con la purga se retiran sólidos de la caldera, lo que se extrae es GP (Kg/h)x 10.000 (mg/kg).

Para que la cantidad de sólidos en la caldera no aumente, la cantidad que se introduce, debe ser igual a

la que se purga.

El agua que se repone es igual a : Ga x 100ppm

luego lo que se purga es una cantidad muy pequeña con un

elevado contenido de sales disueltas.

La caldera implica realizar un balance de sólidos, y siempre que tenga un cambio de fase, tendré una

purga que sale del circuito.

Las componentes que salen del circuito son :

G flasheo

G purga

Condensado por las trampas

La reposición de agua se realiza a temperatura ambiente, lo que deriva en un consumo extra de energía

(combustible) para compensar las diferencias de entalpía.

Principales desventajas:

1.Con este sistema el consumo de combustible es de un 10 a 20 % mayor que el que corresponde al calor transferido.

102

Son pérdidas prácticamente inevitables en el sistema, es por eso

que se necesita “agua de reposición”, las pérdidas salen a la

temperatura de saturación, a la presión a la que esta trabajando la

caldera.

2.La posibilidad de incrustaciones en la caldera, lo que suele evitarse con agua de reposición tratada, que aumenta los costos.

Calderas: trabajando con fluídos térmicos

De la parte inferior de la caldera se extrae agua caliente, que en los calefactores se enfría y regresa a la

caldera.

Por estar todo en estado líquido, no se necesitan trampas de vapor, ni se tienen pérdidas de agua a lo

largo del circuito.

Tampoco hace falta purga porque no hay cambio de fase que genere incrustaciones. Se trabaja con

volumen constante.

Por no tener tanque flash, trampas ni consumos adicionales de energía, este sistema requiere de una

menor inversión inicial.

Con cambio de fase: λ= 600 kcal/kg , se necesitan válvulas de aguja para regular el caudal de fluido,

pequeños cambios en el caudal producen grandes diferencias en el calor que se transfiere. El sistema

parte de la T° ambiente, y se aumenta su T°, por consiguiente aumentan el volumen y la presión, para

que la instalación no reviente, se utiliza un “pulmón amortiguador”, que sería un pequeño espacio de

vapor en la parte superior de la caldera, que compensa los cambios de volumen.

Sin cambio de fase: Cp agua=1 , ΔT=20°C la transferencia es de 20 kcal/kg, existe una mayor

facilidad de regulación, pero la limitación son los flujos pequeños. En este caso, los calefactores

también pueden instalarse a una mayor distancia de la caldera, porque no existen las pérdidas al

exterior derivadas de los cambios de fase.

Nota: “Rívoli”, para calentar el aire que secará los fideos, utiliza un sistema con agua caliente (a 2 atm

y 90°C) y luego una ampliación a 130°C y 8 atm.

Bombas:

si la bomba aspira, al instalarla se coloca en un pozo de aproximadamente 8 mts de profundidad, para que no Cavite.

Si la bomba impulsa, se instala un tanque de compensación:

Cuando se usa Nitrógeno para compensar la variación de volumen, el tanque es de Hierro, si se utiliza

aire comprimido, el tanque es de acero inoxidable.

103

No existe una explicación técnica, que explique cuál de las dos formas para instalar la bomba es

mejor, lo que determina es el análisis económico, si es más económico cavar el pozo o instalar el

tanque de compensación.

En la práctica, se comercian fluídos que soportan altas temperaturas, sin evaporarse a la presión

atmosférica, como “fluídos minerales”, que alcanzan hasta 300°C sin que haya un cambio de fase y

los llamados “down term” que alcanzan también los 300°C con presiones que no superan los 8 bares

(no levantan presión).

Recordar que para estos casos, el límite siempre será el flujo de calor reducido.

Nota: las calderas son siempre iguales, la única especificación que se hará al fabricante es si la salida

es por arriba o por abajo.

La mayoría de las industrias trabaja con sistemas de calefacción con vapor, debido a los grandes flujos

de calor que se requieren.

Tratamiento de Aguas para la Industria

Se trata del tratamiento de aguas para generadores de vapor, Industrias como la farmacéutica y la

actividad nuclear requieren calidades superiores.

Razones por las cuales el tratamiento se realiza:

104

Sobre las características químicas: Se originan debido a la presencia de compuestos que normalmente

están ionizados:

Aniones: Cl- , CO3H- , SO4= , CO3

=

Cationes: Na+ , Ca++ , NH4+ , Mg++

1. Acidez : se mide a partir de la concentración de Protón Hidrógeno H+ .

PH<7 : Se trata de una sustancia ácida, que contribuye a la corrosión de la caldera.

PH>7: Se trata de una sustancia básica, cuyo efecto es el espumado, debido a la modificación de la

tensión superficial que origina una emulsión de vapor en agua.

2. Dureza: debida a la presencia de sales de iones de Calcio (que originan incrustaciones y aumentan la temperatura de los tubos) y Magnesio (originan lodos, precipitados gelatinosos que deben eliminarse por purga, lo que deriva en una disminución del rendimiento por la extracción de agua que luego se repone a temperatura ambiente.

3. Gases Disueltos: O2 y CO2 responsables de la corrosión del material que produce pérdida de metal en la estructura de la caldera.

Teoría de la corrosión:

Fe→ Fe++ + 2e-

H2O→ H+ + OH-

Fe++ + 2OH- → Fe(OH)2

H+ + e- → H Se forma sobre el metal una película protectora de H que evita que el agua se ponga

en contacto de nuevo con la chapa y se produzca una nueva disolución del Fe. (A menos que el agua

tenga oxígeno libre, que se combina con hidrógeno formando agua, y continúa la disolución del Fe.

El CO2 Se forma a expensas de la disolución de los bicarbonatos.

105

El Fe en contacto con agua siempre produce una disolución hasta que se

equilibran los potenciales.

CO2 → 2CO3H ↔ CO2 ↑ + CO3= + H2O (La flecha que indica doble sentido, va hacia la derecha, si

aumenta la temperatura, y hacia la izquierda si disminuye la temperatura)

El CO3H forma bicarbonatos en las líneas de condensado, cuyo PH ácido contribuye a la corrosión.

Nota: los principales agentes corrosivos son: la acidez y la presencia de Oxígeno Libre en el agua que

circula por la caldera.

4. Metales disueltos: el Cu++ (proveniente de los intercambiadores de calor) contribuye a la corrosíon, ya que este catión tiene mas avidez por electrones que el Fe.

Cu++ + Fe → Fe++ + Cu Corrosión Galvánica

El amoníaco presente en los vapores vegetales de compuestos orgánicos (que provienen del producto)

ataca al cobre, que pasa a estar disuelto en el agua, que vuelve a la caldera y ataca el hierro.

“La justificación económica del tratamiento del agua, está en los efectos que produce en la caldera”

Métodos de Tratamiento de Agua

Obedecen la siguiente secuencia:

1. Neutralización de la Materia Orgánica para eliminar sus efectos mediante Cloración

2. Eliminación de materia en suspensión, mediante Floculación y Filtrado

Floculación : Retienen la materia coloidal que por su propio peso decanta. Se utilizan como

floculantes compuestos polímeros.

Filtrado: de granza (arenas de diferente granulometría). Hay de distintos tipos

i) Cilíndricos Verticales:

ii) Cilíndricos Horizontales: (De mayor capacidad)

106

3. Eliminación de Durezas mediante:

Resinas: en tanques, esta técnica cada vez se utiliza menos, las membranas son más accesibles y de

mayor eficiencia en el tratamiento.

2R-Na + Ca++ → R2Ca + 2Na++ suavización: es el más elemental de los procesos de eliminación de

dureza, no es del todo efectivo, ya que lo mismo terminan ingresando sales (se necesita una purga).

Resinas de desmineralización completa:

Ca+++ (R-H2) →2H+ + (R-Ca)

2Cl- +(R-(OH)2)→ 2OH- + (R-Cl2)

Con estos compuestos, no ingresan Sales, por lo que no se necesita purga. Las resinas son más

costosas que las anteriores, pero el proceso es más económico.

Membranas : ósmosis inversa

Electroionización

Ósmosis:

En la osmosis inversa se instala una bomba que obliga el pasaje de agua en el sentido contrario (de

derecha a izquierda) al de la ósmosis (de izquierda a derecha).

Nota: se pueden combinar métodos, por ejemplo, ósmosis inversa y resinas, obteniendo como

resultado aguas de muy alta calidad. El Bracho utiliza electroionización y ósmosis inversa.

Combinando tratamientos, se reducen costos, aunque la inversión inicial es más elevada.

Electroionización : no se utiliza bomba, sino una diferencia de potencial eléctrico.

107

Membranas semipermeables: unas permiten el paso de aniones y otras de cationes.

4. Eliminación de gases disueltos

Llevando el agua a la temperatura de ebullición. La forma más fácil de eliminar el oxígeno es

mediante desaireadores.

Esquema de un desaireador

108

Actualmente existen membranas para separar oxígeno, pero es una tecnología recién emergente.

5. Eliminación de metales disueltos

Resulta muy complicado eliminarlos, los tratamientos en general no contemplan este ítem, y en

caso de llevarse a cabo, es a cargo de empresas especializadas.

Los tratamientos externos (se realizan al agua) no son perfectos, por eso se realizan tratamientos

internos, adicionando productos dentro de la caldera. Todo tratamiento interno exige purga.

Existe una solución de compromiso entre los tratamientos externos e internos, que es la más

económica para una igual calidad.

Nota: si el espacio de la caldera que se destina a vapor es ocupado por espumas (concentración de

sales que aumentan la tensión superficial dificultando la salida de burbujas) el vapor de salida,

puede sacar agua con sales. Existen tablas de máxima tolerancia de concentración de sales

disueltas para garantizar la pureza del vapor (para el correcto funcionamiento de los equipos que

están “aguas abajo” de la caldera.

109