2. DESGASIFICADORES

2.1 Introducción

El desgasificador es un equipo que elimina el oxígeno y otros gases contenidos en el agua de alimentación de modo que se evite la corrosión de elementos y tramos que componen el circuito agua-vapor de la planta. En medio acuoso, el hierro se oxida a hidróxido ferroso por la acción del ión hidroxilo. Este, por acción de oxígeno en disolución pasa a hidróxido férrico (de color rojizo), que implica corrosión. A elevadas temperaturas el hidróxido ferroso se convierte a una capa densa de protección de color negro denominada magnetita, que protege el metal del agua y del oxígeno. Sin embargo, esta capa que va creciendo conforme a las horas de funcionamiento de la planta, puede provocar graves averías porque su apilamiento genera grietas en los tubos y conductos de los equipos, que se someten a altas temperaturas, motivadas por la escasa transferencia de calor y a otros fenómenos mecánicos como desgarramientos producidos por la consecuente dilatación térmica descontrolada. Debido a esto se requiere de una adecuada intervención que impida la presencia de O2 y otros gases en un medio acuoso como el que se trata en plantas con vapor como fluido caloportador.

En una planta de producción de vapor este equipo tiene las siguientes funciones:

Eliminación de gases:

Elimina, gracias al aumento de temperatura del agua, los gases disueltos que pueda contener. Aprovecha la solubilidad inversa de los gases, según la cual los gases son menos solubles en agua a alta temperatura.

Precalentamiento del agua:

Precalienta el agua con una nueva extracción de vapor de la turbina de baja presión, de manera que se consigue elevar la temperatura del agua mezclando ésta con vapor extraído de la turbina de baja presión. Incluso cuando la turbina no está en funcionamiento pero hay vapor en la línea de vapor sobrecalentado se adiciona una parte de él directamente al tanque, a través de unas boquillas situadas en la parte inferior de éste.

Acumulador de agua:

Acumular agua a alta temperatura para alimentar las bombas de alta presión, con las que se hace circular el agua condensada a través del tren de generación de vapor.

Evita cavitación:

Figura 2.1. Corrosión vista interior

Proporcionar la presión hidrostática necesaria (NPSH) para evitar el fenómeno de cavitación de las bombas de alimentación.La función de eliminar el oxígeno disuelto es de elevada importancia por ser causante de fenómenos de corrosión muy peligrosos conocidos como “pitting”. Por ello, la norma UNE 9-075 indica que el contenido de O2 disuelto en el agua ha de ser menor de 0,2 mg/L (ppm).

El fenómeno de corrosión conocido como “pitting” consiste en la reacción del oxígeno disuelto en el agua con los componentes metálicos de la caldera (en contacto con el agua), provocando su disolución o conversión en óxidos insolubles.

Las figuras 2.1 y 2.2 muestran los efectos del pitting en el interior de los tubos por los que circula agua/vapor insuficientemente desgasificada. Las condiciones de presión y temperatura que tiene el fluido propicia que las partículas de aire u otro gases no condensables vayan agrediendo la superficie de los tubos, de tal forma que aparecen microimpactos que se van sucediendo en el transcurso de la vida útil de los equipos.

Los resultados de este tipo de corrosión son tubérculos de color oscuro, los que se forman sobre la zona de corrosión, tal como se muestra en las figuras 2.1 y 2.2.

Dado que la corrosión por oxígeno se produce por la acción del oxígeno disuelto en el agua, esta puede producirse también cuando la caldera se encuentra fuera de servicio e ingresa aire (oxígeno).

La prevención de la corrosión por oxígeno se consigue mediante el control del oxígeno disuelto en el agua de alimentación, el cual se puede realizar de dos formas: mediante la adición química de secuestrantes como Hidracinas, Aminas o Sulfito Sódico, o mediante el sistema de calentamiento del agua de alimentación hasta una temperatura de 105 °C, temperatura en la que el agua no dispone de gases en disolución. Debido a la toxicidad de algunos compuestos empleados en la desgasificación química, se suelen usar desgasificadores térmicos.

Entre las ventajas principales de incluir este tipo de equipos en nuestra instalación tenemos:

Disponibilidad:

Se trata de un equipo que no requiere un mantenimiento constante, lo cual significa una mayor disponibilidad de la planta y una mayor rentabilidad.

Versatilidad:

Mediante pequeñas modificaciones en el sistema se puede proporcionar una correcta adaptación a todos tipos de plantas de energía (combustible fósil, nuclear, ciclo combinado, etc) y todas las condiciones de funcionamiento.

Ahorro económico:

La demanda de agentes químicos en caldera se reduce al realizar una desgasificación mecánica en lugar de una química.

Ahorro energético:

Al disolver menos productos químicos en el agua de alimentación, por tratar el agua con un desgasificador en lugar de hacerlo exclusivamente con agentes químicos, la purga y sangrados en caldera disminuirán. Con lo que el agua de reposición necesaria será menor y menos potencia calorífica necesitaremos para producir vapor.

Ahorro de combustible:

Figura 2.2 Corrosión vista interior

El vapor de escape de procesos, generador, bombas o posibles tanques de almacenamiento pueden convertirse en fuentes absorbidas por el desgasificador de cara a elevar la temperatura del agua de alimentación para una mejor eliminación de gases no condensables. Al elevar la temperatura del agua de alimentación esto a su vez repercute en la cantidad de combustible que se debe introducir en caldera para generar vapor posteriormente. Un aumento de 10ºC en la temperatura del agua puede suponer una reducción de 1% de combustible.

Fatiga térmica:

Ante un caudal de combustible más reducido, se producirán menos problemas por gradiente de temperaturas en el interior del hogar. Lo cual lleva arraigado un menor coste por mantenimiento.

Demanda de carga:

La disponibilidad de un tanque de almacenamiento en el equipo permite un mejor comportamiento en operación de caldera debido a la rápida respuesta del sistema ante variaciones de carga.

Como se puede deducir, la no presencia de este elemento en una planta de vapor resta complejidad a la instalación. Suponiendo un ahorro en costes de inversión, sobre todo, y de mantenimiento. Sin embargo, tal y como ya se ha dicho, la implantación de este elemento en el sistema puede traer consigo, además de la protección frente a corrosión del resto de elementos, importante ahorros anuales en cuestión de combustible, aditivos químicos, agua de reposición en purgas y mantenimiento por problemas a consecuencia de la corrosión como roturas y resquebrajamientos de tuberías y codos por los que circula el agua. Éstos últimos tienen un coste asociado que, no sólo se refiere al costo de reparación, sino también a los ingresos que se dejan de obtener por poner en paro la planta en su mantenimiento.

Los requisitos principales que debemos exigirle a este tipo de equipos para un uso adecuado y seguro serían los siguientes:

Robustez:

Están diseñados para ofrecer fiabilidad sostenida en un amplio margen de condiciones de funcionamiento, incluyendo condiciones extremas.

Seguridad y eficiencia:

Eficiencia optimizada debido a que la cantidad de vapor requerido para el venteo y calentamiento del agua de alimentación es relativamente pequeña. No existen riesgos elevados de que se torne flujo hacia la turbina y ofrece una buena desgasificación para gran parte del rango de carga.

Normas de calidad:

Existen normas de calidad para llevar un seguimiento estricto a la fabricación y uso de este tipo de equipos que garantiza el correcto empleo y funcionamiento en la instalación.

2.2 Principios físicos de la desgasificación

Tal y como se dijo con anterioridad, la existencia de gases no condensables en el agua de alimentación de un proceso que emplea un ciclo agua-vapor ha de combatirse mediante la desgasificación. Este proceso puede hacerse térmicamente, químicamente o una combinación de ambos métodos.

2.2.1 Desgasificación térmica

En este proceso, la desgasificación se consigue aportando energía térmica al agua de alimentación al generador de vapor.Se basa en tres principios fundamentales: la Ley de Henry, la Ley de Dalton y el concepto de solubilidad.

Ley de Henry: La concentración de un gas disuelto es proporcional a la presión del gas en la atmósfera en equilibrio con la solución.

P=HxDonde:-P es la presión parcial del gas [𝑎𝑡𝑚].-H es la constante de Henry, que depende de la naturaleza del gas, la temperatura y

el líquido atm /[ mol solutomol solucion ] X es la concentración del gas (solubilidad). Se mide en [ mol solutomol solucion ] Ley de Dalton: La presión total de mezcla de gases es igual a la suma de sus presiones parciales.

P=∑i=1

n

p i

Donde:

-P es la presión total del volumen de gases [𝑎𝑡𝑚].

-pi es la presión parcial del gas „i‟ dentro del volumen de control de gases [𝑎𝑡𝑚].

Solubilidad: La solubilidad de un gas en un líquido decrece con el aumento de temperatura:

La figura 2.3 muestra la evolución del O2 disuelto en el agua ante el incremento de temperatura. En la figura 2.3 se observa que a medida que la temperatura del agua aumenta el oxígeno disuelto disminuye. Igual ocurre con otros gases como el nitrógeno y el dióxido de carbono. Si el líquido se encuentra a su temperatura de saturación, la solubilidad de un gas en él es nula, aunque se le deberá proporcionar la agitación adecuada para asegurar la desgasificación completa. La temperatura que debe tener el agua será, como mínimo, lo suficientemente alta como para garantizar que la solubilidad de los gases entra dentro de lo aceptable, siendo en el mejor de los casos nula.

La tabla 2.1 muestra valores de la constante de Henry para diferentes temperaturas

para el 𝑂2 y para el 𝑁2 (H x 10-4), donde H viene expresada en atm . soluto gas / (moles soluto /moles solucion ).

Con la información mostrada en la tabla 2.1 se puede determinar que la relación de concentraciones O2/N2 es diferente en aire que en agua. En la atmósfera la relación es 21/79 mientras que el aire disuelto en agua tiene una concentración de 34/66, lo cual indica que el oxígeno en agua es más soluble. Esto sería otro modo de ver la necesidad de someter a un cierto calentamiento el agua ciclo de un proceso para eliminar el oxígeno disuelto.

Otra de las razones por la que se debe elevar la temperatura del agua de alimentación es para evitar someter a excesiva fatiga térmica los tubos de la caldera. Cuando más fría entre el agua de alimentación al economizador más gradiente térmico habrá y más posibilidades de tener problemas mecánicos.

Con lo que aplicando los tres enunciados previos, para un correcto tratamiento del agua de ciclo, debemos limitar el grado de gases disueltos trabajando a alta temperatura. Esto permitirá alargar el funcionamiento y la vida útil de los equipos que conforman el ciclo.

2.2.2 Desgasificación química

Su función es la de eliminar químicamente el residual de oxígeno disuelto en el agua de alimentación. Su uso, al igual que la desgasificación térmica, trata de evitar la corrosión por oxígeno en forma de “pitting” en zonas como la caldera y en el sistema de agua de alimentación.

A modo introductorio, existen diferentes productos químicos encargados de combatir el gas disuelto en el agua de alimentación.

Eliminadores de O2: Sulfitos, hidracina, carbohidracina, DEHA, etc.

Eliminadores de CO2: se emplean aminas neutralizantes. Morfolina, ciclohexilamina, DEAE, control de PH,…

Eliminadores de incrustaciones: tratan de controlar los depósitos. Fosfatos, fosfonatos, dispersantes, …

La desgasificación química se basa en la mezcla del oxígeno con ciertas sustancias químicas que reaccionan con el mismo. En esta reacción se atrapan las partículas de O2 e impiden su presencia como agente libre al verse formando nuevas moléculas químicas con su reactante que no son perjudiciales para los equipos que conforman la planta. Una de las sustancias utilizadas con mayor frecuencia para la

desgasificación química es el sulfito de sodio. Su funcionamiento como agente desgasificador se basa en la facilidad para reaccionar con el O2, produciendo sulfato de sodio, el cual no provoca corrosión en la instalación de vapor.

Na2SO3+12O2→Na2SO 4

Otra forma de eliminar gases, en este caso CO2, sería mediante el control de PH. La formación de CO2 proviene de las descomposiciones de bicarbonatos y otros carbonatos en zonas de alta temperatura como es el caso de la caldera. Este CO2 acaba reaccionado con el agua para formar ácido carbónico (H2CO3) al condensar. El ácido carbónico disminuye el pH y genera corrosión, especialmente en la línea de condensado.

2(𝐻𝐶𝑂)− → (𝐶𝑂3)−2 + 𝐶𝑂2 + 𝐻2𝑂(𝐶𝑂3)−2 + 𝐻2𝑂 → 2𝑂𝐻 + 𝐶𝑂2𝐶𝑂2 + 𝐻2𝑂 → 𝐻2𝐶𝑂3Para controlar esta disminución de pH se añade aminas neutralizantes que se encargan de reaccionar con el ácido carbónico y otros ácidos para formar sales al poseer pares de electrones libres que pueden interaccionar con el hidrógeno potronado de estos ácidos. Estas sales no resultan potencialmente corrosivas a diferencia de los ácidos de los cuales provienen.

2.3 Clasificación de los desgasificadores

Entre los tipos de desgasificación podemos encontrar la desgasificación por vacío, la desgasificación química y la desgasificación térmica. La desgasificación química se lleva a cabo mediantes agentes químicos añadidos al agua de alimentación en algún punto del proceso. La desgasificación térmica por su parte la realizan desgasificadores atmosféricos o presurizados como puedan ser el tipo pulverizador (spray) o de bandejas (tray). También hacen esta función los desgasificadores de vacío que por su modo de actuar suelen emplearse en relativamente pequeñas plantas de procesos dado a los limitados rangos de presión en los que trabaja.

Atendiendo a un criterio u otro, podemos elaborar una clasificación de desgasificadores según el método de desgasificación que emplean, su aplicación y la eficiencia máxima de eliminación de O2 del agua que tratan.

Según método de desgasificación: Vacío Químico Térmico Desgasificador presurizado

Desgasificador atmosférico

Según su aplicación Desgasificador por vacíoPlantas de Elaboración de productos Desgasificador atmosférico Desgasificador químico

Plantas de potencia Desgasificador presurizado Desgasificador Termoquímico

Según eficacia máxima de reducción de O2:

a) Desgasificador químico: ∼ 0 ppbb) Desgasificador presurizado: 2 ppbc) Desgasificador por vacío: 65 ppbd) Desgasificador atmósferico: 5000 ppb

2.3.1 Desgasificadores químicos

En la desgasificación química el proceso de adición de agentes químicos se realiza a través de depósitos llenos con la sustancia desgasificadora correspondiente conectados a la red de agua de ciclo de la planta. Uno o varios compuestos químicos se encargan de eliminar el oxígeno disuelto en el agua de alimentación. Su continuo uso conlleva un costo adicional de eliminación de purgas para prevenir posibles deposiciones de sales y otras partículas. Cumplen la misma función que un desgasificador térmico, solo cambia la forma.

Este tipo de desgasificadores son, en esencia, un depósito en el que un equipo de bombeo inyecta en algún punto de la red de condensado (ver figura 2.10) el nivel adecuado de agentes químicos para el proceso de desgasificación del agua. En la figura 2.8 puede observarse un ejemplo de estos equipos. Las entradas principales son los puntos 3 y 4, mientras que las salidas son el 1, 5 y 6. La corriente (1) es la salida d sustancia del depósito hacia el grupo de bombeo. La corriente (2) es el flujo de líquido bombeado hacia algún punto de la instalación donde es inyectada la solución para el proceso de tratamiento de agua. La toma (3) es el punto por donde el depósito de almacenamiento es recargado de la sustancia desgasificadora correspondiente. La (4) es la toma de agua para generar la disolución. Mientras que los puntos (5) y (6) son de rebose y vaciado respectivamente.

Los componentes básicos de este desgasificador pueden verse en la figura 2.9. Se nombran a continuación:

1. Agua de aportación.2. Carga de agente químico.3. Descarga válvula de seguridad.4. Aspiración de bombas.5. Indicador de nivel.6. Grupo de bombeo a ciclo.7. Rebose.8. Tubería de transporte de solución hacia agua de ciclo.9. Vaciado del depósito.

En medio acuoso, el hierro se oxida a hidróxido ferroso por la acción del ión hidroxilo. Este, por acción de oxígeno en disolución pasa a hidróxido férrico (de color rojizo), que implica corrosión. A elevadas temperaturas el hidróxido ferroso se convierte a una capa densa de protección de color negro denominada magnetita, que protege el metal del agua y del oxígeno. Pero a temperaturas relativamente bajas el hidróxido férrico crea complicaciones operacionales cuyas consecuencias pueden provocar costes por indisponibilidades en la planta como ya se ha comentado anteriormente.

Existen diferentes productos encargados de eliminar los gases disueltos en el agua de alimentación. A continuación se analiza la eliminación de O2, de CO2 y de incrustaciones.

a) Eliminadores de O2

Sulfitos:

Reacciona con el oxígeno formando sulfato sódico. Debe dosificarse en continuo en el agua de alimentación de la caldera (depósito del desgasificador), controlando la

existencia de residuales para eliminar el oxígeno. La formación de sulfato sódico aumenta sólidos disueltos y a presiones altas (>50 bar) se descompone en dióxido de azufre.La velocidad de reacción entre sulfito sódico y oxígeno es rápida. Sin embargo a temperaturas bajas es necesario utilizar trazas de sulfato de cobalto para acelerar la reacción (catalizador). Para presiones mayores a 80 psi (5,52 bar) no es recomendable el sulfito sódico. El sulfito sódico catalizado (con sulfato de cobalto) reacciona mucho más rápido que el no catalizado y es recomendable dosificarlo por separado en el depósito del desgasificador. La proporción estequiométrica a añadir es de 7,88 ppm de sulfito sódico por cada 1 ppm de oxígeno, pero se recomienda el empleo de una 10:1.

Hidracina:

Sustituyó al sulfito en sistemas de alta presión. La ventaja principal es que no incrementa sólidos en la caldera, pero tiene el problema que está en la lista de productos cancerígenos y como tal requiere de una manipulación especial. Actualmente el uso se circunscribe a los grandes sistemas de generación de vapor (centrales eléctricas). La hidracina (al 35%) se alimenta directamente al agua de alimentación a razón de 0,05÷0,10 ppm. A temperaturas inferiores a 150ºC la reacción es muy lenta, el uso de hidroquinona como catalizador aumenta la velocidad de la reacción 10÷100 veces. A temperaturas superiores a 400ºC la hidracina se comienza a descomponer en amoníaco, que es corrosivo para el cobre y otras aleaciones.

Carbohidracina:

Es el sustituto de la hidracina y actúa igual que ésta pero no tiene los peligros relativos a la misma. Al igual que la hidracina, no aumenta los sólidos en la caldera. Pero tiene el inconveniente que la reacción con el oxígeno genera 0,7 ppm de dióxido de carbono por cada ppm de oxígeno, lo cual se debe tener en cuenta en el cálculo de necesidades de amina.

Ácido eritórbico:

Es un ácido orgánico, isómero de la Vitamin C. Por esto es reconocido por la FDA como un producto GRAS para aplicaciones donde el vapor está en contacto con alimentos. La solución al 10% de ácido eritórbico tiene un pH de 2,1. El producto se formula a pH 5,5 con aminas neutralizantes o amoníaco. Se cataliza con sulfato de cobre (1:50).

b) Eliminadores de CO2 El dióxido de carbono disuelto en el agua (sobre todo si no hay una adecuada desgasificación o bien el agua es sólo descalcificada, por lo que conserva la alcalinidad dando lugar en la caldera a la descomposición de carbonatos y bicarbonatos en dióxido de carbono) pasa al vapor y al condensar pasa a ácido carbónico dando lugar a corrosión ácida de las líneas de retorno, contaminando el

condensado con hierro disuelto. Por ello es necesario añadir una amina neutralizante para mantener un pH=8,3÷8,5 mínimo. A una dosis de 2÷3 ppm de producto debería bastar la cantidad de amina neutralizante añadida.

Su función es la eliminación química del dióxido de carbono en el agua de alimentación tras la desgasificación mecánica o por descomposición de carbonatos y bicarbonatos. Su uso evita la corrosión ácida por bajo pH en líneas de condensados.

La Amina neutralizante forma sales al reaccionar con el ácido carbónico procedente del dióxido de carbono del vapor. La Amina Neutralizante también eleva el pH del condensado por formación de hidroxilos. Un desgasificador térmico debe crear el stripping (fenómeno el que se produce intercambio de compuestos entre la fase líquida y la fase gas) de las sales y permite la regeneración de la amina.

c) Eliminadores de incrustaciones:

La principal función de los antiincrustantes es la precipitación química y quelación de iones, inhibición y/o dispersión para evitar la formación de incrustaciones procedentes de las sales disueltas en el agua de calderas. Su uso evita incrustaciones, pérdida de eficiencia energética, etc. No son agentes desgasificadores como tal, pero pueden incluirse en la participación de eliminación de gases disueltos por la capacidad que tienen de preparar el consensado para el tratamiento de desgasificación posterior. Losvprincipales productos utilizados son fosfatos, quelantes, fosfonatos y dispersantes.

2.4 Desgasificadores térmicos

La desgasificación térmica se basa en el fenómeno físico por el que la solubilidad de un gas disuelto en agua (que no haya reaccionado químicamente con él) disminuye al aumentar la temperatura del agua, de manera que, tiende a anularse cuando se alcanza la temperatura de saturación correspondiente a la presión existente. Eso quiere decir que, a medida que vamos calentando el agua en el desgasificador se irán desprendiendo los gases disueltos, de manera que se habrán eliminado la práctica totalidad al alcanzar la temperatura de saturación a la presión de servicio.

Con la desgasificación térmica se alcanzan valores normales de residuos de O2 por debajo de 0,007 ppm y de 2 ppm para el caso de CO2.

Los tipos de desgasificador que manejan el método térmico como eliminación de O2 son el atmosférico y el presurizado. Aunque el grado de eliminación es bastante mayor en los presurizados.

Los desgasificadores térmicos son empleados en el rango completo de instalaciones de vapor.

2.4.1 Desgasificadores presurizados

El grado de desgasificación logrado por los desgasificadores atmosféricos resulta insuficiente. Como evolución surgen los desgasificadores presurizados. La idea de obtener un agua con menor concentración de gases disueltos mediante una subida de temperatura se mantiene pero el grado de eliminación puede ser hasta 90 veces mayor. La adición de un agente químico (como es el sulfito sódico e hidracinas) permite eliminar el oxígeno y prevenir de corrosión en alto grado. Este es un tratamiento común en plantas con generadores de vapor en algunas zonas de Europa (como Reino Unido y Alemania). Sin embargo existen plantas que, en función de su tamaño, aplicaciones u otros criterios, necesitan reducir las concentraciones de elementos químicos en sus aguas de ciclo. Para plantas que precisan reducirlos es normal emplear desgasificadores a presión o por vacío, siendo los primeros de mayor capacidad de eliminación de gases.

Este dispositivo consiste en un depósito a presión en el cual se mezcla agua y vapor a velocidades controladas. Cuando esto ocurre, la temperatura del agua se eleva y todos los gases contenidos no condensables son liberados y extraídos de manera que el agua que salga pueda ser considerada como no corrosiva en vistas a un contenido de oxígeno o anhídrido carbónico mínimo.

Un desgasificador térmico está implementado en el sistema de una planta de vapor para proteger las bombas de alimentación, tuberías, calderas y cualquier elemento de la instalación que esté en el lazo de alimentación (o retorno) de los efectos producidos por los gases responsables de la corrosión. Esto se realiza mediante la reducción en el contenido de gases no condensables, mayoritariamente oxígeno y anhídrido carbónico, hasta un nivel en que ya no pueden ser considerados como agentes activos de corrosión.El agua en contacto con el aire puede alcanzar un estado de saturación con el oxígeno, donde la concentración variará con la temperatura: a mayor temperatura, menor contenido de oxígeno.

Por otro lado, una transferencia de calor mayor permite una respuesta más rápida a las variaciones de temperatura. Esto se consigue bien sea aumentando la superficie de transferencia o bien incrementado la superficie específica del fluido (relación superficie-volumen). A medida que aumenta la superficie específica, las partículas de condensado, tendrán un menor tamaño. La forma de hacer partículas de agua más pequeñas es mediante pulverización. La línea de condensado que entra en un desgasificador es llevada hacia unas boquillas que pulverizan el agua en pequeñas gotas que se esparcen en un espacio donde adquirirán temperatura. Por otro lado, un aumento de la superficie de contacto también ayuda a aumentar la transferencia de calor. Esto se puede conseguir mediante bandejas que aumentan el tiempo de residencia del fluido en contacto con una superficie caliente.

En este apartado veremos los elementos principales y funcionamiento de desgasificadores presurizados, las variables que debemos controlar y las formas de regulación de las mismas, parámetros típicos de operación, requisitos mínimos de los desgasificadores presurizados y las clases que hay dentro de esta tipología.

2.4.a Elementos y funcionamiento

Basándonos en la figura 2.18 podemos distinguir las entradas (marcadas en rojo) y las salidas (marcadas en azul) del sistema:

1. Agua de reposición y condensado retornado del ciclo2. Vapor3. Gases ventilados4. Condensado tratado (agua de alimentación del ciclo)

También basándonos en esta misma figura (2.18) podemos apreciar los elementos principales de los que consta un desgasificador presurizado:

5. Cabeza de desgasificación6. Tanque de almacenamiento7. Sistema de control de presión de vapor8. Sistema de control de nivel de condensado9. Distribuidor de condensado10. Indicador de nivel del tanque de almacenamiento

El primer paso en el tratamiento del agua de alimentación es calentar el agua para eliminar el oxígeno. Normalmente un tanque de almacenamiento debe operar alrededor de los 85-90 ºC, permitiendo un contenido en oxígeno en torno a 2 mg/l (ppm). Operar a mayores temperaturas a las mencionadas, a presión atmosférica,

puede resultar complicado debido a que nos encontramos a temperaturas cercanas a la de saturación y puede conllevar a la cavitación de las bombas de alimentación, a no ser que el tanque esté situado en niveles muy elevados sobre las bombas.

Este tipo de desgasificador (ver figura 2.18) consta de torre de desgasificación (Dome), en la zona superior, unida al tanque de almacenamiento (Vessel). Como accesorios también pueden verse la válvula de control de vapor, válvula de control de condensado de retorno, conducto de ventilación de gases, medidor de nivel de agua en el tanque y drenaje a bombas de alimentación a caldera. El condensado retornado y el agua de reposición ingresa en la torre a través de un distribuidor en el que, bien sea tipo spray o tipo bandeja (tray), el agua a la entrada del desgasificador es calentada hasta el punto de saturación mediante la creación de una atmósfera de vapor que es la encargada de elevar la temperatura de esta agua.

Esto se consigue en la cabeza del desgasificador mediante la partición en pequeñas gotas de líquido que son sometidas a una atmósfera de vapor. Esto se hace para conseguir un ratio alto de superficie/volumen que permite una rápida transferencia de calor, con el consecuente aumento de temperatura hasta alcanzar la saturación. Esto libera los gases disueltos, que luego son llevados junto con el exceso de vapor para ser ventilado a la atmósfera. La mezcla de gases y vapor quedan en una temperatura menor que la de saturación y el venteo operará termostáticamente. Un manto de vapor se crea sobre el almacenamiento de agua y evitan una reabsorción de los gases.

El agua desaireada cae luego al estanque de almacenamiento, donde el flujo de vapor ascendente previene de re-contaminación.

La salida del agua de alimentación del proceso, ya desgasificada, se produce por la zona inferior del equipo.

Los gases incondensables (mayoritariamente aire y CO2) son evacuados del equipo mediante un orificio situado en la zona superior (Air Vent). Este orificio de venteo debe estar correctamente diseñado de tal forma que permita mantener la correcta presión de trabajo del desgasificador.

2.4.b Parámetros de control y operación

Existen diferentes sistemas reguladores en este tipo de equipos entre los que podemos diferenciar:

Control de agua:

Se encargan de mantener el nivel de agua en la zona de almacenamiento del desgasificador. Además se requiere de un módulo de control que proporcione condiciones operativas estables debido a que una repentina irrupción de agua relativamente fría puede dañar el controlador de presión.

Este control también debe tener la capacidad de responder rápidamente ante cambios de demanda. (en la Figura 2.18 viene denominado como, level gauge‟).

Control de vapor:

Una válvula control se encarga de regular el suministro de vapor. Esta válvula es modulada a través de un controlador de presión dentro del tanque. El control de la presión exacta es muy importante ya que es la base para el control de la temperatura en el desgasificador, de modo que para una rápida acción, se empleará una válvula de control de accionamiento neumático.

La inyección de vapor puede producirse en la base de la cabeza, donde puede llegar como flujo a contracorriente o flujo cruzado. El objetivo prioritario es favorecer la máxima agitación y contacto entre los flujos de vapor y agua para elevar la temperatura de ésta última. En el caso de la Figura 2.18 la inyección se efectúa en la base de la torre de desaireación (Dome) cuyo control es efectuado mediante el „Steam pressure control system‟.

El vapor es inyectado a través de un difusor que proporciona una buena distribución de vapor en el interior de la torre. Este vapor sirve, además, como:

Medio de transporte que guía a los gases incondensables por el orificio de venteo.

Capa de vapor depositada sobre el almacenamiento de agua que impide reabsorción de gases.

Parámetros de operación típicos:

La presión de trabajo será aproximadamente unos 0,2 bar (3 psi), que da una temperatura de saturación de 105ºC.

El tanque albergará una cantidad de agua almacenada tal que suministre a la caldera, en régimen de plena carga, un periodo de tiempo de entre 10 y 20 minutos.

La presión de suministro de agua al desgasificador debe ser de, al menos, 2 bar para asegurar una buena distribución en la boquilla.

Esto implica que o bien se realiza una contrapresión de la red de vapor o bien se necesita bombear condensado de retorno.

La presión de vapor de suministro en la válvula de control oscilará en un rango de entre 5 y 10 bar.

La máxima relación de reducción será aproximadamente 5:1.

En caudales cuya presión sea reducida más de lo permitido, puede darse la circunstancia de que sea insuficiente para una buena pulverización en los distribuidores (ya sea de boquillas o sprays).

Esto se puede vencer teniendo más de una torre de desgasificación en la unidad. Donde la capacidad total de las torres podría ser igual a la de la caldera, en la que una o varias torres pueden ser paradas en periodos de demanda baja.

En el arranque puede requerirse un calentamiento en la zona de almacenamiento del tanque. Esto se consigue mediante bobinado eléctrico o por inyección directa.

Sin embargo, el tipo de plantas que más presumiblemente son equipadas con desgasificadores a presión serán las de operación continua y en las que operador considere que el bajo funcionamiento durante el ocasional arranque en frío sea aceptable.