IntroducciónUna caldera es un intercambiador

de calor en el que la energía se

aporta generalmente por un

proceso de combustión, o

también por el calor contenido en

un gas que circula a través de ella.

En ambos casos, el calor

aportado se transmite a un fluído,

que se vaporiza o no, y se

transporta a un consumidor, en el

que se cede esa energía.

Se prescindirá de las calderas

eléctricas, en las que la energía

se aporta mediante medios

eléctricos, debido a su baja

• Clasificación de las calderas por su aplicación

• Clasificación de las calderas por su diseño

• Últimos avances tecnológicos en las calderas

incidencia actual en instalaciones de tipo industrial.Para facilitar la identificación de los diferentes

tipos de calderas, se procederá a clasificarlas por sus características más peculiares.

CCCCClasificación de las calderas por su aplicación

Teniendo en cuenta su aplicación, las calderas se clasifican en los siguientes grupos esenciales:

• Para usos domésticos

• Para generación de energía en plantas termoeléctricas

• Para plantas de cogeneración

• Para aplicaciones marinas en barcos

• Para generación de energía en plantas terrestres

Sus características particulares en cada uno de estos grupos, son las siguientes:

••••• Calderas para usos domésticos:

Se utilizan para la calefacción doméstica, bien

individual, o comunitaria de pequeño tamaño.

Son de pequeñas potencias, y no se consideran

dentro de la presente descripción.

••••• Calderas de generación de energía para

plantas termoeléctricas:

Se utilizan para la generación de vapor

sobrecalentado a altas presiones, como fluído

motriz de grupos turboalternadores, para generar

energía eléctrica.

Son de grandes potencias, y tampoco se van a

considerar dentro del objetivo de la presente

descripción.

••••• Calderas para plantas de cogeneración:

Utilizan los gases calientes del escape de turbinas

de gas, o de motores de explosión para que,

circulando a través de ellas, cedan su calor para

generar un fluído térmico que se transporta hasta

un consumidor, donde cede su energía, que como

el caso anterior puede ser vapor sobrecalentado.

Son calderas llamadas de recuperación,

generalmente de grandes potencias .

••••• Calderas para aplicaciones marinas en barcos:

Se instalan en los barcos como generadores de

su vapor motriz.

La presente descripción se ocupa solo de las

calderas terrestres, pero, es evidente, que, las

calderas marinas no difieren sensiblemente de las

terrestres, si bien, se instalan hoy día en barcos

en muy pocas ocasiones.

••••• Calderas para generación de energía en

plantas industriales:

Generan energía para consumo interior propio de

una fábrica. Su instalación es estática y

evidentemente terrestre y sus aplicaciones

especificas son, fundamentalmente, las

siguientes:

- Generación de vapor, para aplicaciones

directas en procesos de producción. (Fig. 1)

En algunas aplicaciones puntuales, el

vapor generado a alta presión es

sobrecalentado y primeramente se le

utiliza para producir energía eléctrica

propia accionando un grupo

turboalternador y utilizando el vapor de

contrapresión a su salida para las

aplicaciones directas en los procesos de

producción. (Fig. 2).

- Generación de agua sobrecalentada para

calefacción industrial de sus propias naves

y para aplicaciones directas en procesos de

producción (Fig. 3).

1. Depósito nodriza de fuel-oil2. Caldera de vapor3. Economizador gases de combustión4. Depósito de almacenamiento agua alimentación calderas5. Desgasificador térmico agua alimentación calderas6. Cambiador térmico de placas para recuperación del calor de purga

7. Depósito recuperador de purga continua decalderas

8. Depósito de almacenamiento agua tratada9. Cambiadores tratamiento de agua10. Depósito almacenamiento salmuera12. Depósito almacenamiento ácido

Fig. 1: Esquema de principio de una central de generación de vapor saturado

Fig. 2: Esquema de principio de una central de generación de energía

eléctrica con vapor a contrapresión para el proceso

1. Caldera de agua sobrecalentada2. Equipo doble de combustión3. Bombas red a consumidores4. Bomba circulación a.c.s. calderas5. Evacuación gases combustión

6. Depósito expansión nitrógeno7. Depósito alimentación8. Bomba alimentación9. Equipo de preparación de

combustible

Fig.3: Esquema de principio de una central de generación de agua sobrecalentada

La presente descripción se referirá exclusivamente a estas calderas para generación de energía en

plantas industriales de mediana potencia, sin generación de energía eléctrica para consumo propio.

CCCCClasificación de las calderas por su diseño

Teniendo en cuenta el diseño, las calderas para generación en plantas industriales, se clasifican en dos

grandes grupos

••••• Pirotubulares, o de tubos de humos.

••••• Acuotubulares, o de tubos de agua.

Calderas pirotubulares, o de tubos de humo.

Fig. 5: Calderas pirotubulares de tres pasos, con uno y dos hogares ondulados (sección longitudinal).

Se caracterizan porque la llama de la combustión

se forma dentro de cada hogar cilíndrico de la

caldera, pasando los humos generados por el

interior de los tubos de los pasos siguientes

(normalmente dos), para ser conducidos a la

chimenea de evacuación. De ello, su otro nombre

de calderas de tubos de humo.

En estas calderas, tanto los hogares, como los

tubos de humo, están en el interior de la virola, y

completamente rodeados de agua. De ello, su otro

nombre, poco usual, de calderas de hogar interior.

Para generar vapor, se regula el nivel medio del

agua en su interior, de forma que varíe dentro de

una banda prevista, sirviendo su cámara superior

de separador del vapor generado, desde donde

sale al consumo por la tubuladura de salida.

Para generar agua sobrecalentada, la caldera está

completamente inundada, siendo iguales los

conductos de entrada y salida de agua.

Las calderas para generar fluído térmico, son

similares a las de generación de agua

sobrecalentada, pero más simples en su

construcción. Tienen escasa demanda, por lo que

se excluyen de la presente descripción.

Para la selección de compra de las calderas

pirotubulares, se deberá tener en cuenta el

estricto cumplimiento de las siguientes

características esenciales:

– Que los hogares interiores, en los que se

forma la llama sean ondulados en toda su

longitud. Esta ondulación refuerza de

manera importante estos tubos de hogar,

y permite su imprescindible dilatación,

que es diferente que la del resto de la

caldera (Fig. 5)

– Que tenga tres pasos de humos, el primero

a través de los hogares, y los restantes a

través de los tubos de humo (Fig. 5).

Lascalderas que se fabrican con dos

pasos, el del hogar y, solamente uno, a

través de los tubos de humo, tienen el

rendimiento más bajo, y envejecen más

rápido por estar sometidas a una mayor

carga térmica.

– Que tengan dos hogares (un quemador

en cada hogar) a partir de una

determinada potencia, normalmente, de 20

t/h de vapor en adelante, para no producir

cargas térmicas elevadas, que originen un

envejecimiento prematuro de la caldera

(Fig. 5)

– Que no tengan cierres de estanqueidad de

gran tamaño en la cámara de agua, ya que

provocan frecuentes fugas, difíciles de

reparar, y de mantenimiento muy

complicado.

Fig.6: Caldera acuotubular para generación de

agua sobrecalentada (sección transversal)

Se caracterizan porque la llama de los

quemadores se forma dentro de un recinto

formado por paredes tubulares en todo su

entorno, que configuran la llamada cámara de

combustión, pasando los humos generados por

el interior de los pasos siguientes, cuyos

sucesivos recintos están también formados por

paredes tubulares en su mayoría.

La cualidad que diferencia a estas calderas es,

que todos los tubos que integran su cuerpo, están

llenos de agua o, al menos, llenos de mezcla agua-

vapor en los tubos hervidores, en los que se

transforma parte de agua en vapor cuando

generan vapor como fluído final de consumo.

Estas calderas pueden generar indistintamente,

vapor, o agua sobrecalentada (Fig. 6 y 7)

Calderas acuotubulares, o de tubos de agua

Fig.7: Caldera acuotubular para generación de vapor (sección transversal)

Cuando se destinan a la generación de vapor

disponen de un calderín superior y, normalmente,

de otro inferior. El calderin superior trabaja

como separador del vapor generado y el inferior,

cuando existe, como distribuidor del agua a través

de los tubos hervidores. También disponen de un

paquete tubular de precalentamiento del agua de

alimentación, llamado genéricamente

economizador, que se puede instalar fuera del

cuerpo de caldera en calderas de mediana

potencia, o dentro de éste en calderas de gran

potencia. En estas calderas el flujo por los tubos

hervidores se realiza mediante circulación natural

(Fig. 7)

En las calderas de mediana potencia es opcional

la previsión de un sobrecalentador del vapor

generado; en las calderas de gran potencia,

siempre se prevé este sobrecalentador.

Cuando las calderas se destinan a la generación

de agua sobrecalentada no disponen de

calderines, o la distribución de agua a los tubos

de las paredes se realiza por medio de colectores

(Fig. 8 y 9)

Fig.8: Esquema de flujo de una caldera de

generación de agua sobrecalentada

Fig.9: Secciones de una caldera de generación de agua sobrecalentada

En las calderas acuotubulares la circulación del

agua por su interior es forzada por medio de las

bombas de circulación.

En las calderas de generación de vapor se regula

el nivel medio de agua en el calderín superior, de

forma que varíe dentro de una banda prevista,

sirviendo la cámara superior de separador del

vapor generado, desde donde sale al consumo

por la tubuladura de salida. (Fig. 7)

Para la selección de compra de estas calderas

acuatubulares, se deberá tener en cuenta el

estricto cumplimiento de las siguientes

características esenciales:

– Que el cuerpo externo y los recintos

interiores, salvo en sus caminos de

circulación de los humos, sean

completamente estancos, para que la

combustión se efectúe a sobrepresión

(presurizada).

– Que el cuerpo sea completamente

autoportante, es decir, que no se precisen

estructuras adicionales para la estabilidad

del cuerpo de caldera.

ÚÚÚÚÚltimos avances tecnológicos en las calderas

En el campo tecnológico del diseño mecánico de las calderas que se están tratando, no cabe mencionar

avances que puedan considerarse importantes. Es un equipo sobradamente experimentado en sus

aspectos esenciales, como son:

••••• Materiales

••••• Circulación interna de fluídos

••••• Equipamientos auxiliares

Donde hay sensibles diferencias en el producto final, es en la calidad de la ejecución, cuya banda de

aplicación varía sensiblemente entre cubrir estrictamente los mínimos exigidos por las normas y

reglamentos, o marcarse como objetivo la fabricación de un producto que esté bien construido, sea

fiable y, por añadidura, duradero. Una caldera construida con estas últimas premisas podrá mantenerse

en servicio fácilmente mas de 25 años. Otra, diseñada con los anteriores mínimos de calidad, durará

escasamente ocho o diez años, a costa de un mantenimiento penoso para el usuario y un sin fin de

averías continuas.

Es aconsejable para los futuros usuarios de calderas que tengan muy en cuenta que un ahorro en la

inversión de compra inicial, representará en la inmensa mayoría de los casos un gasto posterior, muy

superior, en reparaciones y amortizaciones.

El campo en el que se han producido avances tecnológicos importantes es en los sistemas de telegestión,

con utilización de apoyos informáticos, para la regulación y optimización del funcionamiento de las

calderas (Un ejemplo típico se refleja en las Fig. 10 y 11)

Fig.10:Esquema típico de un sistema

de telegestión, para una

central térmica industrial

Fig.11: Puesto central de control de una caldera térmica industrial, con sistema de telegestión

La telegestión, aplicada a las salas de calderas, se puede definir como el modo de aprovechar y desarrollar

la posibilidad de adquirir información, transmitirla y tratarla con toda la rapidez, fiabilidad e inteligencia

necesarias.

Estas funciones se pueden clasificar en tres fases:

••••• Adquisición de datos

••••• Transmisión de las informaciones

••••• Tratamiento de la información

Para obtener los datos en la primera fase del

proceso. se utilizan los captadores que

constituyen los órganos sensoriales del sistema.

Estos captadores pueden, bien detectar un estado,

bien efectuar una medición, o incluso realizar un

recuento.

••••• Detección de un estado

Se trata de captadores muy sencillos que

transmiten una información del tipo 0-1, todo

o nada. Generalmente concerniente a la

marcha o parada de bombas y también son

corrientemente utilizados para transmitir

alarmas.

••••• Realización de una medición

Las medidas más frecuentes utilizadas son

de temperaturas interiores de locales,

exteriores, temperaturas de salida y de

retorno de agua, temperatura de humos, etc.

También se puede efectuar otras

mediciones: medición del porcentaje de CO2

en los humos, del caudal de extracción de

aire de una ventilación, del estado

higrométrico en un recinto, etc.

••••• Realización de un recuento

Se puede contar la energía calorífica

consumida, los grados-día unificados (según

la evolución de las condiciones climáticas),

el tiempo de funcionamiento de una

máquina, un caudal, etc.

Primera función: adquisición de datos

En la segunda fase del proceso, las informaciones

son emitidas por la unidad local, llamada todavía

puesto secundario.

Se ofrece dos posibilidades:

– Si la unidad local tiene la función de

transmisor se envía, generalmente, por

medio de la red telefónica, todas las

informaciones procedentes del conjunto de

salas de calderas.

– También se puede hacer, opcionalmente, que

esta unidad local también se conciba con

inteligencia importante, con el fin de que ella

misma pueda tratar un cierto número de

informaciones, es decir, comportarse de

manera autónoma.

Por ejemplo, en épocas intermedias y por la

recepción de la información de un captador,

ella misma puede decidir la parada

momentánea de una función sin transmitir

la información al puesto central.

En esta elección opcional, se deciden en que

cuantía es necesario transmitir las

informaciones al ordenador central, siendo

a su cargo interpretarlas y tratarlas, o por el

contrario tratarlas localmente y hacerle llegar

solo las alarmas e informaciones generales

referentes a la gestión de la energía.

Hay que hacer notar que esta segunda alternativa

conlleva una multiplicación de los

microprocesadores y, en consecuencia, una cierta

elevación de los costes de inversión; pero

presenta innegablemente ventajas substanciales

a nivel de explotación.

Segunda función; transmisión de las informaciones

Tercera función: tratamiento de la informaciónLas informaciones se descifran antes de ser

tratadas. Esto último es extremadamente variado

y depende de la programación hecha con

anterioridad.

Pueden distinguirse dos tipos de tratamiento que

son distintos en su propia esencia: un tratamiento

activo y un tratamiento de análisis.

– El tratamiento activo consiste en un cálculo

o comparación de datos que comporta una

acción directa: una alarma o un

accionamiento. Por ejemplo, la información

de una temperatura inferior demasiado baja

y de una parada de los quemadores

ocasionará una alarma y la llamada

automática al personal de servicio.

– El tratamiento de análisis es la razón misma

de la unidad o puesto central.

Los datos estudiados no conllevan una

acción directa, sino que son analizados con

vista a una futura elección.

Por ejemplo, el cálculo del rendimiento -día

a día- de la sala de calderas y enviar personal

al lugar respectivo para realizar una

inspección y una acción, pudiendo consistir

ésta última, bien en una regulación a causa

de una desviación, o bien en la sustitución

de un órgano defectuoso

Este tratamiento de análisis puede contener,

también, toda la gestión de los fluídos

(seguida de los consumos) que pueden

terminar en una verdadera contabilidad

analítica.

Los equipos esenciales típicos de un sistema de telegestión, son los siguientes (Fig. 12)

Fig.12: Sistema de telegestión instalado para la central industrial de la Fig.11

Unidad central y periféricos••••• Ordenador con memoria suficiente RAM, y lectoras de minidisquete

Monitor de alta resolución

Teclado

••••• Impresora bidireccional

Subestaciones (por unidad)Subestación modular con los siguientes elementos:

••••• Modulo de alimentación

••••• Modulo microprocesador con memorias EPROM y RAM de capacidad adecuada.

••••• Tarjeta INTERRUPT

••••• Tarjeta INTERFACE

••••• Tarjetas de entradas digitales

••••• Tarjetas de salidas digitales

••••• Tarjetas de entradas analógicas

••••• Tarjetas de entradas por impulso

Es evidente que un objeto esencial de los sistemas de telegestión es la optimización en el funcionamiento

de las calderas. Para este fin, un elemento que se puede incorporar al equipamiento de la caldera, es el

analizador continuo del contenido de oxígeno en los humos procedentes de la combustión(Fig. 13 y 14).

Fig.13: Sonda para medición continua de oxígeno

en los humos de salida de una caldera

Fig.14: Panel de un analizador continuo de

humos con microprocesador

La sonda tiene en su extremo un elemento de óxido de circonio, que realiza la medición de los gases de

combustión. Esta sonda se instala en el conducto de salida de humos de la caldera y trasmite las

señales al analizador continuo. Esta señal es también posible enviarla el sistema de regulación de

quemadores, que la procesa y es capaz de optimizar con ella la combustión.

IntroducciónSon aquellos que complementan

las calderas permitiendo su

correcto funcionamiento.

Normalmente se instalan en una

zona próxima a las calderas y, con

frecuencia, dentro de una sala

que se denomina central térmica

o sala de calderas.

••••• Equipos de combustión

••••• Sistema de alimentación de agua

••••• Recuperadores del calor de los humos

EEEEEquipos de combustión

Son el conjunto de elementos necesarios para generar la llama en el interior del hogar de las calderas

de forma regulada y segura.

Como es sabido, el proceso de la combustión que genera la llama, es la reacción exotérmica de los

combustibles utilizados con el oxigeno del aire atmosférico.

A continuación, se describirán los elementos esenciales que forman parte de los equipos de combustión.

••••• Combustibles

••••• Tipos de quemadores

••••• Bombas de combustibles líquidos

••••• Estaciones de regulación de gas de combustión

••••• Ventiladores de aire de combustión

••••• Medios auxiliares

••••• Sistemas de regulación de la carga

Combustibles:A Continuación, se citan los de uso más importante:

– Líquidos, cuyas características son:

••••• Gasóleo clase C:

••••• Fuelóleo pesado nº 1:

••••• Fuelóleo pesado nº2:

Densidad, a 15ºC: < 0,9 kg/l

Viscosidad cinemática, a 40ºC 7 mm 2/s

Azufre, en peso: 0,2 %

Poder calorífico inferior: min. 9.700 kcal/kg

Viscosidad, a 100ºC: 25 mm 2/s

Azufre, en peso: máx. 2,7 % (1)

Poder calorífico inferior: min 9.600 kcal/kg

Viscosidad, a 50ºC: máx. 50 ºE

Azufre, en peso: máx. 3,5 %

Poder calorífico inferior min. 9.400 kcal/kg

(1) cuando el contenido en azufre de esta calidad

no supere el 1% en peso se denominará

«Fuelóleo número 1 BIA»

– Gaseosos, cuyas características son:

••••• Gas natural de ENAGAS:

Composición: MetanoCH 4

EtanoC 2H6

NitrógenoN 2

96,6%

3,2 %

0,2 %

Poder calorífico superior: 9.900 a 10.900 kcal/m³N

Poder calorífico inferior: 8.900 a 9.800 kcal/m³N

Indice de WOBBE: 11.520 a 13.860 kcal/m³N

Peso molecular,a 0ºC y 760 mm Hg: 15 a 16 g/mol

Peso especifico: 0,7 a 0,9 kg/mol

Tipos de quemadoresLos quemadores aplicables a las calderas de instalaciones industriales, se pueden clasificar en los

siguientes grupos esenciales, teniendo en cuenta la forma de tratar el combustible para configurar la

llama:

• De pulverización mecánica, o por presión

• De pulverización asistida, o por inyección de fluido auxiliar

• Rotativos, de pulverización centrífuga

• De flujo paralelo, con mezcla por turbulencia

DE PULVERIZACIÓN MECÁNICA, O POR PRESIÓN

En estos quemadores, se queman combustibles

líquidos, fundamentalmente, gasóleo o fuelóleo.

Estos llegan por el interior de la caña a su extremo,

ya en el interior de la cámara de combustión, en

donde se encuentran instalados los mecanismos de

pulverización. (Fig. 15)

1. Tuerca soldada

2. Distribuidor

3. Atomizador

4. Tuerca de bloqueo

5. Pastilla

6. Tubo del quemador

Fig.15: Cabeza del quemador para pulverización

mecánica

Para que realice la pulverización, es

imprescindible que el combustible entre a la caña

con una presión que oscilará entre 16 y 20 bar,

según el fabricante y el tipo de combustible.

Para el uso de combustibles ligeros, gasóleo y

similares, no será necesario precalentarlo, porque

ya tienen una viscosidad adecuada a la

temperatura ambiente. En el caso de los

combustibles pesados, fuelóleo en sus

variedades, se precisa una viscosidad de unos

2ºE a la entrada a la caña, por lo que se tendrán

que precalentar, normalmente en dos niveles:

••••• En el primer nivel: a unos 40ºC, según

tipo del fuelóleo, para que sea bombeable.

••••• En el segundo nivel: a unos 120ºC,

según el tipo de fuelóleo, para que alcance

los 2ºE que, aproximadamente, se requieren

para su pulverización.

DE PULVERIZACIÓN ASISTIDA, O POR INYECCIÓNDE FLUIDO AUXILIAR

En estos quemadores, se queman también

combustibles liquidos pero, exclusivamente,

pesados, como fuelóleo números 1, ó 2.

La diferencia con los quemadores de pulverización

mecánica es que, a través de la caña, se conduce un

fluído auxiliar que se inyecta en su

cabeza y emulsiona el combustible,

formando una mezcla que se

pulveriza más fácilmente, a una

presión, generalmente algo más

baja que en el caso de pulverización

mecánica.

Preferiblemente, se inyecta vapor

saturado a una presión de 8 a 12

bar, que se deriva del

generado,reduciéndole y

regulándole a la presión requerida

antes de inyectarlo al quemador

(Fig. 16).

Cuando el vapor se genera en la caldera a una presión

inferior a 7 bar, se emplea aire comprimido como

fluído auxiliar de pulverización asistida.

Siempre que sea posible, es preferible la utilización

del vapor como fluído auxiliar, por las siguientes

ventajas:

••••• Aporta calor al

c o m b u s t i b l e ,

favoreciendo el

proceso de

combustión y de

limpieza de la caña.

••••• No se requiere la

instalación auxiliar de

producción de aire

comprimido, que no

siempre está

disponible en la

central.

Fig.16: Cabeza de quemador para pulverización asistida

En estos quemadores se queman combustibles

líquidos, indistintamente, ligeros (gasóleo), o

pesados (fuelóleo).

La pulverización se logra por la fuerza centrifuga

que se comunica al combustible por medio de un

elemento rotativo interno.

El elemento rotativo suele ser una copa, que gira

a gran velocidad, distribuye el combustible y lo

lanza perimetralmente hacia delante en forma de

tronco de cono (Fig.17).

ROTATIVOS, DE PULVERIZACIÓN CENTRÍFUGA

Para el uso de combustibles ligeros con este tipo

de quemador, tampoco es necesario

precalentarlos, sin embargo con combustibles

pesados, fuelóleo en sus variedades, se precisa

un precalentamiento entre 60 y 80ºC, dependiendo

de sus calidades.

Es evidente que, al tener elementos móviles en

interior, estos quemadores rotativos requieren un

mantenimiento más cuidadoso que los de

pulverización mecánica, si bien son menos

propensos al ensuciamiento.

10. Motor quemador

11. Correas quemador

12. Polea meter quemador

13. Junta

14. Timón aire

15. Anillo int. refractario

16. Tubo separación placa

17. anillo refractario

18. Tubo alimentación

19. Eje quemador

20. Polea quemador

21. Cojinete quemador

22. Tapa cojinete

23. Ventilador

24. Caja ventilador

25. Palomilla aire primario

26. Placa frontal

27. Boquilla

28. Copa

29. Refractario

Fig. 17: Esquema rotativo de combustibles líquidos

En estos quemadores se queman

combustibles gaseosos como el

gas natural.

El principio fundamental de

diseño y funcionamiento de estos

quemadores, es el siguiente

(Fig.18).

La cabeza de combustión se

compone, esencialmente, de un

dispositivo con aletas, llamado

roseta (1), dispuesto en un

director de aire cilíndrico (2).

DE FLUJO PARALELO, CONMEZCLA POR TURBULENCIA

Fig. 18: Quemador de gas de flujo paralelo

1. Roseta de palas curvilíneas

2. Director de aire cilíndrico

3. Núcleo de fijación de llama

4. Cono deflector

5. Jacket-tube central

6. Virola perforada de equilibrado

estático

7. Virola móvil de equilibrado

8. Lanzas para gas (equipos en la

versión gas o mixta F.O./gas)

El aire comburente, que llega

paralelamente al eje del

quemador, se pone

parcialmente en rotación por la

acción de la roseta. Esta última,

no ocupa toda la sección del

conducto de aire; el espacio

anular permite conservar una

parte de la vena de aire en

movimiento axial. Esta

combinación de un flujo axial y

de un flujo rotacional compone

un chorro de torbellino, que

provoca la mezcla en el gas.

Cuando se combinan los

quemadores que se acaban de

describir para quemar,

simultáneamente o por

separado, más de un

combustible se emplean los

quemadores mixtos (Fig.19).

1. Elementos abatibles del quemador

2. Cuerpo del quemador

3. Aletas móviles

4. Anillo refractario

5. Lanza con caña de entrada de fuel-oil

6. Copa giratoria

7. Tobera de turbulencia del aire

8. Toberas de reparto del gas

9. Ventilador de aire de pulverización

10. Aletas del aire de pulverización

11. Conexión de fotocélulas con mirilla

Fig.19: Quemador rotativo para combustibles mixtos

Bombas de combustibles líquidosPara hacer circular los combustibles líquidos, entre los depósitos de almacenamiento y los quemadores,

es necesario utilizar bombas que lo impulsen a través de las correspondientes tuberías.

Se deberán usar, preferentemente, bombas de impulsión del fluído por medio de engranajes (Fig.20)

que ofrecen las siguientes ventajas, respecto de las centrifugas:

– Son más robustas

– Son más estables y trabajan de modo más

uniforme.

– El propio combustible, al ser un producto

petrolífero, actúa como lubricante de los

engranajes, siendo su vida útil más larga.

Fig.20: Bomba de engranajes (esquema)

Eje ampliamente calculado elimina

toda posibilidad de flexión.

Caja del prensaestopas. Es sencilla y profunda,

sometida únicamente a aspiración, con lo que se

reduce al mínimo el goteo.

Rodamientos de rodillos o bolas, según las

condiciones se servicio, doble hilera, de gran

capacidad de carga, asegura larga duración y

alto rendimiento aún con líquidos de trasiego

de caracteristicas no lubricantes.

Canales que aseguran libre

circulación del líquido a través

de los cojinetes.

Engranajes Chevron de módulo especial, sin empuje

axial ni pérdida de líquido, gran superficie de

contacto, resultan de alto rendimiento y larga

duración.

Fig.20: Bomba de engranajes (sección)

Toda instalación para combustión de gas está

constituida generalmente por:

– Una estación principal de filtrado, de

regulación y medida (ERM), instalada por la

compañía distribuidora y que suministra el

gas al utilizador a una presión de 3 a 5 bar.

– Una estación reguladora secundaria,

alimentada por la estación anterior, que

regula la presión del gas, en general entre

0,3 y 1,25 bar.

– Una red de tuberías, comprendiendo:

••••• Un circuito de gas que une, de una parte,

la estación principal con la estación

secundaria y, de otra, la estación

secundaria con los equipos de combustión.

••••• Un circuito de aire comprimido, limpio,

desengrasado y seco, a una presión de 3 a

6 bar, destinado a la alimentación de los

aparatos de regulación y seguridad.

– Un conjunto de elementos de regulación y

control, que mantienen el gas en condiciones

óptimas, para una buena combustión.

– Un conjunto de aparatos de seguridad, que

protegen la instalación contra las anomalías

de funcionamiento y regulación.

– En su caso, un quemador para

mantenimiento de una llama piloto, o

encendido, por cada equipo de combustión.

El encendido de estos quemadores se hace

eléctricamente.

Estaciones de regulación de gas de combustión

– Uno o varios equipos principales, que

consumirán el gas mediante un proceso de

combustión.

La estación reguladora secundaria, comprende

principalmente (Fig.21):

– Un filtro (3), colocado a la llegada del gas y

constituido por una cesta metálica de malla

fina, situada en un cuerpo fácilmente

desmontable para su limpieza.

– En las instalaciones de marcha continua, se

colocan dos filtros en paralelo con valvulería

de seccionamiento, que permite la limpieza

de la cesta sin parar la instalación.

– Un regulador (5), que tiene como misión,

mantener en el circuito hacia los equipos de

combustión una presión constante,

aproximadamente de 1 bar efectivo

Se pueden emplear diferentes tipos de

reguladores:

••••• Automotores (5 1), que utilizan el propio gas

de la instalación como fluído motor.

••••• Comandos (5 2), que son accionados por

aire comprimido como fluído auxiliar.

En las instalaciones importantes, es frecuente

montar dos reguladores, manteniendo uno en

reserva.

1. Válvula electroneumática de

seccionamiento automático

2. Válvulas de seccionamiento de los

filtros

3. Filtros de cesta con malla

4. Vlavulas de seccionamiento de los

reguladores

5. Regulador de presión automotor,

utiliza el gas como fluido motor

6. Manómetro

7. Manostato de exceso de presión

de gas

8. Manostato de falta de presión de

gas

9. Válvula de seccionamiento y by-

pass del regulador

10. Llave de seccionamiento del

manómetro

Fig.21: Estación reguladora secundaria de gas

Son los elementos destinados a enviar el aire

comburente al cajón, común o individual, en el

que están alojados los quemadores.

En las instalaciones industriales el ventilador

siempre se instala separadamente del quemador

y, preferentemente, se aloja en un foso situado

en el frente de la caldera, para amortiguar ruidos

(el ventilador es el elemento más ruidoso de una

central industrial), y para emplear menos espacio.

Es frecuente equipar estos ventiladores con

silenciadores acoplados al oído de aspiración,

para reducir el nivel sonoro que producen.

Tanto las calderas pirotubulares, como las

acuotubulares realizan la combustión a

sobrepresión, es decir, tienen los hogares y

demás compartimentos estancos, y trabajan a

sobrepresión interior.

Estos ventiladores se deberán prever e instalar,

siempre, con los siguientes criterios:

– El accionamiento del motor eléctrico al eje

del ventilador será por correas y poleas. De

este modo, se podrán realizar ajustes

posteriores en el caudal impulsado, variando

la velocidad de rotación, mediante la

instalación de otros juegos de poleas y

correas, lo que no permite una transmisión

directa.

– Entre el ventilador y elementos de impulsión

al quemador, o el cajón de aire, se deberán

instalar juntas flexibles, para amortiguar las

vibraciones y absorber las dilataciones de

la caldera.

Ventiladores de aire de combustión

Medios auxiliaresAdemás de las bombas y ventiladores, existen otros elementos que complementan los equipos

de combustión, permitiendo su correcto funcionamiento y vigilancia, diferentes según sea el

combustible que utiliza el quemador.

••••• Quemador para combustibles líquidos

••••• Quemador para combustibles gaseosos

1. Ventilador2. Flexible3. Quemador4. Enlace tambor5. Válvula magnética de paso de fuel-oil6. Válvula cierre rápido fuel-oil7. Manómetro 6 kg/cm28. Válvula cuantitativa9. Termómetro10. Válvula cuello largo regulación presión circuito11. Válvula cierre rápido fuelóleo12. Válvula seguridad fuelóleo

13. Grupo moto-bomba fuelóleo14. Filtro de fuelóleol15. Válvula de paso fuelóleo16. Válvula de paso gas17. Manómetro de 0,6 bar18. Manoreductor19. Válvula de paso gas de encendido20. Válvula reguladora de presión21. Manómetro22. Válvula magnética encendido23. Botella de gas24. Presostato aire secundario

Fig.22: Esquema típico para equipo de combustión de combustibles líquidos

1) En el quemador para combustibles líquidos (El esquema de principio típico para fuelóleo se refleja

en la Fig.22):

Elementos esenciales que comprende:

– La valvulería y elementos de control, que

para una instalación de marcha continua

suele ser:

••••• Cuatro válvulas (15), para aislamiento de

bombas y filtros de alimentación de

combustible.

••••• Cuatro válvulas (11), para seccionamiento

de los circuitos de impulsión y retorno de

combustible.

••••• Dos válvulas cuantitativas (8), para regular

el caudal de impulsión/retorno de

combustible.

••••• Dos válvulas manuales de cierre rápido

(6), a la entrada de combustible a

quemadores

••••• Dos válvulas manuales de cierre rápido

(5), a la entrada de combustible a

quemadores.

••••• Dos válvulas de derrame (10), para

mantenimiento de la presión en el circuito

de combustible a los quemadores.

– Elementos de seguridad sobre aire de

combustión y el fuelóleo:

••••• Un presostato (24), en el conducto de aire

entre el ventilador y quemador para

detectar baja presión.

••••• Un presostato y un termostato en el

colector de impulsión de las bombas (13),

para detectar baja presión y baja

temperatura del combustible

respectivamente

El ejemplo de la Fig.22, corresponde a

unos equipos de combustión con dos

quemadores rotativos, con

precalentamiento previo fuelóleo.

Todos los elementos anteriormente

enumerados están unidos entre sí por

tuberías de acero, y pueden constituir un

cuadro monobloc.

– Circuito de aire comprimido:

Sí existen válvulas neumáticas en los

circuitos, el aire comprimido para su

alimentación deberá ser desengrasado y

seco, por ello, se suele aportar por un grupo

moto-compresor, manteniendo la presión,

aproximadamente de 6 bar efectivos.

– Elementos de seguridad sobre quemadores:

Los quemadores tienen las siguientes

seguridades, además de las ya mencionadas

anteriormente:

••••• Presostato de alta presión en caldera.

••••• Célula de vigilancia de llama .

2) En quemadores para combustibles gaseosos (El esquema de principio típico para gas natural se

refleja en la Fig.21):

1. Válvula electroneumática de

seccionamiento automático

2. Válvulas de seccionamiento de los

filtros

3. Filtros de cesta con malla

4. Válvulas de seccionamiento de los

reguladores

5. Regulador de presión automotor,

utiliza el gas como fluido motor

6. Manómetro

7. Manostato de exceso de presión de

gas

8. Manostato de falta de presión de gas

9. Válvula de seccionamiento y by-pass

del regulador

10. Llave de seccionamiento del

manómetro

Fig.21: Estación reguladora secundaria de gas

Elementos esenciales que comprenden:

– La valvulería y elementos de control, que

para una instalación de marcha continua

incluye normalmente:

••••• Cuatro válvulas (2), de aislamiento de los

filtros.

••••• Tres válvulas (4) y (9), para

seccionamiento y bypass en el caso del

regulador automotor. La válvula para

bypass se suele tener precintada para

evitar una falsa maniobra.

••••• Cuatro válvulas (4) y (9), para

seccionamiento y bypass en el caso de

regulador comandado.

••••• Un manómetro (6), con su llave de

seccionamiento (10), en el circuito

regulado.

– Elementos de seguridad sobre la presión del

gas:

••••• Un manostato (7), con su llave de

seccionamiento (10), para el exceso de

presión.

••••• Un manostato (8), con su llave de

seccionamiento (10), para la falta de

presión.

••••• Una válvula neumática (1), colocada a la

llegada del gas a la estación secundaria

que asegura el cierre inmediato por falta

o exceso de presión al actuar el manostato

correspondiente sobre la válvula piloto

electromagnética de alimentación de aire

a la válvula principal.

El conjunto de la válvula electro-neumática

principal (1) se elige de manera que la falta de

aire comprimido, o la falta de corriente eléctrica,

cierre la válvula.

Todos los elementos anteriormente enumerados

están unidos entre sí por tuberías de acero y

pueden constituir un cuadro monobloc.

En las instalaciones para grandes potencias,

equipadas con una buena regulación automática

del consumo de gas, se puede prescindir de esta

estación reguladora secundaria.

Los elementos esenciales de la rampa de gas en

el frente de caldera, son las siguientes ( Fig.23):

1. Colector principal de gas2. Colector llegada de gas a rampa de equipos de

combustión3. Vávula manual para seccto. general del gas4. Válvula manual para seccto. de rampa5. Válvula neumática de seccto. automático de rampa6. Válvulas electromagnéticas para piloto de las

válvulas neumáticas7. Válvula neumática de puesta a la atmósfera8. Válvula reguladora progresiva de la presión9. Válvulas manuales para seccto. de equipos de

combustión10. Manguera flexible llegada gas a rampa11. Equipos de cimbustión12. Manostato de falta y exceso de presión de gas

en rampa13. Manómetros con llave de seccto.14. Quemadores auxiliares de encendido15. Válvulas electromagnéticas seccto. de

quemadores auxiliares16. Válvulas manuales para seccto. de quemadores

auxiliares17. Válvula manual en circuito de quemadores

auxiliares18. Válvulas neumáticas para seccto. de equipos de

combustión19. Filtros de gas20. Mangueras flexibles llegada gas a quemadores

auxiliares21. Válvula manual de purga de aire

Fig.23: Rampa de gas típica

Considerando el caso clásico, para una

información general, de una estación de

regulación secundaria alimentando a dos

equipos de combustión para hogar y a varios

hogares, situados todos en la misma nave,

se pueden distinguir los siguientes circuitos

con los correspondientes elementos:

– Circuito de gas:

Partiendo de la estación secundaria se

encuentra:

- Un colector principal (1), constituído por

una tubería de acero montada con bridas

soldadas y juntas de Klingerit.

- Una válvula (3) manual, para

seccionamiento , montada sobre el

colector principal. Esta válvula se suele

situar fuera de la nave, permitiendo el

cierre en caso de accidente grave.

- Un colector (2), de llegada de gas a la

rampa de fachada de cada hogar.

- Una válvula (4) manual, para

seccionamiento de la rampa de fachada.

- Un filtro (19), de cesta metálica, de malla

fina, para cada rampa de fachada.

- Un colector de acero con salida para los

dos equipos de combustión y,

opcionalmente, para los dos quemadores

de encendido (14).

- Un tramo de tubería en acero para purga

de la rampa de fachada, que termina fuera

de la nave con una válvula manual (21),

de seccionamiento.

- Una válvula manual (21), de

seccionamiento.

- Una válvula reguladora (8), progresiva, de

la presión del gas.

- Dos manómetros (13), con llaves de

seccionamiento, antes y después de la

válvula reguladora.

- Una manguera flexible (10), para unión del

colector de llegada con el de los equipos

de combustión.

- Dos válvulas (9) manuales, para

seccionamiento de los equipos de

combustión.

– Circuito de aire comprimido:

El aire comprimido debe ser desengrasado,

seco y limpio, por ello, se suele aprovechar

por un grupo moto-compresor, manteniendo

la presión, aproximadamente, de 6 bar

efectivos.

Se debe montar en cada rampa de gas la

tubería necesaria para:

- Alimentar las válvulas neumáticas de

seguridad.

- Refrigerar las células de control de llama.

- Alimentar el regulador de presión, sino es

del tipo automotor.

El consumo de aire comprimido es pequeño,

aproximadamente 1,5 m³/h, por rampa de

gas, y destinado para el funcionamiento del

regulador de presión.

Las válvulas neumáticas de seguridad solo

utilizan el aire comprimido para maniobra de

la apertura o cierre, es decir, el consumo es

prácticamente nulo.

Todos los combustibles gaseosos pueden

formar con el aire una mezcla detonante, por

lo que se deben proyectar las instalaciones

con las protecciones siguientes:

– Seccionamiento de la llegada de gas:

Es importante que, enseguida de la aparición

de una anomalía de funcionamiento, sea

puesto en acción el elemento de seguridad

que corta la llegada de gas a la rampa de

gas del hogar, o a alguno de los equipos de

combustión, dependiendo de la naturaleza

de la anomalía.

- El disparo de uno de los manostatos de

presión de gas o la detección de falta de

aire de combustión debe producir el cierre

de la llegada de gas a la rampa de gas del

hogar.

- La acción de una célula fotoeléctrica, que

controla la llama del equipo sobre el que

está instalada debe provocar el cierre

inmediato de la llegada de gas al equipo

de combustión correspondiente.

La mayoría de las veces estas maniobras de

cierre son ordenadas automáticamente por

los aparatos de seguridad, pudiéndose

distinguir dos tipos de instalaciones, en

función del número de equipos de

combustión por hogar, que condicionan la

necesidad de algunos elementos:

- Si el hogar solamente tiene instalado un

equipo:

Los manostatos de gas, el detector de falta

de aire y la célula de vigilancia de la llama,

actúan sobre el sistema de cierre situado

en el conducto de llegada de gas a la

rampa. Es decir, el exceso o falta de

presión de gas, la falta de aire o la

extinción de llama, provocan el cierre

inmediato del paso de gas al equipo.

- Si el hogar tiene instalados más de un

equipo:

Los manostatos de gas y el detector de

falta de aire actúan sobre el sistema de

cierre situado en el conducto de llegada

de gas a la rampa.

La célula de vigilancia de la llama de cada

uno de los equipos de combustión, actúa

sobre el sistema de cierre situado en el

conducto de llegada de gas al equipo

correspondiente.

En general se puede decir que la acción de

los manostatos de gas y del detector de aire

de combustión obligan al cierre de la llegada

de gas a todos los equiposy que la acción

de alguna célula fotoeléctrica obliga al cierre

de la llegada de gas al equipo

correspondiente.

– Maniobras en rampa de gas con dos equipos

de combustión (Fig.23).

- Para asegurar un cierre seguro de la

llegada del gas y evitar cualquier riesgo

de entrada al hogar se emplean los

siguientes elementos:

••••• Una válvula neumática (5), con su

electroválvula piloto (6), montada sobre

el colector de llegada a la rampa de gas.

••••• Una válvula neumática (7), con su

electroválvula piloto (6), montada al

final del colector, para comunicación a

la atmósfera por fuera de la nave.

••••• Una válvula neumática (18), con su

electroválvula piloto (6), para cada

quemador, montada sobre el colector

de llegada al equipo.

1. Colector principal de gas2. Colector llegada de gas a rampa de equipos de

combustión3. Vávula manual para seccto. general del gas4. Válvula manual para seccto. de rampa5. Válvula neumática de seccto. automático de rampa6. Válvulas electromagnéticas para piloto de las

válvulas neumáticas7. Válvula neumática de puesta a la atmósfera8. Válvula reguladora progresiva de la presión9. Válvulas manuales para seccto. de equipos de

combustión10. Manguera flexible llegada gas a rampa11. Equipos de cimbustión12. Manostato de falta y exceso de presión de gas

en rampa13. Manómetros con llave de seccto.14. Quemadores auxiliares de encendido15. Válvulas electromagnéticas seccto. de

quemadores auxiliares16. Válvulas manuales para seccto. de quemadores

auxiliares17. Válvula manual en circuito de quemadores

auxiliares18. Válvulas neumáticas para seccto. de equipos de

combustión19. Filtros de gas20. Mangueras flexibles llegada gas a quemadores

auxiliares21. Válvula manual de purga de aire

Fig.23: Rampa de gas típica

El mando automático y tipo de estas

válvulas debe ser de tal forma que el cierre

de las válvulas de corte de gas obligue a

la apertura de la válvula de puesta a la

atmósfera.

Cualesquiera que sean las condiciones

particulares adoptadas para las

seguridades es necesario respetar de una

forma absoluta las condiciones

siguientes:

••••• La desaparición o variación de las

condiciones particulares normales

previstas para el funcionamiento debe

obligar de una manera irreversible al

cierre de todas las válvulas de corte.

••••• La falta de corriente eléctrica, o una

suspensión del suministro de aire

comprimido, debe entrañar

inmediatamente la detención de la

llegada de gas a la rampa de gas. Esto

implica la instalación de una

alimentación eléctrica independiente,

por batería de acumuladores, y de un

depósito de aire comprimido de

seguridad.

- Para consumos de gas muy importantes,

las válvulas electroneumáticas se

sustituyen por válvulas con servomotor

eléctrico, o neumático.

Es importante, para la seguridad de una

instalación, que el funcionamiento de los

equipos de combustión esté colocado bajo

control permanente de aparatos de alarma y

seguridad de corte, que puedan evitar las

condiciones favorables a la formación de la

mezcla explosiva.

Independientemente de las falsas maniobras

de encendido, que la estricta aplicación de

las normas y una instrucción conveniente al

personal suelen evitar, el peligro puede

aparecer durante el funcionamiento a

régimen normal de la instalación por una de

las siguientes causas:

−−−−− Aparición de inquemados en el gas de

combustión.

−−−−− Extinción imprevista de la combustión,

continuando la entrada de gas sin quemar

en el hogar.

APARICIÓN DE INQUEMADOS

La aparición de inquemados en el gas de

combustión puede ser controlada

permanentemente por un aparato analizador.

Este aparto no es, general, absolutamente

obligatorio, si tienen en cuenta las siguientes

advertencias:

a) El exceso de aire de combustión admitido

en marcha industrial, debe ser sensiblemente

superior al exceso de aire mínimo

determinado durante el periodo de pruebas,

para así evitar los inquemados.

b) En el caso de marcha mixta (gas-combustible

líquido), la insuficiencia de aire de

combustión es inmediatamente detectada

por la aparición de humos en la chimenea

producidos por la combustión incompleta

del combustible líquido.

EXTINCIÓN DE LA COMBUSTIÓN

Los peligros derivados de la extinción imprevista

de la llama son relativamente fáciles de prevenir,

pues la extinción es debida, en la casi totalidad

de los casos a que, por una causa fortuíta, la

proporción de aire/gas a la salida del quemador

sobrepasa los límites de inflamabilidad.

El origen del desajuste puede ser:

••••• Una falta de gas.

••••• Un exceso de gas.

••••• Una falta de aire comburente.

••••• Una maniobra defectuosa.

Los aparatos clásicos para evitar estos riesgos

suelen ser:

••••• Un manostato detectando la baja presión de

gas.

••••• Un manostato detectando el exceso de

presión de gas.

••••• Un detector de falta de aire comburente.

••••• Un dispositivo detectando extinción de la

llama.

Todos estos aparatos actúan sobre las válvulas

de seccionamiento de la llegada de gas a la rampa

de gas, y/o a cada uno de los equipos.

– Manostatos de baja y alta presión de gas:

Los dos manostatos pueden ser sustituidos

por uno solo, de doble contacto controlado,

después de la válvula reguladora progresiva,

a las condiciones de falta o exceso de

presión del gas a la llegada a la rampa de

fachada.

– Detector de falta de caudal de aire

comburente:

Se puede utilizar un contacto eléctrico,

dispuesto sobre el contactor del mando del

motor del ventilador, que permite controlar

el funcionamiento o parada del motor.

Se puede, igualmente, emplear un manostato

sensible a las bajas presiones del aire,

cuando el ventilador funciona a caudal

mínimo para el menor consumo del equipo

de combustión.

– Detector de extinción de llama:

Aunque los manostatos de seguridad antes

descritos detectan como última

consecuencia la falta de llama, se

recomienda, con carácter de necesidad,

prevenir esta falta de llama que se puede

producir sin razón aparente.

Los dispositivos usados para la detección

de llama en los equipos industriales de

combustión son:

- El electrodo de ionización.

- La célula fotoeléctrica.

a) Electrodo de ionización (Fig. A)

El principio de este dispositivo es una

ampliación, de una parte, de la conductividad

de la superficie ionizada de la llama y, de otra

parte, del restablecimiento de corriente

alternativa entre dos electrodos, que son

respectivamente la llama y la masa metálica

del equipo.

El control de llama por este sistema es positivo

y seguro, aunque pueden presentarse los

inconvenientes siguientes:

••••• El deterioro rápido de los electrodos,

obligando a sustituciones sistemáticas y

frecuentes.

••••• La imposibilidad de usarlo en una

combustión mixta, pues la llama del

combustible líquido (principalmente

fuelóleo) provoca el engrase del electrodo.

1. Cuerpo tubular2. Electrodo de ionización3. Electrodo de encendido4. Tubo de llegeda de gas5. Cuerpo6. Carter7. Faldon8. Director9. Deflector10. Piloto11. Interruptor12. Tobera de gas13. Junta14. Soporte15. Transformador de encendido16. Relé de detección de llama

Fig. A: Electrodo de ionización

b) Célula de control de llama (Fig. B)

Es el único dispositivo admisible para la

combustión de gas, gas y fuelóleo o solo

fuelóleo.

Es, sin embargo recomendable, que las células

que se utilicen sean sensibles a los rayos

ultravioletas, pues en el comienzo de la llama

hay abundancia de estas radiaciones

(cualquiera que sea la calidad del combustible:

gas, fuelóleo, etc.).

Las células «UV» disponibles en el mercado

permiten detectar los rayos ultravioletas de

muy pequeña intensidad, si bien, es preciso

orientar el detector casi paralelamente el eje

del equipo de combustión y regular la

sensibilidad del objeto electrónicamente, o por

un diafragma.

Es fácil controlar con precisión la llama de cada

uno de los equipos de combustión instalados

en el hogar y conservar entre cada célula una

muy buena selectividad de la detección.

La célula asignada a cada equipo no ve los

bordes o la cola de la llama del equipo contiguo.

1. Dispositivo de mando con botón de puesta enmarcha del quemador

2. Transformador de encendido3. Cámara de compresión con clapeta de aire a cierre

automático4. Tapa de la carcasa5. Cárter del quemador6. Caña del pulverizador7. Tubo de llama8. Cabeza de combustión con electrodos de encendido9. Regulación de la presión de aire lado combustión10b. Servomotor para la regulación del caudal de aire11. Vigilancia de la llama12. Conector del quemador13. Bomba de gasóleo14. Motor15. Tubos flexibles

Fig. B: Célula de vigilancia de llama

La regulación de la carga de las calderas

industriales se realiza dependiendo de los dos

tipos esenciales de energía que producen:

– Generando vapor

– Generando agua sobrecalentada.

1) Generando vapor:

La señal primaria de gobierno es el valor de

la presión efectiva del propio vapor generado,

que se toma a la salida de la caldera (a la salida

del sobrecalentador, cuando dispone de él),

por medio de un transmisor (Fig.24), que a

través del correspondiente convertidor la

transforma en señal de salida de 4 a 20 mA

que llega al regulador principal del sistema

(Ejemplo en Fig.25). Este regulador compara

la señal recibida con su valor de consigna y

Sistemas de regulación de la cargaposiciona las válvulas de combustible. El

fabricante del sistema de combustión tiene

establecida una curva de combustión en la

que, para cada porcentaje de carga, le

corresponde una posición de las válvulas de

combustible y, a su vez, a cada posición de

las válvulas de combustible, le corresponde

una posición de las clapetas de regulación del

aire de combustión a los quemadores.

Obteniéndose en cada punto de esta curva el

coeficiente de exceso de aire, y un contenido

de CO 2, en los humos. Las válvulas de

combustible y las clapetas del aire de

combustión van variando su posición, en

función de la variación del valor de la presión

del vapor o, lo que es lo mismo, de la demanda

de carga de la caldera.

1. Brida de conexión al proceso2. Cuerpo de la célula de medida3. Membrana4. Junta anular5. Sensor capacitivo de Silicio para presión6. Convertidor A/D7. EEPROM en la célula de medida8. EEPROM en la electrónica9. Microprocesador10. Convertidor D/A11. Módulo de comunicación, (sólo en la versión

programable)12. Indicador analógico13. Indicador digital (ambos opcionales)

Ia Señal de salida

Pe Presión de entrada

Uh Tensión de alimentación

Fig.24: Diagrama de función de transmisor de presión

Fig.25: Regulador de la alimentación

de agua a caldera

La banda de regulación de la carga tendrá como

valor máximo, el 100% de la carga (MCR), y

como valor inferior, la carga que corresponde

del mínimo técnico del sistema.

2) Generando agua sobrecalentada:

La señal primaria de gobierno, en este caso,

es el valor de la temperatura de impulsión del

agua sobrecalentada que se toma a su salida

de la caldera por medio de un transmisor, que

a través del correspondiente convertidor, la

convierte en señal de salida de 4 a 20 mA que

llega al regulador principal continuando el

proceso como en el caso anterior de las

calderas generadoras de vapor.

Los casos genéricos descritos anteriormente

son los que corresponden a un sistema de

regulación modulante o continua, sin

escalones. Existe la posibilidad de equipar los

sistemas de regulación de carga con criterios

menos exigentes, a saber:

- Regulación todo/nada:

En la que los quemadores se encienden y

apagan al descender o sobrepasar un

determinado valor de consigna.

- Regulación a escalones (normalmente dos):

En la que los quemadores se encienden a

carga mínima, o se sitúan a carga máxima,

en función de la demanda en el consumidor.

Ambos sistemas de escalones están en desuso y

completamente desaconsejados en las calderas

industriales, ya que perjudican su rendimiento

térmico cuando el objetivo actual es justamente

el contrario, es decir, optimizar estos

rendimientos, habida cuenta de alto precio de los

combustibles y de su evidente incidencia en la

amortización de las inversiones.

SSSSSistema de alimentación de agua

Existen dos conceptos completamente distintos para los sistemas de alimentación de agua a las calderas

industriales, dependiendo de los dos tipos esenciales de energía que producen:

– Generando vapor.

– Generando agua sobrecalentada.

En ambos casos se tendrá en cuenta el contenido del Articulo 20, de la ITC-MIE-AP1, del Reglamento de

Aparatos a Presión, que presenta el cumplimiento de la NORMA UNE 9-075, sobre las calidades del

agua de alimentación, o aportación a las calderas (TABLAS 3,4 y 5, de la NORMA UNE 9-075, de octubre

1992, que se adjuntan).

Deberá entenderse que las prescripciones de la mencionada NORMA UNE 9-075, representan los valores

nominales a mantener según la reglamentación, pero que el usuario deberá respetar escrupulosamente

los valores limites que prescriba en su caso el fabricante de la caldera, que serán normalmente más

exigentes.

1) En el caso de alta concentración de materias orgánicas no oxidables con Mn O 2 K ysi oxidables con Cr O 3 K2 se consultará a un especialista.

Tabla 3: Agua de alimentación en calderas pirotubulares

Tabla 4: Agua en el interior de las calderas pirotubulares

1) Las concentraciones de Si O 2 en el agua de la caldera guardarán la relación:

Si O2 (mg/l) / m (m mol/l) <12,5

En aquellos casos en que existe un sobrecalentador, se limitará a 100mg/l para p<1,96MPa, 20bar y a 75mg/l para presiones superiores.

Tabla 5: Agua en el interior de las calderas acuotubulares

1) Los valores reales hasta este límite dependerán de la salinidad del agua de alimentación y de la calidad delvapor deseado.

2) Los valores reales serán directamente proporcionales a los valores de salinidad del agua dentro de la caldera.3) Estos valores se ajustarán en función de la calidad del vapor requerido.

- En las calderas que generan vapor, el caudal de alimentación de agua será la suma de caudal de

vapor generado, más los caudales de purgas que se realicen.

En estas calderas, parte del agua de su interior se convierte en vapor, y la parte que no se

vaporiza va aumentando el contenido de sales, que no arrastra el vapor generado, elevando

consecutivamente su concentración. Las purgas se realizan para mantener esa concentración

de sales dentro de valores admisibles.

- En las calderas que generan agua sobrecalentada, normalmente, no se consume esa agua

sobrecalentada en los procesos, por lo que, únicamente habrá que reponer el agua perdida en

eventuales fugas y purgas.

Evidentemente, el caudal de agua de aportación en estas calderas es mucho menor que en las

calderas que generan vapor, y la concentración del agua sobrecalentada en el interior de los

circuitos y de la propia caldera no varía apenas.

A continuación se tratan los diversos componentes del sistema de alimentación:

••••• Tratamiento de agua

••••• Depósito de alimentación y desgasificador

••••• Bombas de alimentación

••••• Sistemas de regulación

Tratamiento de aguaEl tratamiento de agua de alimentación, o

reposición, tendrá como misión el acondicionar

las aguas brutas disponibles en cada caso para

que cumplan las prescripciones de los fabricantes

de calderas. El tratamiento a prever no podrá ser

por tanto siempre el mismo, si no que dependerá

de las características de las aguas brutas.

En las TABLAS 1 y 2, adjuntas, se relacionan

respectivamente de manera resumida las

impurezas más importantes de las aguas brutas

disponibles y los respectivos tratamientos para

transformarlas en aguas de alimentación o

reposición de calderas.

IMPUREZA FORMULA FORMA EFECTOS

Dióxido de carbono CO 2 Gas disuelto. Corrosión y bajo pH, si la alcalinidad esbaja.

Sulfuro de hidrogeno SH 2 Gas disuelto. Corrosión.

Oxigeno O 2 Gas disuelto Corrosión.

Turbiedad o materiasen suspensión

- Sólidos no disueltos Depósitos en tuberías, aparatos, calderas.

Color y materiaorgánica

- Sólidos disueltos o nodisueltos

Ensuciamiento y espumas.

Aceite - Coloidal Depósitos y espumas.

Dureza Ca+ -, MG++ Sólidos disueltos. Incrustaciones.

Alcalinidad CO 3H-

CO3=. OH-

Sólidos disueltos Espumas, arrastres, desprendimiento de CO 2

fragilidad cáustica.

Sulfatos SO 4= Sólidos disueltos Aumento salinidad. Con Ca++ formaincrustiones muy duras.

Cloruros Cl- Sólidos disueltos Aumenta salinidad y corrosividad.

Sílice SiO 2 Sólido disuelto. Aveces colidal

Incrustaciones. Depósitos sobre turbina

Hierro, manganeso Fe, Mn Sólido disuelto Depósitos en tuberías y caldera.

Sólidos disueltos - Sólidos disueltos En alta concentración, forman espumas ydepósitos en turbina.

Tabla 1

IMPUREZA TRATAMIENTO RESIDUO NORMAL

Dióxido de carbono Aireación (por tiro de aire). Desgasificador a vacío Desgasificador térmica

5-10 ppm. 2-5 ppm. 0-2 ppm.

Sulfuro de hidrógeno Aireación. Coagulación con sales de hierro. Cloración.

0-1 ppm. 0-0.5 ppm. 0 ppm.

Oxigeno Desgasificación a vacío Desgasificación térmica

0-0,3 ppm. 0-0,007 ppm.

Turbiedad Filtración con o sin coagulante Coagulación en clarificador. Coagulación en clarificador más filtración.

0-1 ppm. 5-10 ppm. 0-1 ppm.

Color, materiaorgánica

Coagulación, cloración y filtración Filtración en carbón activo.

Color 5-10 ppm. Variable

Aceite (coloidal). Coagulación en clarificador y filtración Filtración con pre-floc (aceite < 50 ppm.).

Variable 0,5-1 ppm.

Dureza Ablandamiento con suavizadores. Ablandamiento con cal, frío o caliente. Ablandamiento con cal y suavizadores (proceso caliente). Ablandamiento, ciclo H débil Desmineralización.

0-2 ppm. CaCO3

Variable 0-2 ppm. CaCO3

Variable 0-2 ppm. CaCO3

Variable

Alcalinidad Descarbonotación con cal en frío Descarbonotación con cal en caliente.

35 ppm. CaCO3

20 ppm. CaCO3

Alcalinidad Descarbonotación ciclo H débil Descarbonotación ciclo Cl ¯ Desmineralización

20-30 ppm. CaCO3

5-15 ppm. CaCO3

0-5 ppm. CaCO3

Sulfatos Desmineralización Precipitación con bario en clarificador Desulfatación ciclo Cl ¯

0-5 ppm. CaCO3

25 ppm, CaCO3

0-5 ppm. CaCO3

Cloruros Desmineralización 0-5 ppm. CaCO3

Nitratos Desmineralización 0-1 ppm. CaCO3

Sílice Tratamiento con cal en caliente. Desmineralización

2 ppm. Si O2

0.02-1 ppm. Si O2

Hierro Aireación y filtración (poco hierro). Aireación, clarificación y filtración (mucho hierro).

0,1-03 ppm. 0,1-03 ppm.

Tabla 2

Depósito de alimentación y desgasificadorUna variedad de tratamiento del agua de

alimentación de calderas es la desgasificación

térmica. Por ser un tratamiento especifico común

a la alimentación de calderas industriales, es

merecedor de describirlo por separado.

La desgasificación térmica se basa en el

fenómeno físico por el que la solubilidad de un

gas disuelto en agua (que no haya reaccionado

químicamente con él) disminuye al aumentar la

temperatura de ese agua, de manera que, tiende

a anularse cuando se alcanza la temperatura de

saturación correspondiente a la presión existente

Eso quiere decir que, a medida que vamos

calentando el agua en el desgasificador se irán

desprendiendo los gases disueltos, de manera

que se habrá eliminado la práctica totalidad al

alcanzar la temperatura de saturación a la presión

de servicio.

Existen dos tipos esenciales de desgasificador

térmico:

– Desgasificador en cascada (Fig.26):

En los que el agua tratada cae a través de

unas bandejas, a contracorriente a través del

vapor de calentamiento, desprendiéndose

los gases hacia la cúpula del desgasificador,

saliendo a la atmósfera junto con los gases

incondensables.

1. Desgasificador en cascada2. Depósito de alimentación3. Válvula motorizada4. Válvula reductora de presión5. Filtro6. Válvula de seguridad7. Indicador de nivel8. Interruptores de nivel9. Válvula de venteo10. Manovacuómetro11. Termómetro12. Diafragma de salida de vahos13. Válvula de retención14. Válvula de vaciado15. Refrigerador de muestras16. Desagüe

Fig. 26: Esquema típico de desgasificador en cascada

– Desgasificador por

p u l v e r i z a c i ó n

(Fig.27):

En los que el agua

tratada entra

pulverizada, a

contracorriente a

través del vapor de

c a l e n t a m i e n t o ,

desprendiéndose

los gases disueltos

y operando del

mismo modo que en

el desgasificador en

cascada.1. Desgasificador por pulverización2. Depósito de alimentación3. Válvula motorizada4. Válvula reductora de presión5. Filtro6. Válvula de seguridad7. Indicador de nivel8. Interruptores de nivel

9. Válvula de venteo10. Manovacuómetro11. Termómetro12. Diafragma de salida de vahos13. Válvula de retención14. Válvula de vaciado15. Refrigerador de muestras16. Tobera de pulverización17. Desagüe

Fig.27: Esquema típico de

desgasificador por

pulverización

El agua así desgasificada, se acumula en la parte

inferior del desgasificador, en el depósito de

almacenamiento del agua de alimentación.

Se aconseja que el tamaño del depósito de

alimentación sea tal, que la capacidad útil

acumulada permita una hora de funcionamiento

de la caldera como mínimo sin reponer agua

tratada, como reserva en caso de averías del

sistema de tratamiento.

Bombas de alimentación de aguaSegún el Reglamento de Aparatos a Presión, las

calderas industriales provistas de quemadores de

combustibles líquidos, o gaseosos, deben estar

equipadas como mínimo con un sistema de

bomba de alimentación.

El tipo de bombas generalmente utilizado en las

instalaciones de calderas industriales es la

centrífuga, de varias etapas (Fig.28), con una

curva Q-H (caudal-altura manometrica), que no

sea plana (Fig.29), y con el punto de diseño

cercano al rendimiento máximo.

Fig.28: Bomba Centrífuga de cuatro etapas (sección longitudinal)

Fig.29: Curva característica típica de bomba centrífuga

Habrá que prestar especial atención a que el

NPSHR requerido de la bomba, sea mayor que

NPSHD disponible de la instalación,

incrementando, este último, en las pérdidas de

carga de su aspiración para evitar cavitaciones.

HPSHR > NPSHD + S pérdidas de carga de su

aspiración.

El material del cuerpo de las bombas puede ser

de GG-25 para las de alimentación y reposición

de agua a la caldera o al sistema, siempre que la

temperatura del agua bombeada no exceda los

110ºC. Para la circulación de agua sobrecalentada

con temperaturas mayores de 120ºC este material

será GGG-25 como mínimo.

Sistemas de regulaciónEn las calderas de generación de vapor los

sistemas tradicionales de regulación de la

alimentación pueden ser de dos tipos:

– Todo/Nada

– Continua

En las calderas industriales de vapor no

se utiliza el sistema de regulación Todo/

Nada, por lo que se tratará, exclusivamente, el

sistema de regulación continua.

El sistema típico de alimentación y reposición se

representa para los siguientes casos, y

comprende:

1) Para una caldera pirotubular de generación de

vapor (Fig.30):

1. Depósito de almacenamiento de agua de alimentación2. Válvula de seccionamiento3. Filtro de cesta4. Válvula de retención5. Grupo motobomba6. Válvula de seccionamiento y by-pass7. Válvula de regulación motorizada8. Válvula de retención9. Válvula de seccionamiento10. Transmisión de nivel11. Caldera pirotubular de vapor12. Caldera acuotubular de vapor13. Caldera acuotubular de agua sobrecalentada14. Depósito de expansión

Fig.30: Sistema de alimentación de agua-Caldera pirotubular de vapor

- Un depósito de almacenamiento de agua de

alimentación (1), con desgasificador.

- Un juego de válvulas de seccionamiento (2),

del grupo motobomba.

- Un filtro (3), y una válvula de retención (4),

por cada grupo motobomba.

- Un grupo motobomba (5).

- Un juego de válvulas de seccionamiento y

bypass (6), de la estación de regulación de

nivel.

- Una válvula reguladora de nivel (7), que

puede ser motorizada, o de accionamiento

neumático.

- Una válvula de seccionamiento (8), y otra de

retención (9), a la entrada a la caldera.

- Un transmisor de nivel (10), instalado en la

caldera.

- Una caldera pirotubular (11), de vapor.

1. Depósito de almacenamiento de agua de alimentación2. Válvula de seccionamiento3. Filtro de cesta4. Válvula de retención5. Grupo motobomba6. Válvula de seccionamiento y by-pass7. Válvula de regulación motorizada8. Válvula de retención9. Válvula de seccionamiento10. Transmisión de nivel11. Caldera pirotubular de vapor12. Caldera acuotubular de vapor13. Caldera acuotubular de agua sobrecalentada14. Depósito de expansión

Fig.31: Sistema de alimentación de agua-Caldera

acuotubular de vapor

- Un juego de equipos (1) a (9), como

en el caso anterior.

- Un transmisor de nivel (10),

instalado en el calderín superior de

la caldera.

- Una caldera acuotubular (12), de

vapor.

2) Para una caldera acuotubular de vapor (Fig.31):

3) Para una caldera acuotubular de generación de

agua sobrecalentada (Fig.32):

1. Depósito de almacenamiento de agua dealimentación

2. Válvula de seccionamiento3. Filtro de cesta4. Válvula de retención5. Grupo motobomba6. Válvula de seccionamiento y by-pass7. Válvula de regulación motorizada8. Válvula de retención9. Válvula de seccionamiento10. Transmisión de nivel11. Caldera pirotubular de vapor12. Caldera acuotubular de vapor13.Caldera acuotubular de agua

sobrecalentada14. Depósito de expansión

Fig.32: Sistema de reposición de agua-Caldera acuotubular de agua sobrecalentada

- Un depósito de almacenamiento de agua de

alimentación (1).

- Un juego de equipos (2) a (5), como en el

caso anterior.

- Una válvula de seccionamiento (9), a la

entrada al depósito de expansión.

- Un transmisor de nivel (10), instalado en el

depósito de expansión.

- Una caldera acuotubular (13), de agua

sobrecalentada.

Esta caldera podría ser también una

pirotubular inundada de agua

sobrecalentada .

- Un depósito de expansión (14), que absorbe

las variaciones de volumen del agua

sobrecalentada en función de su

temperatura.

En este caso, no se prevé la válvula de regulación

continua de nivel (7), como en las calderas de

vapor. Como ya se indicó anteriormente, en el

apartado Sistemas de Alimentación de Agua, en

las instalaciones con caldera de agua

sobrecalentada solamente se precisa la

aportación de agua equivalente a las eventuales

fugas de los circuitos. El depósito de expansión

se deberá dimensionar para que su volumen útil

pueda absorber la dilatación total del agua entre

su nivel mínimo establecido (agua a temperatura

ambiente) y el máximo previsto (agua a la

temperatura resultante en el depósito de

expansión, a máxima carga de la caldera).

Será, solamente, cuando el nivel real

establecido se sitúe por debajo del

mínimo nominal previsto en el

depósito de expansión, cuando se

pondrá en servicio la motobomba

para restituir el agua que falta y

pararse al restablecerse el nivel

mínimo nominal.

Los esquemas representados en las

Fig.30 y 31, correspondientes a

sistemas de regulación a un punto,

el valor del nivel medio será el

registrado en el transmisor de nivel

(10), instalado en la caldera.

En sistemas más completos, en

función de las necesidades de

producción, la regulación de la

alimentación se puede prever a dos

e, incluso, a tres puntos, o variables,

a saber:

Este sistema de regulación corrige la orden del transmisor de

nivel sobre la válvula reguladora, teniendo en cuenta las

tendencias instantáneas de demanda del consumidor, y de

caudal que se bombea, e incidiendo sobre la acción de apertura

o cierre de la propia válvula reguladora.

El usuario debe decidir, o hacerse asesorar en su caso, en

función de sus necesidades particulares de producción.

Nivel en la caldera:

Midiendo el valor real Primer punto

Caudal del agua de alimentación:

Mide el caudal instalado en el tramo

de impulsión de la bomba.

Segundo Punto

Caudal de vapor generado:

Mide el caudal instantáneo a la

salida de la caldera

Tercer punto

RRRRRecuperadores del calor de los humos

Los humos que se generan en la combustión atraviesan las distintas partes de la caldera cediendo su

calor y reduciendo su temperatura hasta evacuarse al exterior por la chimenea.

Se diferencian dos conceptos que, teniendo el mismo objetivo, se conciben con diseño distinto:

– Economizadores.

– Recuperadores del calor de los humos.

En ambos casos, se persigue la reducción de la temperatura de los humos, dentro de limites admisibles,

para que cedan su calor a un fluído. Son por tanto, intercambiadores de calor, generalmente formados

por paquetes tubulares, pero con las siguientes diferencias esenciales:

– Economizadores (Fig. D):

••••• En ellos se produce siempre el precalentamiento del agua de alimentación en las calderas que

generan vapor antes de entrar al calderín superior (Fig.7). En las calderas de agua sobrecalentada

se produce el precalentamiento del agua de retorno antes de distribución a la cámara de

combustión. (Fig.6,8 y 9).

Fig. D: Sección de una caldera con economizador.

••••• Van generalmente incorporadas al cuerpo de caldera, excepto en algunas calderas de vapor de

dos calderines en las que se instala separadamente (Fig.7).

– Recuperadores del calor de los humos (Fig. C):

Fig. C: Caldera de agua sobrecalentada con recuperador de calor de los humos.

••••• En ellos se produce el calentamiento, con los humos, de un fluído que pueden ser ajeno, o no, a

la propia caldera.

••••• Se instala como complemento de una caldera aunque ésta ya disponga de economizador.

••••• Casos típicos de recuperadores de calor de los humos son los que se instalan a su salida de las

calderas pirotubulares (que por su diseño no incorporan economizador), calentando fluídos del

proceso, aire de combustión, etc.

– Limitaciones:

Evidentemente, no será posible reducir la temperatura de los humos hasta el valor que queramos.

Existen los siguientes limites técnicos en el diseño de los recuperadores del calor de los humos:

••••• Los humos procedentes de los combustibles líquidos derivados del petróleo (gasóleo y fuelóleo)

tienen azufre entre sus componentes. En la combustión, que es una reacción exotérmica, este

azufre se une al oxígeno del aire comburente formado anhídrido sulfuroso que es inestable y

reacciona fácilmente con el vapor de agua, también procedente de la combustión, formándose

ácido sulfúrico según el siguiente esquema simplificado:

CNH2N+2+S+02=CO2+SO3+H2O+O2=CO2+H2O+S04H2

El punto de rocío del anhídrido sulfúrico, corresponde a una temperatura de, aproximadamente,

130ºC, por lo que no se podrá poner en contacto los humos con ninguna superficie a temperatura

igual, o inferior, a ella. Si lo hace, se condensa y forma ácido sulfúrico que corroe rápidamente

todos los elementos metálicos.

••••• La otra limitación procede de la propia situación térmica, a saber:

Los recuperadores son intercambiadores de calor, en los que el fluído a calentar circula por el

interior de un haz tubular, por cuyo exterior circulan los humos a contracorriente.

Las diferencias de temperaturas entre los humos y el fluído no podrán ser muy pequeñas

(alrededor de los 30 a 40ºC, como mínimo) para que la construcción sea viable y rentable. Por

ejemplo, si tenemos que la temperatura de los humos varía de 200ºC (salida caldera), a 110ºC

(salida recuperador), las temperaturas del fluído a calentar tendrán como limitación 80ºC (entrada

recuperador), y 170ºC (salida recuperador), respectivamente.

– Conclusiones:

••••• La pérdida de rendimiento mayor en cualquier caldera se produce por el calor que se evacua

con los humos, del 5 al 15%, según los casos.

• Cualquier sistema de recuperación del calor de los humos representará, por tanto, una sensible

mejora en el rendimiento y una economía en el gasto de combustibles.

••••• La mejora de rendimiento que se produce por la instalación de un receptor del calor de los

humos oscila, normalmente y según los casos, entre el 1% y el 5% aproximadamente.

Ejemplo práctico:Caldera de generación de agua sobrecalentada:

••••• Potencia máxima al 100% de carga: N= 10.000.000 kcal/h

••••• Temperatura de entrada/salida del agua: t 1/t2 = 140/180ºC

••••• Temperatura de salida de los humos: t H1 = 250ºC

••••• Rendimiento térmico de la caldera: η1 = 90%

••••• Consumo de fueloil, en estas condiciones: G FO = 1.145 kg/h

••••• Poder calorífico inferior del fueloil: H i = 9.700 kcal/kg

Se instala un recuperador de calor de los humos con una batería de tubos, por lo que circula el agua

sobrecalentada de la caldera, obteniéndose los siguientes valores:

••••• Temperatura de entrada/salida de los humos: t H1/tH2 = 250/18

••••• Calor recuperado de los humos: N R = 357.240 kcal/h

••••• Temperatura de entrada/salida del agua

sobrecalentada a través del recuperador: t A0/tA1 = 138,53/140ºC

••••• Nuevo rendimiento térmico de la caldera:

10.000.000 + 357.240η2 = X 100 = 93,25 %

9.700 . 1.145

Hemos mejorado el rendimiento térmico, del 90 al 93,25 %

••••• Introducción

••••• Optimización del mantenimiento

••••• Programas de mantenimiento

IntroducciónHace relativamente pocos años, hasta aproximadamente la década de los 80, el precio de los

combustibles estaba en niveles realmente bajos y, de manera similar, el porcentaje del coste de

la mano de obra tenía proporcionalmente menor incidencia en los presupuestos del personal

propio de plantilla de las empresas.

Las anomalías que surgían en la explotación de las instalaciones industriales se corregían

mediante las necesarias reparaciones con el personal propio sin prestar excesiva atención a los

rendimientos.

Al cambiar esta situación, primero, con la rápida subida en los precios de los combustibles y

segundo con la elevación de los salarios, se vio la necesidad de adecuar los criterios de

optimización y prevención de las actividades de mantenimiento y se aprueba en 1980 el Reglamento

de Instalaciones de Calefacción, Climatización y Agua Caliente Sanitaria, como comienzo oficial

por parte de la Administración a contemplar medidas encaminadas a racionalizar estas actividades.

Deben distinguirse dos conceptos que define el Reglamento como actividades diferentes, a saber:

– Mantenimiento: conjunto de operaciones para asegurar el funcionamiento de una instalación

de manera constante con el mejor rendimiento energético posible, conservando

permanentemente la seguridad en el servicio y la defensa del medio ambiente.

– Conservación: Conjunto de operaciones mínimas a realizar sobre un equipo, normalmente

recomendadas por el fabricante del mismo con el fin de conseguir un funcionamiento adecuado.

La actividad que más se ha realizado, generalmente, ha sido la de alcanzar los parámetros técnicos

prescritos por los fabricantes, es decir, la conservación. Pero puede suceder que una instalación

esté muy bien conservada, pero que no regule bien y alcance rendimientos deficientes, con lo que

estos malos resultados, en el caso de un buen diseño sin defectos, son achacables a un mal

mantenimiento.

El mantenimiento propiamente dicho puede ser:

– Preventivo:

Cuando se pretende una anticipación a

eventuales desviaciones, anteponiendo los

medios y realizando las inspecciones

necesarias.

– Correctivo:

Cuando como resultado de las

inspecciones, o detección de averías, se

modifican desviaciones sistemáticas, o se

corrijan defectos detectados en los

equipos.

A continuación se van a resumir una serie de

recomendaciones prácticas que indican una

pauta de actuación, encaminada a optimizar las

actividades de mantenimiento y conservación en

las calderas para generación de energía en

plantas industriales:

1) Reducción de las pérdidas de calor:

Revisar y, en su caso, corregir:

- Defectos en el aislamiento térmico.

- Fugas por bridas, prensas de válvulas, etc.

- Funcionamiento correcto del sistema de

recuperación de condensados.

2) Mejora del rendimiento y del funcionamiento:

Revisar y, en su caso, corregir:

OOOOOptimización del mantenimiento

- Funcionamiento correcto de las calderas,

comprobando, especialmente, los siguientes

parámetros:

••••• Hollín: Se producen en combustiones

incompletas. Ajustar quemadores, y

mantener limpieza.

••••• Estanqueidad: Pueden producirse

entradas parásitas de aire, o fugas de

humos (atención al CO). Detectar y

corregir.

••••• Ventilación: Una entrada insuficiente de

aire exterior puede empobrecer el

contenido de oxígeno en el aire

comburente, y disminuir la eficiencia de

la combustión. Mantener los huecos, o

rejillas de entrada libres y limpios.

••••• Chimeneas: Extraer periódicamente los

hollines depositados generalmente en su

base, que pueden obstruir parcialmente

la salida de humos, influyendo

negativamente en el tiro y, por tanto, en la

combustión. Además, el hollín puede

acumular una importante cantidad de agua

de lluvia que con los residuos de azufre

forman ácido sulfúrico que corroe las

partes metálicas.

••••• Condensaciones en los humos: Impedir

que las temperaturas de entrada de los

fluidos a los economizadores o

recuperadores de calor descienda por

debajo del punto de rocío del anhídrido

sulfuroso/sulfúrico de los humos (aprox.

130ºC), para impedir su condensación y

formación de ácido sulfúrico.

••••• Incrustaciones en las superficies de

intercambio de calor: Verificar

sistemáticamente la buena calidad del

agua de alimentación y, sobre todo, del

agua de caldera. Las incrustaciones en

estas superficies dificultan la transmisión

de calor a través de ellas disminuyendo

sensiblemente el rendimiento. Puede

llegar incluso, a formarse una capa tan

gruesa, que impida la refrigeración de los

tubos o, lo que es peor, del hogar

ondulado en las calderas pirotubulares,

originando su rotura o aplastamiento.

- Funcionamiento correcto de los

quemadores, prestando especial atención a

los siguientes aspectos:

••••• Comprobar que la pulverización se realiza

correctamente con los combustibles

líquidos. Verificar y limpiar

sistemáticamente las cabezas de

pulverización mecánica, o asistida, o por

centrifugación.

••••• Seguir meticulosamente las instrucciones

del fabricante para situar exactamente los

elementos en su posición correcta,

manteniendo las distancias prescritas. De

no ser así, se provocan encendidos

defectuosos, combustiones incompletas

y, como consecuencia, descenso del

rendimiento.

- Regulación y control de los sistemas:

Comprobar su bien funcionamiento,

especialmente en lo concerniente a:

••••• Caudales, temperaturas y presiones de los

combustibles.

••••• Caudales, temperaturas y presiones del

agua de alimentación.

••••• Caudales, temperaturas y presiones del

vapor, o del agua sobrecalentada que

genera la caldera.

••••• Valores de consigna y bandas de

actuación de los distintos sistemas.

••••• Actuación correcta de la protecciones y

elementos de seguridad mecánicos y

eléctricos.

••••• Revisión y comprobación de función de

cuadros eléctricos.

Es evidente que la eventual complejidad de una

instalación aconsejará aumentar en consecuencia

la relación de actividades de mantenimiento y

conservación que se acaba de expresar,

adecuándolas cada explotador a sus propias

necesidades.

En Julio de 1980 se aprobó el Reglamento de

Instalaciones de Calefacción, Climatización y

Agua Caliente Sanitaria, que se completa y

desarrolla en Julio de 1981 con la aprobación de

la Instrucciones Técnicas Complementarias, más

conocidas como IT.IC.

Los objetivos fundamentales que pretende

alcanzar este reglamento, en sus IT.IC, se pueden

resumir del siguiente modo:

- Generales:

••••• Definición de las operaciones mínimas de

mantenimiento y de su frecuencia, según

IT.IC.22.

••••• Libros de mantenimiento.

••••• Necesidades del control por la

Administración.

PPPPProgramas de mantenimiento– Empresas de mantenimineto:

••••• Calificación empresarial y regulación del

sector.

••••• Carnets de mantenedor.

••••• Exigencias mínimas y profesionalidad.

– El mantenimiento, y su incidencia:

••••• En seguridad y calidad en el servicio.

••••• En mejoras del rendimiento.

••••• En alargar la vida útil de las instalaciones.

El mencionado Reglamento prescribe la

obligación de realizar el mantenimiento de las

instalaciones, según los siguientes grupos de

potencias:

1) Potencias inferiores a 100 kW:

- Revisiones periódicas por Técnico

competente, sin exigencia de carnet

profesional.

- Revisiones anuales por Empresa de

mantenimiento o Técnico con carnet

profesional de mantenedor, que extenderá

el correspondiente certificado.

2) Potencias entre 100 y 1.000 kW:

- Revisiones periódicas realizadas por

Empresa de mantenimiento, debidamente

calificada, que se responsabiliza, o por

Técnico en posesión del carnet

profesional de mantenedor.

3) Potencias superiores a 1.000 kW:

- Necesidades de una Dirección Técnica de

mantenimiento, con un nivel mínimo de

Técnico de grado medio, que se

responsabiliza de la correcta realización.

Los programas de mantenimiento a prever, se

deberán establecer en función de las exigencias

mínimas del Reglamento, de la potencia de las

instalaciones, y del criterio del propio explotador.

Estos programas se plasman en Fichas, o Gamas

de mantenimiento, que son los guiones sobre los

que se fijan las distintas actuaciones, su

periodicidad, y se deja constancia de los

resultados obtenidos.

Como ejemplo orientativo se adjuntan los

siguientes «Listados de operaciones de

mantenimiento»:

- Ficha nº 1: CALDERAS DE VAPOR/AGUA

SOBRECALENTADA

- Ficha nº 2: EQUIPOS DE COMBUSTIÓN/

GASÓLEO Y FUELÓLEO

- Ficha nº 3: EQUIPOS DE COMBUSTIÓN/GAS

NATURAL

Ficha nº 1: CALDERAS DE V APOR/AGUA SOBRECALENT ADA

NUM. DESCRIPCIÓN INTERVALO

1ª Control de purga de caldera. 1M

2ª Control de condiciones de combustión y rendimiento de la caldera. 3M

3ª Anotación del pH del agua de caldera. 3M

4ª Contraste y ajuste de regulación de tiro 6M

5ª Contraste y ajuste de los termostatos de mando y seguridad. 1M

6ª Contraste y ajuste de los presotatos de mando y seguridad. 1M

7ª Control de equipos de depuración de humos, si procede. 3M

8ª Verificación y ajuste en caldera de vapor de los automatismos de nivel. 1M

NUM. DESCRIPCIÓN INTERVALO

9ª Comprobación haces tubulares de caldera, refractarios y juntas de puerta. 1A

10ª Limpieza y verificación filtro bomba quemador. 6M

11ª Limpieza y verificación de electrodos. 6M

12ª Limpieza y verificación boquillas de pulverización y válvulas solenoides. 6M

13ª Limpieza y verificación de mirilla. 6M

14ª Limpieza y verificación de platos deflectores. 6M

15ª Limpieza y verificación célula fotoeléctrica. 6M

16ª Verificación de programador de encendido. 1A

17ª Verificación de seguridad y enclavamiento quemadores 6M

18ª Verificación de la regualción de presión de combustible. 1M

NUM. DESCRIPCIÓN INTERVALO

19ª Contraste y ajuste de termómetros y manómetros. 6M

20ª Limpieza de residuos sólidos de los depuradores de humos, si procede. 1A

21ª Comprobación del circuito de gases de la caldera. 1M

22ª Inspección del aislamiento de la caldera. 1A

23ª Limpieza de chimenea y conductos de comprobación y tarado válvula seguridad. 1A

24ª Comprobación y tarado válvula seguridad. 1A

25ª Control de la prueba hidráulica de la caldera. 1A

Leyenda:

A= Años Q= Quincenas D= Días

M= Meses S= Semanas H= Horas

Ficha nº 2: EQUIPOS DE COMBUSTIÓN/GASOIL Y FUELOIL

NUM. DESCRIPCIÓN INTERVALO

1ª Contraste y ajuste de regulación de tiro. 6M

2ª Contraste y ajuste de los termostatos de mando y seguridad. 1A

3ª Contraste y ajuste de los presostatos de mando y seguridad. 1A

4ª Control equipos de depuración de humos, si procede. 1A

5ª Comprobación haces tubulares de la caldera, refractarios y juntas de puerta. 1A

6ª Limpieza y verificación filtro bomba quemador. 6M

7ª Limpieza y verificación de electrodos. 6M

8ª Limpieza y verificación boquillas de pulverización y válvulas solenoides. 6M

NUM. DESCRIPCIÓN INTERVALO

9ª Limpieza y verificación de mirilla. 1A

10ª Limpieza y verificación platos deflectores. 1A

11ª Limpieza y verificación célula fotoeléctrica. 1A

12ª Verificación de programador y transformador de encendido. 6M

13ª Verificación de seguridades y enclavamiento quemadores. 6M

14ª Verificación de la regulación de presión de combustibles. 3M

15ª Contraste y ajuste de termómetros y manómetros. 6M

16ª Limpieza de residuos sólidos de los depuradores de húmos, si procede. 1A

17ª Comprobación del circuito de gases de caldera. 1M

18ª Inspección del aislamiento de la caldera. 1A

NUM. DESCRIPCIÓN INTERVALO

19ª Verificar inexistencia de fugas. 6M

20ª Verificar funcionamiento automatismos. 6M

21ª Verificar funcionamiento cambio secuencia 6M

22ª Comprobar estado rodamientos del ventilador. 6M

23ª Anotar consumo eléctrico motor del quemador. 1M

24ª Comprobar estado general, oxidaciones, antivibratorios, etc. 1A

Leyenda:

A= Años Q= Quincenas D= Días

M= Meses S= Semanas H= Horas

Ficha nº 3: EQUIPOS DE COMBUSTIÓN/GAS NA TURAL

NUM. DESCRIPCIÓN INTERVALO

1ª Analisis de combustión 52S

2ª Comprobación de ausencia de fugas en la rampa de regualción. 12S

3ª Comprobación de haces tubulares de caldera, refractarios y juntas de puertas. 52S

4ª Comprobación de la actuación de los termostatos de maniobra y seguridad. 12S

5ª Comprobación de la actuación del pirostato. 4S

6ª Comprobación manometrica de presión gas. 4S

7ª Comprobación temperatura de utilización del agua de la caldera. 2S

8ª Limpieza de residuos solidos en caldera y cajon de humos. 52S

NUM. DESCRIPCIÓN INTERVALO

9ª Limpieza y verificación de celula fotoeléctrica. 24S

10ª Limpieza y verificación de electrodos. 24S

11ª Limpieza y verificación de la mirilla. 24S

12ª Purgado con la caldera parada. 4S

13ª Verificación de estanqueidad de válvula en la rampa. 24S

14ª Verificación de los termostatos de maniobra y seguridad. 12S

Leyenda:

A= Años Q= Quincenas D= Días

M= Meses S= Semanas H= Horas

••••• Calderas

••••• Equipos de combustión

••••• Bombas de alimentación de agua

IntroducciónA continuación, se van a indicar

las hojas de cálculo, o fórmulas

aplicables al balance térmico y

dimensionamiento de los equipos

esenciales de una central

industrial de generación de

energía.

CCCCCalderas

Sin duda, el aspecto más importante para el explotador, es la determinación del

rendimiento térmico. Su valoración, se puede determinar por dos métodos.

– Método directo

– Método indirecto

Determinación del rendimiento por el método directo

Se obtiene de establecer el balance térmico:

Para calderas de vapor: G.H i.h=Qv.(iV-iA) kcal/h

Para calderas de agua sobrecalentada: G.Hi.h=QA.(i

A2–i

A1) kcal/h

••••• Caudal teórico de combustible quemado:

- Gasóleo, o fuelóleo: G kg/h

- Gas natural: G m³ N/h

••••• Poder calorífico inferior del combustible:

Gasóleol, o fuelóleo: Hi

kcal/kg

Gas Natural: Hi

kcal/m³N

••••• Caudal de vapor generado Q V kg/h

••••• Entalpía del vapor generado i V kcal/kg

••••• Entalpía del agua de alimentación: i A kcal/kg

••••• Caudal de agua sobrecalentada gerenrada: Q A kcal/h

••••• Entalpía del agua sobrecalentada /suspensión: i A2 kcal/kg

••••• Entalpía del agua sobrecalentada /retorno: i A1 kcal/kg

••••• Rendimiento térmico de la caldera: η -

De donde:

••••• Para calderas de vapor

Los valores Q V, QA, G, se miden con los

correspondientes caudalímetros.

Los valores i V, i A, iA1

, iA2

, se deducen de las

presiones y temperaturas que indican los

correspondientes instrumentos.

El valor Hi, es conocido para los combustibles

utilizados gasóleo, fuelóleo, o gas natural.

QV . (iV-iA) η= 100 (%) G . Hi

QA . (iA2-iA2)

η = . 100 (%) G . Hi

Determinación del rendimiento por el método indirectoPara ello, será necesario determinar la suma de todas las pérdidas que se originan en la caldera, a

saber:

- Pérdidas por los humos evacuados por la chimenea.

- Pérdidas por inquemados (combustión incompleta).

- Pérdidas por purgas

- Pérdidas por radiación.

1) Pérdidas por los humos evacuados por la chimenea:

Se valoran mediante la formula:

(100 - g) . vH. cm. (tH –ta)

qh= . 100 (%) Hi

Siendo:

••••• Parte del combustible inquemado: g %

••••• Caudal de humos que genera la unidad

de combustible:

- Para gasóleo, o fuelóleo: v H m³N/kg

- Para gas natural: v H m³N/m³N

••••• Calor específico medio de los humos,

entre t H y ta: cm kcal/m³NºC

••••• Temperatura de salida de los humos

de la caldera: t H ºC

••••• Temperatura ambiente: ta ºC

2) Pérdidas por inquemados (combustión incompleta):

Están valorados por el porcentaje g, indicado en el punto 1), anterior qi = g %

Lo facilita el fabricante del quemador, y su valor es muy pequeño, del orden del 0,1 al 0,3% con las

técnicas actuales.

3) Pérdidas por purgas:

Se valoran mediante la fórmula:

Siendo:

••••• Caudal medio de purgas durante el periodo

de pruebas: Qp kg/h

••••• Entalpía de las purgas a la presión y

temperatura de salida: i p2 kcal/kg

••••• Entalpía del agua de alimentación: iA1

kcal/kg

Qp . (iP2 – iA1)

q p = . 100 (%) G. Hi

••••• Caudal teórico de combustible quemado:

- Para gasóleo, o fuelóleo: G kg/h

- Para gas natural: G m³N/h

••••• Poder calorífico inferior del combustible:

- Para gasóleo, o fuelóleo: Hi

kcal/kg

- Para gas natural: Hi

kcal/m³ N

Estas pérdidas son prácticamente nulas en las calderas que generan agua sobrecalentada, y en las

calderas que generan vapor son muy pequeñas, dependiendo su valor de la calidad del agua de

alimentación y, sobre todo, del tratamiento previsto en la instalación, pero se pueden anular mientras

se realizan las pruebas de rendimiento, no realizando purgas en ese periodo.

4) Pérdidas por radiación: q R (%)

Son las que se produce por la pérdida de calor a través de la superficie exterior del recubrimiento del

aislamiento térmico de la caldera. Con una buena ejecución, se puede reducir a valores muy bajos,

que, en nigún caso, deberán sobrepasar el 0,5%.

CONCLUSIONES:

El valor del rendimiento, determinado por el metodo indirecto, será pues:

η = 100 - (qH + qi + qp + qR)(%)

Y como se ha visto, g i, qp, y q R son realmente muy pequeñas, frente a q H, las pérdidas por los humos que

salen por la chimenea, que representa, con mucho, la perdida más importante las cálderas; del orden

del 5 al 15%, según los casos.

Por otra parte, la determinación de los valores precisos de q i, vH, y c m, puede ofrecer dificultades al

explotador.

Un procedimiento muy aproximado consiste en la utilización del Diagrama representado en la Fig.33,

que se adjunta, en el que, con los valores facilmente conocidos, o medibles de:

- Porcentaje de CO 2 en los humos: %

- Poder calorífico del combustible H i kcal/kg

- Temperatura de los humos, a la salida de la caldera: t H ºC

Se puede obtener directamente el valor de :

η = aprox. (100 - q H) %

Pérdidas por los humos qH

Pérdidas de calor por los humos qH

Fig.33: Pédidas de calor

por los evacuados

para combustibles

líquidos y

gaseosos.

EEEEEquipos de combustión

Para la valoración los parámetros esenciales que intervienen en la combustión de una caldera, se

adjuntan los siguiente documentos:

1) Caudales de aire de combustión:

Su valor se obtiene de los Diagramas adjuntos, siendo:

- Caudal especifico necesario de aire de combustión por unidad de combustible:

••••• Para gasóleo y fuelóleo (Fig.34): v A m³N/kg

••••• Para gas natural (Fig.35): v A m³/m³N

- Caudal teórico de combustible quemado:

••••• Para gasóleo o fuelóleo: G kg/h

••••• Para gas natural: G m³N/h

De donde se obtiene el volumen teórico total de aíre de combustión V 0

V0 = vA . G kg/h ÷ m³ N/h

2) Caudal de humos generados en la combustión:

Su valor se obtiene de los Diagramas adjuntos, siendo:

- Caudal específico de humos generados por unidad de combustible quemado:

••••• Para gasoil y fueloil (Fig.34): v H m³N/kg

••••• Para gas natural (Fig.36): v H m³N/m³N

De donde se obtiene el volumen teórico total de humos generados:

VH = vH . G m³ N/h

3) Dimensionado del ventilador de aire de combustión:

La potencia nominal absorbida se determina por la fórmula:

k. Vo . ΣPNa = kW 3.600 . 102 . η v

Siendo:

- Caudal total nominal de aire V 0 m³/h

- Coeficiente de mayoración de V 0= k -

- Rendimiento total del ventilador= ηV -

- Suma de las pérdidas totales de carga

a vencer por el ventilador: ∑∑∑∑∑ P mm C.A.

En donde: ∑∑∑∑∑ P = P1 + P2

••••• Pérdidas de carga en el quemador al

paso del aire de combustión V 0: P1 mm C.A.

••••• Pérdidas de carga en la caldera al

paso de los humos V H . k: P2 mm C.A.

Fig.34: Caudal de aire y de humos

para combustibles líquidos .

Fig.35: Caudal de aire para combustibles gaseosos

(gas natural).

Fig.36: Caudal de humos para combustibles gaseosos

(gas natural).

BBBBBombas de alimentación de agua

El dimensionado de las bombas de alimentación de agua se obtiene mediante la aplicación de las

siguientes fórmulas:

1) Potencia absorbida:

Siendo:

- Caudal de agua bombeada: Q A m³/s

- Altura manométrica de la bomba: H m m

- Rendimiento manométrico de la bomba: ηm %

- Peso específico: γ kg/m³

QA . Hm

Na = .γ kW

102 . η m

Siendo:

Hm = He + Hg + ∑∑∑∑∑H

- Presión estática de sistema (Fig.37): He m

P2 � P1

He = mγγγγγ P2 y P1 kg/m²

- Altura geodésica (Fig.37): Hg m

- Suma de todas las pérdidas de carga por

razonamiento entre P 2 y P1 (Fig.37): ∑ H m

Fig.37: Bombas de alimentación de agua.

EEEEEjemplos prácticos

A continuación se van a exponer diversos casos prácticos de mejoras en calderas con el fin de

aumentar su eficiencia.

En ellos solo se estudia la cuantificación del ahorro de energía que se produce, por lo que se

requiere además, el análisis del coste de implantación de dichas mejoras con el fin de estudiar la

rentabilidad de la acción.

Se tiene una caldera de vapor de las siguientes características:

producción 20.000 kg/h (vapor saturado)

presión de trabajo 12 kg/cm 2

retorno de condensados 15.000 kg/h

salinidad agua aportación 750 mg/l

De acuerdo con la norma UNE-9075 la salinidad total máxima en el agua de la caldera dependerá del

tipo de ésta, por lo que se analizarán ambos casos:

Ejemplo 1. Ahorro de energía mediante reducción del caudal depurga

TIPO DE CALDERA SALINIDAD TOTAL mg/l ; ppm

PIROTUBULAR (vaporización media) <= 6.000

ACUOTUBULAR (circulación natural) 3.500

a) caldera pirotubular

la purga continua necesaria para mantener la salinidad dentro del valor que fija la norma es

( )20 000 15000 750

6 000 750714

. .

./

− ×−

= kg h

si consideramos la instalación de un sistema de tratamiento de agua que reduzca los niveles de

salinidad a 300 ppm, el caudal de purga que se tendría sería de

( )20 000 15000 300

6 000 300263

. .

./

− ×−

= kg h

al no contar la instalación con un sistema de recuperación del calor de purgas, la reducción de las

perdidas por purgas sería de

( )714 263 749 358 094 99− × = ⇒kg h kJ kg kJ h kW/ / . /

considerando un funcionamiento de la caldera de 7.000h/a utilizando gasóleo (PCI= 40.100 kJ/kg) y

que tiene un rendimiento de 0,85, el ahorro de combustible resulta

358 094

0 85 401007 000 73540

.

, .. . /

×× = kg a de gasóleo equivalentes a 87.550 litros/a

b) caldera acuotubular

Para este caso la purga continua resultaría del orden de

( )20 000 15000 750

3500 7501364

. .

.. /

− ×−

= kg h

considerando el mismo equipo de tratamiento de agua hasta conseguir una salinidad de 300 ppm, la

purga se reduciría a

( )20 000 15000 300

3500 300469

. .

./

− ×−

= kg h

la reducción de pérdidas por purgas sería entonces de

( )1364 469 749 710 630 197 4. / / . / ,− × = ⇒kg h kJ kg kJ h kW

bajo las mismas hipótesis del apartado a) el ahorro de combustible sería de

710 630

0 85 401007 000 145941

.

, .. . /

×× = kg a de gasóleo equivalentes a 173.740 litros/a

Ejemplo 2. Recuperación del calor de purgaSe considerará la caldera del EJEMPLO 1 apartado b) cuyos datos eran:

producción 20.000 kg/h (vapor saturado)

presión de trabajo 12 kg/cm 2

retorno de condensados 15.000 kg/h

caudal de purga 469 kg/h

entalpía purga 794 kJ/kg

se plantea la instalación de un sistema de recuperación del calor de purga mediante la producción de

vapor de flash a 2 kg/cm 2 y un intercambiador de calor para verter la purga a 30 ºC. los valores de la

entalpía del líquido y vapor saturado a 2 kg/cm 2 utilizados son 501,6 kJ/kg y 2.698,6 kJ/kg respectivamente

El vapor de flash producido será

( )( )469

794 501 6

2 698 6 501 662 4×

−−

=,

. , ,, /kg h

luego se verterán como purga líquida 469-62,4 =406,6 kg/h que a 30 ºC representan 14,1 kW equivalentes

a 99.142 kWh/a frente a la situación anterior en la que se vertían 103,4 kW equivalentes a 724.084 kWh/a

Para aprovechar el calor de purgas mediante el intercambiador, se considerará que el agua de alimentación

(5.000 + 469) kg/h entra a 20 ºC, consiguiéndose elevar su temperatura hasta 26,7 º C obtenida del siguiente

balance térmico

( ) ( ) ( )5000 469 20 418 4066 120 30 418. / º , / º , / º , / º+ × − × = × − ×kg h t C kJ kg C kg h C kJ kg Cf

Ejemplo 3. Instalación de un regulador de tiroSe tiene una caldera de vapor de tiro aspirado que consume gasóleo y trabaja con una fuerte depresión

en el hogar lo que produce entradas de aire no controladas. Las condiciones de funcionamiento de la

caldera son:

% O2 12%

%CO2 6%

temperatura de salida de gases 200 ºC

Se ha considerado la posibilidad de instalar un regulador de tiro que modifique las condiciones de

trabajo a:

% O2 5%

%CO2 12%

considerándose que la temperatura de salida de gases se va a mantener constante

Para realizar los cálculos de forma aproximada se va utilizar el diagrama de la Figura 38 de pérdidas por

humos para combustibles líquidos y gaseosos, aunque también se pueden realizar utilizando otros

diagramas, tablas y datos ampliamente publicados en manuales de ahorro y eficiencia energética en

calderas.

Fig. 38

En el diagrama introduciendo los datos de operación antes de la instalación del regulador de tiro se

obtiene el punto A definido a partir de un valor del PCI de 10.200 kcal/kg y el % de CO 2. Se tiene un índice

de exceso de aire ligeramente superior a 2,2.

Entrando con el valor del PCI se alcanza en vertical la curva de temperatura de salida de gases y trazando

la horizontal hasta la línea de λ=2,2 se alcanza en vertical el punto B donde se obtiene que las pérdidas

por calor sensible de los humos está ligeramente por encima del 15%.

Volviendo a realizar los mismos pasos introduciendo los valores obtenidos con el regulador de tiro, se

obtiene el punto C con un índice de exceso de aire de 1,2 , que permite alcanzar el punto D obteniéndose

unas pérdidas por calor sensible de humos del 8,6%.

Si se supone que el resto de las pérdidas de la caldera suponen un 4 % la instalación de un regulador de

tiro ha mejorado el rendimiento de la caldera, pasando de un 81% a un 87, 4%.

Ejemplo 4. Instalación de un economizadorSe dispone de una caldera que ha sido transformada a gas natural, obteniéndose los siguientes datos

de funcionamiento:

% CO2 de gases de escape 9%

exceso de aire 1,4

temperatura salida gases 250 ºC

consumo de gas natural 60 Nm 3/h

A partir del diagrama de la Figura 38 se obtendrían las pérdidas por calor sensible de los gases de

escape de forma análoga al EJEMPLO 3, comprobándose que las pérdidas ascienden al 12,5%.

Tomando como valor de la densidad del gas natural 0,83 kg/Nm 3 , el consumo másico de gas sería de

49,8 kg/h.

Para el cálculo del caudal de gases de escape se considerará que en la combustión estequiométrica del

gas natural se requieren 16 kg de aire por cada kg de gas, luego con un índice de exceso de aire de 1,4

teniendo un caudal de aire de combustión de 22,4 kg por kg de gas, resultando un caudal de gases de

escape de

49 8 22 4 49 8 1165 32, / , / , / . , /kg h kg kg kg h kg ha g× + =

Con el fin de mejorar el rendimiento de la caldera se prevé instalar un economizador para aprovechar la

energía de los gases de escape y precalentar el agua de alimentación a la caldera. Los gases de escape

reducirán su temperatura de los 250 ºC a 140 ºC.

La energía aprovechada será de (c p =1,0032 kJ/kg ºC):

( )1165 32 1 0032 250 1401

360035 72. , / , / º º

.,kg h kJ kg C C

h

skW× × − × =

lo que representa un ahorro de combustible de:

35 72

49 8 468361

3600

5 5,

, / . /.

, %kW

kg h kJ kgh

s× ×

≈

Este resultado también se obtendría a partir del diagrama de la Figura 38 en donde se obtiene que las

pérdidas por calor sensible han sido reducidas hasta el 7%

IntroducciónLa metrología, como ciencia encargada del estudio de los sistemas de pesas y medidas, pese a tener una

gran importancia desde el punto de vista del intercambio técnico, científico, cultural y económico, no ha

conseguido hasta época muy reciente la unificación de los sistemas en uno único. En la antigüedad

existieron, prácticamente, tantos sistemas como tribus, basados, generalmente, en medidas antropológicas

(codo, braza, pie, palmo, pulgada, etc.) que variaban de un lugar a otro. El primer sistema adaptado por los

países civilizados fue, posiblemente, el cronométrico, que todavía mantiene su absurda base duodecimal-

sexagesimal frente a todas las tendencias decimalizadoras. Hacia 1670 el abate Monton propugnó la

implantación de un sistema métrico decimal que, posteriormente, fue establecido por la academia Francesa

de Ciencias y, más tarde, en el resto de países. Al princípio del siglo XIX comenzó a establecerse el actual

sistema de medidas eléctrico; inicialmente se utilizó como base el sistema cegesimal o CGS (centímetro,

gramo, segundo) que, posteriormente, fue desplazado por el MKS (metro, kilogramo, segundo), propuesto

por Georgi en 1901. En 1935 la Comisión Electrotécnica Internacional adoptó un sistema de unidades

eléctricas ajustado al MKS, y en 1950 se tomó como unidad fundamental el amperio, quedando como

MKSA (metro, kilogramo, segundo, amperio). La X conferencia General de Pesos y Medidas adoptó en

1954 dicho sistema con el nombre de «sistema internacional de medidas» y en forma abreviada «SI».

En el Boletin Oficial del Estado nº 67, del 19 de marzo de 1985, se emitió la Ley 3/1985, del 18 de Marzo

METROLOGIA, por la que se adoptaba, a nivel nacional, la obligación de utilizar en España el sistema

Internacional de Unidades de Pesos y Medidas «SI», antes mencionado.

UUUUUnidades básicas del SI

La seis unidades básicas, son las siguientes:

1. Magnitud física: longitud

Unidad: el metro

Símbolo: m

El tamaño del metro se tomó del largo de un

péndulo que marcaba los segundos (Chr

Huygens, 1664). Esta medida resultó ser un

0,7% menor que el metro actual. En 1790,

Talleyrand definió el metro como la 10

millonésima parte del cuadrante del meridiano

que pasaba por París, medida entre Dunkerque

y Barcelona. A partir de 1960, tiene valor legal

la siguiente definición: un metro equivale a

1.650.463,73 longitudes de onda de la radiación

correspondiene a la transición entre los niveles

2p y 5d del átomo de cripton 86 excitado en el

vacio.

2. Magnitud física: masa

Unidad: kilogramo

Símbolo: kg

Su antigua definición era el peso de un cubo

de agua de un dm³ a una temperatura de 273,15

K(=0ºC). La actual se define como la masa del

prototipo de platino, sancionado por la

conferencia General de Pesos y Medidas de

1889, y que se halla depositado en el pabellón

de Breteuil, en Sevrés (París) y que difiere

aproximadamente en un 2,8 · 10-³% del peso

del cubo de agua. Esta pequeña diferencia se

da como experimental por la posibilidad

existente de perfeccionar los métodos de

medición.

3. Magnitud física: tiempo

Unidad: segundo

Símbolo: s

Un segundo se define com 1/31.556.925,9747

del año trópico para el cero de Enero de 1990,

a las 12 horas de tiempo de las efemérides, o

como 1/86.400 parte de una día medio solar.

Segundo atómico se define como la duración

de 9.192.631.770 períodos de la radiación

correspondiente a la transición entre los dos

niveles hiperfinos del estado fundamental del

átomo de cesio 133.

4. Magnitud física: intensidad de corriente

eléctrica

Unidad: el amperio

Símbolo: A

Una de las más antiguas definiciones es la de

la corriente produce un cm³ de gas detonante

en un minuto. En 1881 se dio el nombre de

amperio a la intesidad de una corriente

constante que mantenida en dos conductores

paralelos, rectilíneos, de longitud infinita,

sección circular despreciable y situados a un

metro de distancia uno del otro, en el vacío,

produce entre ambos una fuerza de 0,2 · 10 6

Newtons por metro de longitud.

Mas tarde, la corriente de un amperio se definió

como la corriente que durante un segundo

separa de una solución de nitrato de plata, 1,118

mg de plata.

5. Magnitud física: temperatura

Unidad: Kelvin

Símbolo: K (¡NO ºK!)

Fue el Ingles Sir Willian Thomson, Lord Kelvin

de Largs (1824-1907) quien expresó la

temperatura absoluta = -273,15ºC.

Definición: un Kelvin es la 1/273,16 parte de la

temperatura absoluta del punto triple del agua

( punto triple = las distintas fases de una materia

que se dan en un mismo peso, en el agua:

0,01ºC.)

Nota: Para su uso práctico (por ejemplo, 1 K

de diferencia de temperatura del agua = 1ºC)

se permite los datos en grados Celsius (ºC).

6. Magnitud física: Intensidad luminosa

Unidad: candela

Símbolo: cd

Definición: Intensidad luminosa, en una

dirección determinada, de una abertura

perpendicular a esa dirección que tenga una

superficie de 1/60 cm² y radie como un radiador

perfecto (cuerpo negro) a la temperatura de

solidificación del platino.

1 cd=1lm/sr, siendo un lm (lumen) el flujo

luminoso emitido en un esteroradian por una

fuente puntual uniforme situada en el vértice

de un ángulo y que posea una intensidad

luminosa de una candela.

Para aclarar conceptos, se establece en la tabla

siguiente la comparación entre el sistema CGS

(sistema centímetro, gramo, segundo) y el MKS

(sistema metro, kilogramo y segundo),el cual es

idéntico al sistema SI.

Sistema MKS Sistema CGS

Longitud = m cm

Peso = kg g

Tiempo = S s

Velocidad = m/s cm/s

Aceleración = m/s² cm/s²

Fuerza = kgm/s² gcm/s² = dina

Trabajo = kgm²/s² gcm²/s² = ergio

Potencia = kgm²/s³ gcm²/s³=ergio/s

1 kilopondio = 1 Newton x 9,81

1 kp = 9,81 N

Junto con las unidades fundamentales del sistema

SI, se conservan otras derivadas como:

V (voltio), W (Watio), O (Ohmio), S(Siemens),

H(Henrio) y F(Faradio).

Como unidades que cambian, se encuentran:

Para calor y trabajo: Julio (J), en vez de caloría.

Para flujo magnético: Weber (W), en vez de

Maxwell.

Para inducción magnética: Tesla (T), en vez de

Gauss.

Para intesidad de campo magnético: Amperio

(A/m), en vez de Oersted.

Para presión: Pascal (Pa), en vez de Torr.

Para fuerza: Newton (N), en vez de kilopondio

1 Pa = 1 N/m²=1 Jm = 1 kg/s²m

1 W = 1 Nm/s=1 J/s= 1 kgm²/s³

En la TABLA 3, adjunta, se recoje las conversiones

de las unidades esenciales básicas y derivadas

del SI.

Tabla 3

Unidad físicaFuerza (mecánica)

Unidad SI: N (Newton)J/m (Julio/m)

Unidad antigua: kp (kilopondio)dina

1 N = 1 J/m = 1 kgm/s 2 = 0,102 kp = 10 5 dina1 J/m = 1 N = 1 kgm/s 2 = 0,102 kp = 10 5 dina1 kgm/s 2 = 1 N = 1 J/m = 0,102 kp = 10 5 dina1 kp = 9,81 N = 9,81 J/m = 9,81 kgm/s 2 = 0,981 10 6 dina1 dina = 10 -5 N = 10 -5 J/m = 9,81 kgm/s 2 = 1,02 10 -6 kp

Tabla 3 (continuación)

Unidad físicaPresión

Unidad SI: Pa (Pascal)Bar

Unidad antigua: at= kp/cm 2 = 10 mWSTorr = mmHGatm

1 Pa = 1N/m2 = 10 –5 bar

1 Pa = 10 -5 bar = 10,2 10 -4 at = 9,87 10 -4 atm = 7,5 10 -3 Torr1 bar = 10 5 Pa = 1,02 at = 0,987 atm = 750 Torr1 at = 98,1 10 3 Pa = 0,981 bar = 0,968 atm = 736 Torr1 atm = 101,3 10 3 Pa = 1,013 bar = 1,033 at = 760 Torr1 Torr = 133,3 Pa = 1,333 10 -3 bar = 1,359 10 -3 at = 1,316 10 -3 atm

Tabla 3 (continuación)

Unidad físicaTrabajo

Unidad SI: J (Julio)Nm (Newton metro)

Unidad SI: Ws (Watio segundo)(anterior) kWh (kilowatio hora)

Unidad antigua: kcal (kilocaloría) = cal 10 3

1 Ws = 1J = 1Nm = 10 7 erg

1 Ws = 278 10-9 kWh = 1 Nm = 1 J = 0,102 kpm = 0,239 cal1 kWh = 3,6 106 Ws = 3,6 106 Nm = 3,6 10 6 J = 367 103 kpm = 860 kcal1 Nm = 1 Ws = 278 10-9 kWh = 1 J = 0,102 kpm = 0,239 cal1 J = 1 Ws = 278 10-9 kWh = 1 Nm = 0,102 kpm = 0,239 cal1 kpm = 9,81 Ws = 2,72 10-6 kWh = 9,81 Nm = 9,81 J = 2,34 cal1 kcal = 4,19 103 Ws = 1,16 10-3 kWh = 4,19 10 3 J = 4,19 103 J = 427 kpm

Tabla 3 (continuación)

Unidad físicaPotencia

Unidad SI: J/s (Julio/segundo)Nm(s (Newton metro/segundo

Unidad SI: W (Watio)(anterior) kW (kilowatio)

Unidad antigua: kcal/s (kilocaloría/s) = cal/s 10 3

kcal/h (kilocaloría/hora) = cal/h 10 3

kpm/s (kilopondio metro(seg)CV (caballo vapor)

1 W = 1J/s = 1 Nm/s

1 W = 10-3 kW = 0,102 kpm/s = 1,36 10-3 CV = 860 cal/h = 0,239 cal/s1 kW = 103 W = 102 kpm/s = 1,36 CV = 860 103 cal/h = 239 cal/s1 kpm/s = 9,81 W = 9,81 10 -3 kW = 13,3 10-3 CV = 8,43 103 cal/h = 0,34 cal/s1 CV = 736 W = 0,736 kW = 75 kpm/s = 632 103 cal/h = 176 cal/s1 kcal/h = 1,16 W = 1,16 10 -3 kW = 119 103 CV = 1,58 10-3 CV = 277,8 10-3 cal/s1 cal/s = 4,19 W = 4,19 10-3 kW = 0,427 kpm/s = 5,69 10-3 CV = 3,6 kcal/h

A continuación se va a relacionar la normativa más importante, aplicable a las calderas

de generación de energía en plantas industriales, mencionadas en los capítulos

anteriores.

Normativa española aplicable

Normativa extranjera aplicable

NNNNNormativa Española

Para Instalación de recipientes a presión:

••••• REGLAMENTO DE RECIPIENTES A PRESIÓN.

D 2443/1969, 16 Agosto

••••• REGLAMENTO DE APARATOS A PRESIÓN.

RD 1244/1979, 4 Abril

RD 1504/1990, 23 Noviembre

••••• IT.IC-MIE-AP1 a AP 17, en su caso.

EDICIÓN 1985 y separatas posteriores

Para instalación y uso de combustibles:

••••• REGLAMENTO SOBRE INSTALACIONES DE USOS INDUSTRIALES.

Nº7/Junio 1985, de CAMPSA

••••• REGLAMENTO DE SEGURIDAD DE REFINERIAS DE PETROLEO Y PARQUES DE

ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS PETROLIFEROS.

D 3143/1975, 31 de Octubre

••••• REGLAMENTO DE INSTALACIONES PETROLIFERAS.

RD 2085/1994, 20 Octubre

••••• REGLAMENTO GENERAL DEL SERVICIO PUBLICO DE GASES COMBUSTIBLES.

D 2913/1973, 26 de Octubre

D 3484/1983, 14 Diciembre

••••• LEY DE PROTECCIÓN DEL AMBIENTE ATMOSFERICO.

Ley 38/1972, 22 Diciembre

••••• DESARROLLO DE LA LEY DE PROTECCIÓN DEL AMBIENTE ATMOSFERICO.

D 833/1975, 8 Febrero

••••• NORMAS DE UNE, en su caso.

NNNNNormativa extranjera

Se va a enumerar, exclusivamente, normativa reconocida internacionalmente.

Normativa Suiza:

••••• ASOCIACIÓN SUIZA DE PROPIETARIOS DE CALDERAS (SVDB).

Normativa alemana:

••••• REGLAMENTACIÓN TÉCNICA PARA CALDERAS (TRD).

Normativa de USA:

••••• ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE/SECCIÓN VIII – PRESSURE VESSELS.

Creado por la Ley 7/1996, como Organismo que desarrolla, unifica, e integra a

nivel territorial y de forma efectiva todas las políticas aprobadas e

instrumentadas en las distintas áreas energéticas, el Ente Público regional de

la Energía de Castilla y León (EREN) orienta sus actuaciones al fomento del

ahorro energético y la utilización racional de las fuentes energéticas, con el

especial aprovechamiento de las energías renovables.

El EREN desarrolla su actividad llevando a cabo tareas dirigidas a:

••••• gestionar y controlar los consumos de energía;

••••• actuar sobre la demanda;

••••• controlar los comportamientos energéticos, y

••••• promover las inversiones necesarias.

Dirigidos a promover dos grandes políticas, el desarrollo regional y la

protección del medio ambiente, los objetivos generales fijados para el EREN

son:

••••• Asegurar un aprovisionamiento energético duradero y económicamente

aceptable.

••••• Diversificar las fuentes de aprovisionamiento energético.

••••• Utilizar en la mayor medida posible las energías locales y renovables.

••••• Plantear una política de eficacia energética.

••••• Reducir las emisiones contaminantes preservando el medio ambiente.

Como instrumento de racionalización de la energía en Castilla y León y

abarcando amplios y variados aspectos del sector energético, las funciones

atribuidas al EREN son:

••••• el fomento y desarrollo de programas para la mejora del ahorro y la

eficiencia energética.

••••• la elaboración de programas de racionalización del uso de energía.

••••• el impulso a la implantación de las energías renovables a escala

local.

••••• el fomento con la participación de otras entidades públicas y

privadas, la investigación y desarrollo de tecnologías energéticas

y medioambientales.

••••• la elaboración de estudios y recomendaciones de aplicación de

tecnologías energéticas en los diferentes sectores económicos.

••••• el asesoramiento en materia de energía a la Junta de Castilla y León

y otras entidades públicas regionales.

••••• la coordinación de programas y proyectos energéticos.

••••• la organización de programas de reciclaje profesional en

colaboración con Universidades y otros Centros de la región.

••••• el establecimiento de relaciones de cooperación con otras

instituciones públicas y privadas, y promover la participación de

empresas de la región.

Para el desarrollo de sus funciones y la consecución se sus objetivos, el

EREN cuenta con dos grandes órganos de dependencia funcional:

••••• El CONSEJO DE ADMINISTRACIÓN, órgano de representación, de

dirección y de control del Ente.

••••• El CONSEJO ASESOR, órgano de carácter consultivo y de debate

en el que están representados todos los agentes sociales y

económicos del sector energético de la región, asesora sobre las

líneas de actuación del Ente, realizando un seguimiento de sus

actividades.

••••• El DIRECTOR, a quien corresponde la dirección de las actividades

del Ente, administrativa y de personal.

El Gobierno Regional ha dotado al EREN para que permita asegurar la

realización de un programa de planificación energética; servir de apoyo para

la toma de decisiones en el campo de la energía, con la ejecución de estudios

de planificación y programación energética; promover programas energéticos

con incidencia económica y evaluar sus impactos económicos, sociales y

ecológicos; y servir, si fuese necesario, de agente para la ejecución de políticas

de diversificación energética y energías renovables, desarrollando para ello

actuaciones que se enmarcan dentro de los siguientes áreas:

PPPPPlanificación energética

Tras haber revisado y actualizado el Plan Energético Regional de Castilla y

León 1995-2000 (PERCYL 2000) que establece las líneas de actuación a seguir

por la política energética regional, el EREN procede a desarrollar actuaciones

concretas en los aspectos más relevantes que contempla:

1.- El Programa de Ahorro, Sustitución, Cogeneración y Energías

Renovables (PASCER), para el fomento del ahorro y la eficacia

energética.

2.- La mejora de las condiciones medioambientales.

3.- El aumento gradual de la tasa de autoabastecimiento mediante la

utilización de energías renovables.

AAAAAhorro y eficiencia energética

Elaboración y desarrollo de un PLAN DE AHORRO Y EFICIENCIA ENERGÉTICA

para su implantación en Castilla y León que establece medidas y acciones

tendentes al control y reducción de la intensidad energética, lo que se traduce

en una reducción del consumo sin renunciar a una mejor calidad de vida.

El Plan de Ahorro y Eficiencia Energética plantea las actuaciones de este

Ente en materia de Ahorro y Eficiencia Energética mediante:

a) servicios de asistencia técnica;

b) inversiones directas;

c) promoción y difusión;

d) formación y actuaciones institucionales.

A su vez, estas actividades se incluyen dentro de programas específicos

dirigidos tanto al sector industrial como al sector residencial, servicios y

transporte:

a) Ahorro: auditorías energéticas, optimización eléctrica de instalaciones,

tarificación eléctrica, mediciones energéticas, ahorro energético en

la gestión del agua, recursos y lodos, telegestión, mediciones

energéticas, alumbrado público, etc.

b) Diversificación : redes locales de sustitución de gas natural, nuevas

tecnologías del gas, estudio de viabilidad de planta biodiesel,

realización de planta de producción biodiesel, etc.

c) Cogeneración : participación en UTEs, seguimiento de empresas

Régimen Especial, auditorías plantas de cogeneración existentes, etc.

d) Promoción : difusión de mejores prácticas, artículos en revistas

especializadas, publicaciones técnicas, difusión de actuaciones, de

resultados, acontecimientos y días señalados en materia energética.

e) Formación : Masters, cursos específicos, conferencias, jornadas y

seminarios, actuaciones docentes en colegios y universidades, etc.

f) Actuaciones Institucionales : informes sobre propuestas de normativa,

seguimiento y control de subvenciones, apoyo técnico a la Dirección

general, propuesta y elaboración de instrucciones, revisiones del

PERCYL y PASCER.

GGGGGestión de programas y cooperaciónEl Ente Regional de la Energía asesora, gestiona y participa en programas

energéticos regionales, nacionales y de la Unión Europea verificando aquellos

proyectos que refuercen y contribuyan al desarrollo económico de la región.

En el ÁMBITO REGIONAL, el EREN lleva a cabo el control y seguimiento de las

Subvenciones de la Junta de Castilla y León en materia de energía, informando

de las distintas líneas de ayuda, asesorando y verificando el cumplimiento de

las condiciones para el otorgamiento de subvenciones y ayudas regionales a

proyectos a desarrollar en Castilla y León que contribuyan a reforzar la base

económica de la región mediante la mejora del abastecimiento energético local,

la creación de empleo y el acceso a un nivel tecnológico más elevado, apoyando

con ello el desarrollo de Castilla y León en materia de ahorro energético y

energías renovables.

Entre los PROGRAMAS NACIONALES, el EREN realiza el seguimiento y gestión

de las solicitudes de proyectos presentados en Castilla y León para acogerse

al Plan de Ahorro y Eficiencia Energética (PAEE-98) del Ministerio de Industria

y Energía, para el uso racional de la energía como sustitución de fuentes

energéticas en los Sectores Transporte, Edificación y Servicios, y Energías

Renovables.

En materia de PROGRAMAS ENERGÉTICOS EUROPEOS, el EREN participa

en aquellas propuestas que impliquen un interés para Castilla y León y estén

en consonancia con las líneas de actuación regionales, para cuya financiación

se presentan proyectos junto con otras regiones españolas y de la Unión

Europea, y entidades y empresas de Castilla y León, dentro de las distintas

iniciativas y programas en materia de energía, permitiéndoles con ello la

realización de acciones innovadoras y la transferencia de experiencias a nivel

europeo, lo que siempre conlleva el óptimo resultado de los proyectos.

Para el desarrollo de sus actuaciones, el EREN COOPERA Y COLABORA de

manera estrecha con otras instituciones y organizaciones internacionales,

nacionales, regionales y locales que desarrollan actividades en materia de

energías renovables y de ahorro energético, estableciendo en algunos casos

convenios de colaboración para una materialización más eficaz de sus

acciones.

AAAAAsesoramientoComo entidad asesora en materia de energía, el EREN elabora informes de

carácter administrativo y de carácter técnico y participa en grupos de trabajo

que se forman en aquellas áreas del sector de la energía en que puede ser

necesaria la opinión del EREN. Desarrolla labores de asesoramiento y elabora

estudios energéticos y de viabilidad que atiendan las necesidades de la

Administración Pública, Empresas y Usuarios de la Región sobre asuntos

relacionados con planificación y programación energética, uso racional de

la energía y energías renovables.

EEEEEnergías renovablesEn una región como Castilla y León con una gran riqueza en recursos

aplicables a las energías renovables, el Ente Regional de la Energía de Castilla

y León contribuye con sus actividades al diseño de un nuevo mapa energético

en el que estas energías jueguen un papel más importante, superando el 11%

de energía primaria que generan en la actualidad, dada su importancia por

su capacidad de producir actividades económicas, favoreciendo la creación

de empleo y con ello el desarrollo socio-económico regional.

Actuaciones en las diversas áreas técnicas:

••••• En el área de la Energía Minihidráulica, ampliamente desarrollada en

Castilla y León, el EREN estudia proyectos para la construcción de

centrales nuevas así como la automatización y rehabilitación de

centrales antiguas.

••••• En el campo de la Biomasa se realizan entre otros, proyectos de

calefacción centralizada, así como innovadores proyectos de

aprovechamiento energético de cultivos y biomasa forestal.

••••• Dentro del sector de la Energía Eólica y al comenzar a considerarse

Castilla y León como una región con adecuados potenciales

susceptibles de ser utilizados energéticamente para la producción de

energía eléctrica, se prevé un importante aumento en el número de

solicitudes de parques eólicos que supondrán una importante potencia

instalada y una gran inversión que tendrá un fuerte impacto a nivel

local, actuando el EREN como instrumento técnico de evaluación de

estos proyectos en el marco de la nueva normativa regional para la

tramitación administrativa de los proyectos eólicos.

••••• En el área de la Energía Solar Térmica y de la Energía Solar Fotovoltaica

y dada la evolución de su utilización durante los últimos años, traducida

en un gran aumento de su superficie de captación, se prevé una gran

expansión en la que el EREN actúa, en algunos casos como promotor,

realizando en la gran parte de los casos las acciones divulgativas y de

demostración necesarias para la promoción de estas energías solares

como medio de suministro de energía eléctrica, por lo que suponen

de innovación.

IIIIInvestigación y desarrolloEl Ente Regional de la Energía de Castilla y León ha establecido como objetivo

en esta materia contribuir desde su posición como entidad regional gestora

en materia de energía al mejor funcionamiento del sistema de I+D,

emprendiendo acciones de investigación en el ámbito energético, potenciando

la colaboración entre las empresas y el sistema público de investigación y

desarrollo de tecnologías, emprendiendo actuaciones para la potenciación

de centros tecnológicos ya existentes en la región, y especialización en materia

energética de alguno de éstos, y dirigiendo sus actuaciones a la asistencia a

las empresas del sector y el fomento de las transferencias tecnológicas que

aumentará la competitividad de éstas.

DDDDDivulgación y formaciónEn el marco de sus funciones como entidad que ”divulga y fomenta la

importancia del ahorro energético y del mayor aprovechamiento de las fuentes

de energía renovables en todos los sectores de la población”, son numerosas

las actuaciones que el Ente Público Regional de la Energía de Castilla y León

emprende en este área, organizando programas de asesoramiento y formación

y cursos de reciclaje profesional sobre diversas cuestiones energéticas.

Entre estas actividades destacan la realización de cursos de formación, de

carácter innovador y de actualidad, aquellos dirigidos a implantar técnicas

alternativas de utilización de la energía que tratan temas como la

Cogeneración, la Energía y Medio Ambiente: Energías Renovables, el Uso

eficáz de la energía en el hogar, la optimización y tarifación eléctrica,

certificación energética en edificios, etc. Con el mismo objetivo se realizan

Jornadas y Seminarios en diversos puntos de la región.

El EREN también participa en aquellas ferias regionales, nacionales e

internacionales que tengan una connotación energética, divulgando sus

funciones y actuaciones, las principales líneas de la política energética regional

y las más innovadoras tecnologías energéticas.

El EREN elabora y edita numerosas publicaciones para divulgar el ahorro y la

eficiencia energética y el aprovechamiento de los recursos energéticos

renovables en Castilla y León, destacando la revisión y actualización del libro

“Las Energías Renovables en Castilla y León”, como instrumento guía de la

situación de estas energías en la región y de promoción de su

aprovechamiento, y la publicación de carácter trimestral “Boletines de

Estadísticas Energéticas en Castilla y León”, documento de consulta, útil y

práctico dirigido a un amplio colectivo de ciudadanos, que contiene datos

sobre producción y consumo de todas las energías en la región.

Con el mismo fin se desarrollan programas y campañas de asesoramiento de

gran difusión para orientar a los usuarios sobre el uso racional de la energía.

PPPPPromoción de inversionesTanto el Ahorro Energético y la Diversificación , áreas en los que se emprenden

ya proyectos capaces de disminuir la demanda de energía final e incrementar

la utilización de combustibles alternativos, como el área de las Energías

Renovables son líneas prioritarias de inversión del EREN, que se plantea

como principal objetivo llevar a cabo proyectos que consigan contribuir a la

diversificación energética, consolidar el tejido industrial y tecnológico

nacional y minimizar el impacto ambiental.

En el marco de sus funciones, el Ente puede promover o participar en

sociedades mercantiles y entidades sin ánimo de lucro para la realización de

proyectos energéticos, e impulsar líneas de financiación para los mismos”.

Por ello, en el área de las energías renovables ha comenzado la promoción y

en algunos casos participación en la explotación de proyectos para su

aprovechamiento que conllevan una destacada capacidad de replicabilidad

y que sirven como medio de demostrar la viabilidad técnica y económica de

estas energías.

Edificio E. Empresariales, Planta baja

Parque de San Francisco, 11

Tlfno.: (987) 84 93 93 - Fax.: (987) 84 93 90

E-mail: eren.cyl@dvnet.es

24004 León

b) Célula de control de llama (Fig. B)

Es el único dispositivo admisible para la

combustión de gas, gas y fuelóleo o solo

fuelóleo.

Es, sin embargo recomendable, que las células

que se utilicen sean sensibles a los rayos

ultravioletas, pues en el comienzo de la llama

hay abundancia de estas radiaciones

(cualquiera que sea la calidad del combustible:

gas, fuelóleo, etc.).

Las células «UV» disponibles en el mercado

permiten detectar los rayos ultravioletas de

muy pequeña intensidad, si bien, es preciso

orientar el detector casi paralelamente el eje

del equipo de combustión y regular la

sensibilidad del objeto electrónicamente, o por

un diafragma.

Es fácil controlar con precisión la llama de cada

uno de los equipos de combustión instalados

en el hogar y conservar entre cada célula una

muy buena selectividad de la detección.

La célula asignada a cada equipo no ve los

bordes o la cola de la llama del equipo contiguo.

1. Dispositivo de mando con botón de puesta enmarcha del quemador

2. Transformador de encendido3. Cámara de compresión con clapeta de aire a cierre

automático4. Tapa de la carcasa5. Cárter del quemador6. Caña del pulverizador7. Tubo de llama8. Cabeza de combustión con electrodos de encendido9. Regulación de la presión de aire lado combustión10b. Servomotor para la regulación del caudal de aire11. Vigilancia de la llama12. Conector del quemador13. Bomba de gasóleo14. Motor15. Tubos flexibles

Fig. B: Célula de vigilancia de llama

SSSSSistema de alimentación de agua

Existen dos conceptos completamente distintos para los sistemas de alimentación de agua a las calderas

industriales, dependiendo de los dos tipos esenciales de energía que producen:

– Generando vapor.

– Generando agua sobrecalentada.

En ambos casos se tendrá en cuenta el contenido del Articulo 20, de la ITC-MIE-AP1, del Reglamento de

Aparatos a Presión, que presenta el cumplimiento de la NORMA UNE 9-075, sobre las calidades del

agua de alimentación, o aportación a las calderas (TABLAS 3,4 y 5, de la NORMA UNE 9-075, de octubre

1992, que se adjuntan).

Deberá entenderse que las prescripciones de la mencionada NORMA UNE 9-075, representan los valores

nominales a mantener según la reglamentación, pero que el usuario deberá respetar escrupulosamente

los valores limites que prescriba en su caso el fabricante de la caldera, que serán normalmente más

exigentes.

1) En el caso de alta concentración de materias orgánicas no oxidables con Mn O 2 K ysi oxidables con Cr O 3 K2 se consultará a un especialista.

Tabla 3: Agua de alimentación en calderas pirotubulares

Tabla 4: Agua en el interior de las calderas pirotubulares

1) Las concentraciones de Si O 2 en el agua de la caldera guardarán la relación:

Si O2 (mg/l) / m (m mol/l) <12,5

En aquellos casos en que existe un sobrecalentador, se limitará a 100mg/l para p<1,96MPa, 20bar y a 75mg/l para presiones superiores.

Tabla 5: Agua en el interior de las calderas acuotubulares

1) Los valores reales hasta este límite dependerán de la salinidad del agua de alimentación y de la calidad delvapor deseado.

2) Los valores reales serán directamente proporcionales a los valores de salinidad del agua dentro de la caldera.3) Estos valores se ajustarán en función de la calidad del vapor requerido.

- En las calderas que generan vapor, el caudal de alimentación de agua será la suma de caudal de

vapor generado, más los caudales de purgas que se realicen.

En estas calderas, parte del agua de su interior se convierte en vapor, y la parte que no se

vaporiza va aumentando el contenido de sales, que no arrastra el vapor generado, elevando

consecutivamente su concentración. Las purgas se realizan para mantener esa concentración

de sales dentro de valores admisibles.

- En las calderas que generan agua sobrecalentada, normalmente, no se consume esa agua

sobrecalentada en los procesos, por lo que, únicamente habrá que reponer el agua perdida en

eventuales fugas y purgas.

Evidentemente, el caudal de agua de aportación en estas calderas es mucho menor que en las

calderas que generan vapor, y la concentración del agua sobrecalentada en el interior de los

circuitos y de la propia caldera no varía apenas.

A continuación se tratan los diversos componentes del sistema de alimentación:

••••• Tratamiento de agua

••••• Depósito de alimentación y desgasificador

••••• Bombas de alimentación

••••• Sistemas de regulación

Tratamiento de aguaEl tratamiento de agua de alimentación, o

reposición, tendrá como misión el acondicionar

las aguas brutas disponibles en cada caso para

que cumplan las prescripciones de los fabricantes

de calderas. El tratamiento a prever no podrá ser

por tanto siempre el mismo, si no que dependerá

de las características de las aguas brutas.

En las TABLAS 1 y 2, adjuntas, se relacionan

respectivamente de manera resumida las

impurezas más importantes de las aguas brutas

disponibles y los respectivos tratamientos para

transformarlas en aguas de alimentación o

reposición de calderas.

IMPUREZA FORMULA FORMA EFECTOS

Dióxido de carbono CO 2 Gas disuelto. Corrosión y bajo pH, si la alcalinidad esbaja.

Sulfuro de hidrogeno SH 2 Gas disuelto. Corrosión.

Oxigeno O 2 Gas disuelto Corrosión.

Turbiedad o materiasen suspensión

- Sólidos no disueltos Depósitos en tuberías, aparatos, calderas.

Color y materiaorgánica

- Sólidos disueltos o nodisueltos

Ensuciamiento y espumas.

Aceite - Coloidal Depósitos y espumas.

Dureza Ca+ -, MG++ Sólidos disueltos. Incrustaciones.

Alcalinidad CO 3H-

CO3=. OH-

Sólidos disueltos Espumas, arrastres, desprendimiento de CO 2

fragilidad cáustica.

Sulfatos SO 4= Sólidos disueltos Aumento salinidad. Con Ca++ formaincrustiones muy duras.

Cloruros Cl- Sólidos disueltos Aumenta salinidad y corrosividad.

Sílice SiO 2 Sólido disuelto. Aveces colidal

Incrustaciones. Depósitos sobre turbina

Hierro, manganeso Fe, Mn Sólido disuelto Depósitos en tuberías y caldera.

Sólidos disueltos - Sólidos disueltos En alta concentración, forman espumas ydepósitos en turbina.

Tabla 1

IMPUREZA TRATAMIENTO RESIDUO NORMAL

Dióxido de carbono Aireación (por tiro de aire). Desgasificador a vacío Desgasificador térmica

5-10 ppm. 2-5 ppm. 0-2 ppm.

Sulfuro de hidrógeno Aireación. Coagulación con sales de hierro. Cloración.

0-1 ppm. 0-0.5 ppm. 0 ppm.

Oxigeno Desgasificación a vacío Desgasificación térmica

0-0,3 ppm. 0-0,007 ppm.

Turbiedad Filtración con o sin coagulante Coagulación en clarificador. Coagulación en clarificador más filtración.

0-1 ppm. 5-10 ppm. 0-1 ppm.

Color, materiaorgánica

Coagulación, cloración y filtración Filtración en carbón activo.

Color 5-10 ppm. Variable

Aceite (coloidal). Coagulación en clarificador y filtración Filtración con pre-floc (aceite < 50 ppm.).

Variable 0,5-1 ppm.

Dureza Ablandamiento con suavizadores. Ablandamiento con cal, frío o caliente. Ablandamiento con cal y suavizadores (proceso caliente). Ablandamiento, ciclo H débil Desmineralización.

0-2 ppm. CaCO3

Variable 0-2 ppm. CaCO3

Variable 0-2 ppm. CaCO3

Variable

Alcalinidad Descarbonotación con cal en frío Descarbonotación con cal en caliente.

35 ppm. CaCO3

20 ppm. CaCO3

Alcalinidad Descarbonotación ciclo H débil Descarbonotación ciclo Cl ¯ Desmineralización

20-30 ppm. CaCO3

5-15 ppm. CaCO3

0-5 ppm. CaCO3

Sulfatos Desmineralización Precipitación con bario en clarificador Desulfatación ciclo Cl ¯

0-5 ppm. CaCO3

25 ppm, CaCO3

0-5 ppm. CaCO3

Cloruros Desmineralización 0-5 ppm. CaCO3

Nitratos Desmineralización 0-1 ppm. CaCO3

Sílice Tratamiento con cal en caliente. Desmineralización

2 ppm. Si O2

0.02-1 ppm. Si O2

Hierro Aireación y filtración (poco hierro). Aireación, clarificación y filtración (mucho hierro).

0,1-03 ppm. 0,1-03 ppm.

Tabla 2

Depósito de alimentación y desgasificadorUna variedad de tratamiento del agua de

alimentación de calderas es la desgasificación

térmica. Por ser un tratamiento especifico común

a la alimentación de calderas industriales, es

merecedor de describirlo por separado.

La desgasificación térmica se basa en el

fenómeno físico por el que la solubilidad de un

gas disuelto en agua (que no haya reaccionado

químicamente con él) disminuye al aumentar la

temperatura de ese agua, de manera que, tiende

a anularse cuando se alcanza la temperatura de

saturación correspondiente a la presión existente

Eso quiere decir que, a medida que vamos

calentando el agua en el desgasificador se irán

desprendiendo los gases disueltos, de manera

que se habrá eliminado la práctica totalidad al

alcanzar la temperatura de saturación a la presión

de servicio.

Existen dos tipos esenciales de desgasificador

térmico:

– Desgasificador en cascada (Fig.26):

En los que el agua tratada cae a través de

unas bandejas, a contracorriente a través del

vapor de calentamiento, desprendiéndose

los gases hacia la cúpula del desgasificador,

saliendo a la atmósfera junto con los gases

incondensables.

1. Desgasificador en cascada2. Depósito de alimentación3. Válvula motorizada4. Válvula reductora de presión5. Filtro6. Válvula de seguridad7. Indicador de nivel8. Interruptores de nivel9. Válvula de venteo10. Manovacuómetro11. Termómetro12. Diafragma de salida de vahos13. Válvula de retención14. Válvula de vaciado15. Refrigerador de muestras16. Desagüe

Fig. 26: Esquema típico de desgasificador en cascada

– Desgasificador por

p u l v e r i z a c i ó n

(Fig.27):

En los que el agua

tratada entra

pulverizada, a

contracorriente a

través del vapor de

c a l e n t a m i e n t o ,

desprendiéndose

los gases disueltos

y operando del

mismo modo que en

el desgasificador en

cascada.1. Desgasificador por pulverización2. Depósito de alimentación3. Válvula motorizada4. Válvula reductora de presión5. Filtro6. Válvula de seguridad7. Indicador de nivel8. Interruptores de nivel

9. Válvula de venteo10. Manovacuómetro11. Termómetro12. Diafragma de salida de vahos13. Válvula de retención14. Válvula de vaciado15. Refrigerador de muestras16. Tobera de pulverización17. Desagüe

Fig.27: Esquema típico de

desgasificador por

pulverización

El agua así desgasificada, se acumula en la parte

inferior del desgasificador, en el depósito de

almacenamiento del agua de alimentación.

Se aconseja que el tamaño del depósito de

alimentación sea tal, que la capacidad útil

acumulada permita una hora de funcionamiento

de la caldera como mínimo sin reponer agua

tratada, como reserva en caso de averías del

sistema de tratamiento.

Bombas de alimentación de aguaSegún el Reglamento de Aparatos a Presión, las

calderas industriales provistas de quemadores de

combustibles líquidos, o gaseosos, deben estar

equipadas como mínimo con un sistema de

bomba de alimentación.

El tipo de bombas generalmente utilizado en las

instalaciones de calderas industriales es la

centrífuga, de varias etapas (Fig.28), con una

curva Q-H (caudal-altura manometrica), que no

sea plana (Fig.29), y con el punto de diseño

cercano al rendimiento máximo.

Fig.28: Bomba Centrífuga de cuatro etapas (sección longitudinal)

Fig.29: Curva característica típica de bomba centrífuga

Habrá que prestar especial atención a que el

NPSHR requerido de la bomba, sea mayor que

NPSHD disponible de la instalación,

incrementando, este último, en las pérdidas de

carga de su aspiración para evitar cavitaciones.

HPSHR > NPSHD + S pérdidas de carga de su

aspiración.

El material del cuerpo de las bombas puede ser

de GG-25 para las de alimentación y reposición

de agua a la caldera o al sistema, siempre que la

temperatura del agua bombeada no exceda los

110ºC. Para la circulación de agua sobrecalentada

con temperaturas mayores de 120ºC este material

será GGG-25 como mínimo.

Sistemas de regulaciónEn las calderas de generación de vapor los

sistemas tradicionales de regulación de la

alimentación pueden ser de dos tipos:

– Todo/Nada

– Continua

En las calderas industriales de vapor no

se utiliza el sistema de regulación Todo/

Nada, por lo que se tratará, exclusivamente, el

sistema de regulación continua.

El sistema típico de alimentación y reposición se

representa para los siguientes casos, y

comprende:

1) Para una caldera pirotubular de generación de

vapor (Fig.30):

1. Depósito de almacenamiento de agua de alimentación2. Válvula de seccionamiento3. Filtro de cesta4. Válvula de retención5. Grupo motobomba6. Válvula de seccionamiento y by-pass7. Válvula de regulación motorizada8. Válvula de retención9. Válvula de seccionamiento10. Transmisión de nivel11. Caldera pirotubular de vapor12. Caldera acuotubular de vapor13. Caldera acuotubular de agua sobrecalentada14. Depósito de expansión

Fig.30: Sistema de alimentación de agua-Caldera pirotubular de vapor

- Un depósito de almacenamiento de agua de

alimentación (1), con desgasificador.

- Un juego de válvulas de seccionamiento (2),

del grupo motobomba.

- Un filtro (3), y una válvula de retención (4),

por cada grupo motobomba.

- Un grupo motobomba (5).

- Un juego de válvulas de seccionamiento y

bypass (6), de la estación de regulación de

nivel.

- Una válvula reguladora de nivel (7), que

puede ser motorizada, o de accionamiento

neumático.

- Una válvula de seccionamiento (8), y otra de

retención (9), a la entrada a la caldera.

- Un transmisor de nivel (10), instalado en la

caldera.

- Una caldera pirotubular (11), de vapor.

1. Depósito de almacenamiento de agua de alimentación2. Válvula de seccionamiento3. Filtro de cesta4. Válvula de retención5. Grupo motobomba6. Válvula de seccionamiento y by-pass7. Válvula de regulación motorizada8. Válvula de retención9. Válvula de seccionamiento10. Transmisión de nivel11. Caldera pirotubular de vapor12. Caldera acuotubular de vapor13. Caldera acuotubular de agua sobrecalentada14. Depósito de expansión

Fig.31: Sistema de alimentación de agua-Caldera

acuotubular de vapor

- Un juego de equipos (1) a (9), como

en el caso anterior.

- Un transmisor de nivel (10),

instalado en el calderín superior de

la caldera.

- Una caldera acuotubular (12), de

vapor.

2) Para una caldera acuotubular de vapor (Fig.31):

3) Para una caldera acuotubular de generación de

agua sobrecalentada (Fig.32):

1. Depósito de almacenamiento de agua dealimentación

2. Válvula de seccionamiento3. Filtro de cesta4. Válvula de retención5. Grupo motobomba6. Válvula de seccionamiento y by-pass7. Válvula de regulación motorizada8. Válvula de retención9. Válvula de seccionamiento10. Transmisión de nivel11. Caldera pirotubular de vapor12. Caldera acuotubular de vapor13.Caldera acuotubular de agua

sobrecalentada14. Depósito de expansión

Fig.32: Sistema de reposición de agua-Caldera acuotubular de agua sobrecalentada

- Un depósito de almacenamiento de agua de

alimentación (1).

- Un juego de equipos (2) a (5), como en el

caso anterior.

- Una válvula de seccionamiento (9), a la

entrada al depósito de expansión.

- Un transmisor de nivel (10), instalado en el

depósito de expansión.

- Una caldera acuotubular (13), de agua

sobrecalentada.

Esta caldera podría ser también una

pirotubular inundada de agua

sobrecalentada .

- Un depósito de expansión (14), que absorbe

las variaciones de volumen del agua

sobrecalentada en función de su

temperatura.

En este caso, no se prevé la válvula de regulación

continua de nivel (7), como en las calderas de

vapor. Como ya se indicó anteriormente, en el

apartado Sistemas de Alimentación de Agua, en

las instalaciones con caldera de agua

sobrecalentada solamente se precisa la

aportación de agua equivalente a las eventuales

fugas de los circuitos. El depósito de expansión

se deberá dimensionar para que su volumen útil

pueda absorber la dilatación total del agua entre

su nivel mínimo establecido (agua a temperatura

ambiente) y el máximo previsto (agua a la

temperatura resultante en el depósito de

expansión, a máxima carga de la caldera).

Será, solamente, cuando el nivel real

establecido se sitúe por debajo del

mínimo nominal previsto en el

depósito de expansión, cuando se

pondrá en servicio la motobomba

para restituir el agua que falta y

pararse al restablecerse el nivel

mínimo nominal.

Los esquemas representados en las

Fig.30 y 31, correspondientes a

sistemas de regulación a un punto,

el valor del nivel medio será el

registrado en el transmisor de nivel

(10), instalado en la caldera.

En sistemas más completos, en

función de las necesidades de

producción, la regulación de la

alimentación se puede prever a dos

e, incluso, a tres puntos, o variables,

a saber:

Este sistema de regulación corrige la orden del transmisor de

nivel sobre la válvula reguladora, teniendo en cuenta las

tendencias instantáneas de demanda del consumidor, y de

caudal que se bombea, e incidiendo sobre la acción de apertura

o cierre de la propia válvula reguladora.

El usuario debe decidir, o hacerse asesorar en su

caso, en función de sus necesidades particulares

de producción.

Nivel en la caldera:

Midiendo el valor real Primer punto

Caudal del agua de alimentación:

Mide el caudal instalado en el tramo

de impulsión de la bomba.

Segundo Punto

Caudal de vapor generado:

Mide el caudal instantáneo a la

salida de la caldera

Tercer punto