Golden - Euro 200-850 Rev 1(Manual Operación Caldera)

Manual operación Calderas Hurst

Serie Euro – 850 HP

Serie Euro – 200 HP

GOLDEN OMEGA

ARICA

OPERACIÓN Y MANTENCIÓN CALDERA HURST BOILER & WELDING CO.

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THERMAL ENGINEERING LTDA Av.Américo Vespucio Norte 2880 of 902 Santiago, Chile Fono: 56 – 2 – 6232852

CONTENIDO

1. ANTECEDENTES TÉCNICOS EQUIPOS PRINCIPALES 4

1.1 ANTECEDENTES PLACAS CALDERAS 4 CALDERA N° 1 4 CALDERA 2 5 CALDERA 3 6 ANTECEDENTES PLACA ECONOMIZADOR 7 1.2 ANTECEDENTES PLACA DASAIREATOR 7 1.2 ANTECEDENTES PLACA QUEMADORES 8 QUEMADOR CAL N° 1 8 QUEMADOR CAL N° 2 8 QUEMADOR CAL N° 3 8

2. CALDERAS PIROTUBULARES 9

3. ACCESORIOS CALDERA 11

3.1 CONTROL DE NIVEL CALDERAS 1 Y 2 11 3.2 VÁLVULAS DE SEGURIDAD 12 3.3 INTERRUPTOR AUXILIAR DE NIVEL CRÍTICO 12 3.4 PRESOSTATOS MODULACIÓN, CORTE Y SEGURIDAD 13 3.5 NIVEL VISUAL 14 3.7 VÁLVULAS CALDERA 14 3.7 ALIMENTACIÓN MODULANTE DE AGUA 15 3.7 PURGA AUTOMÁTICA DE SUPERFICIE 21 3.1 CONTROL DE NIVEL CALDERAS 3 16 3.2 VÁLVULAS DE SEGURIDAD 17 3.3 INTERRUPTOR AUXILIAR DE NIVEL CRÍTICO 18 3.4 PRESOSTATOS MODULACIÓN, CORTE Y SEGURIDAD 18 3.5 NIVEL VISUAL 19 3.7 VÁLVULAS CALDERA 20 3.7 ALIMENTACIÓN MODULANTE DE AGUA 20 3.7 PURGA AUTOMÁTICA DE SUPERFICIE 20

4. EQUIPOS AUXILIARES 22

4.1 ECONOMIZADOR 22

5. PROCEDIMIENTOS ESPECIALES 25

5.1 ENCENDIDO INICIAL 25


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5.2 LAVADO PRE-OPERACIONAL Y PASIVACIÓN 25 5.3 EMERGENCIAS 27

5.3.1 ALTO NIVEL DE AGUA 27

5.3.2 BAJO NIVEL DE AGUA 27 5.4 FILTRACIONES EN TUBOS 28 5.5 DETENCIÓN Y ENFRIAMIENTO CALDERA 28

6. MANTENCIÓN PERIÓDICA 29

7. QUEMADOR PETRÓLEO N° 6/BIODIESEL 30

7.1 ANTECEDENTES PLACA QUEMADORES 30 QUEMADOR CAL N° 1 30 QUEMADOR CAL N° 2 30 QUEMADOR CAL N° 3 30 7.2 IDENTIFICACIÓN COMPONENTES PRINCIPALES 31 7.3 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO 32

7.3.1 OPERACIÓN CON PETRÓLEO 32

7.3.3 CONTROL DE COMBUSTIÓN 34 7.4 SECUENCIA DE ENCENDIDO Y PROGRAMADOR 34

7.4.1 SECUENCIA DE ENCENDIDO 34

7.4.2 PROGRAMADOR FIREYE 35 7.5 REGULACIÓN QUEMADOR 37

6.5.1 CONDICIONES DE OPERACIÓN 37

7.5.2 ANÁLISIS GASES EN CHIMENEA 37

7.5.3 PROCEDIMIENTO REGULACIÓN 38 7.6 MANTENCIÓN PERIÓDICA QUEMADOR 39 7.6.1 MANTENCIÓN DIARIA. 39 7.6.2 MANTENCIÓN SEMANAL. 39 7.6.3 MANTENCIÓN MENSUAL. 40 7.6.4 MANTENCIÓN SEMESTRAL. 40 7.7 PLANILLA REGISTRO DIARIO 40

8. TRATAMIENTO DE AGUA 42

8.1 INTRODUCCIÓN 42 8.2 FUENTES DE AGUA 42 8.3 PARÁMETROS TRATAMIENTO DE AGUA 43 8.5. PROBLEMAS MÁS FRECUENTES 45

8.5.1 CORROSIÓN 45

A) CORROSIÓN POR OXÍGENO O “PITTING”. 45

B) CORROSIÓN CÁUSTICA. 46

8.5.2 INCRUSTACIONES 47

8.5.3 ARRASTRE DE CONDENSADO 49 8.6. EQUIPOS TRATAMIENTO DE AGUA 50

8.6.1 ABLANDADORES 51


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8.6.2 DESGASIFICADOR 52

8.6.3 PURGAS AUTOMÁTICAS 54 8.7. PRODUCTOS QUÍMICOS TRATAMIENTO 55 8.9 ALMACENAMIENTO DE UNA CALDERA 56

8.9.1 PREPARATIVOS PREVIOS AL ALMACENAMIENTO 57


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Curso Capacitación Caldera Hurst Boiler & Welding Co.

1. ANTECEDENTES TÉCNICOS EQUIPOS PRINCIPALES

1.1 Antecedentes Placas Calderas

Caldera n° 1

• Fabricante : Hurst Boiler & Welding Co. • Serie : Euro • Modelo : SE – A6 – 850 – 150 • Número de proyecto : 1000135 • Producción nominal vapor : 13300 Kg/h • Presión máxima de trabajo : 150 psig • Superficie calefacción : 215 m2 • Número de serie : ES 2317 – 150 – 4 • Año fabricación : 2010 • Norma diseño y fabricación : ASME sección VIII división I

Figura N°1.1: Vista general caldera Hurst serie Euro 850 HP


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Caldera 2


Figura N°1.2: Vista general caldera Hurst serie Euro 850 HP.


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Caldera 3


Figura N°1.3: Vista general caldera Hurst serie Euro 200 HP


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1.2 Antecedentes Placa Economizador • Fabricante : Fintube Technologies inc • Tipo : Circular

Figura N°1.4 Economizador

1.3 Antecedentes Placa Dasaireator • Fabricante : Hurst • Modelo : OM-60 -6-150

:

Figura N°1.5 Desairedor


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1.4Antecedentes Placa Quemadores

Quemador cal n° 1

• Fabricante : ST Johnson • Modelo : FD68 AA-HM • Número de serie : 292505 • Potencia : 33.900.000 Btu/h • Consumo petróleo :226 USGPH

Quemador cal n° 2


Quemador cal n° 3


Figura N° 1.6 Quemador ST Johnson modelo FD68.


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2. CALDERAS PIROTUBULARES Las calderas pirotubulares o humotubulares, como la Hurst Boiler & Welding Co. suministrada, corresponden a aquellas en las que los productos de la combustión circulan por el interior de los tubos y el agua por el exterior.

Figura N°2.1: Caldera pirotubular Hurst serie Euro El calor es liberado en el fogón de la caldera por un quemador dual, capaz de utilizar gas natural y petróleo. Los productos de la combustión que salen del fogón pasan a la cámara húmeda trasera, para luego ser conducidos a través del segundo y tercer paso hasta la chimenea. El calor transferido por radiación a las paredes del fogón y por convección a las paredes de los tubos de humo, es transferido al agua para transformarla en vapor. En la figura N°2.1 se muestra una vista en corte de una caldera Hurst serie Euro, en la que se destacan los tres pasos que realizan los productos de la combustión. Los componentes principales de esta caldera son los siguientes:

Fogón o cámara de combustión

Manto

Placas tubulares

Tubos de humo

Cámara húmeda trasera

Cajas de humo delantera y trasera

Quemador


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Chimenea La caldera cuenta además con los siguientes accesorios:

Control de nivel

Válvulas de seguridad

Presostato de corte y seguridad

Transmisor de presión

Manómetro

Termómetro chimenea

Figura N°2.2: Vista cámara húmeda caldera.


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3. ACCESORIOS CALDERA A continuación se describen los accesorios principales de la caldera Hurst modelo SE – A6 – 850 – 150 y la SE- A6- 200 - 360

3.1 Control de Nivel Calderas 1 y 2 Las calderas cuentan con un control de nivel McDonnel & Miller modelo 193A-7B, capaz entregar una señal proporcional de nivel de controlar al sistema de alimentación modulante de agua (válvula de control), y a la vez detectar condiciones de nivel de agua crítico.

Figura N°3.1: Control de nivel McDonnell & Miller modelo 193A-7B.


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3.2 Válvulas de seguridad calderas 1 y 2 La caldera cuenta con dos válvulas de seguridad marca Kunkle modelo 6252 de 2.5” x 4” y 2” x 3”. El ajuste sobre el tornillo de compresión permite ajustar la presión a la que se abrirá la válvula de seguridad, en el caso de las calderas está presión debe ser a lo más un 6 % superior a la presión máxima de trabajo.

Figura N°3.2 : Válvula seguridad Kunkle modelo 6252 El ajuste de la cantidad de vapor eliminada a través de la válvula de seguridad es realizado actuando sobre el anillo de ajuste superior girando el anillo a la derecha subirá el disco y reducirá la descarga. En el caso de que al acercarse la presión de la caldera a la presión de abertura de la válvula de seguridad pueden producirse pequeños escapes de vapor, los que pueden ser eliminados actuando sobre el anillo de ajuste inferior (20), girando el anillo hacia la derecha se subirá el disco y se reducirá la descarga de vapor previa a la abertura de la válvula.

3.3 Interruptor Auxiliar de Nivel Crítico calderas 1y 2


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La caldera cuenta con un interruptor de nivel crítico McDonnell & Miller modelo 750 –MT - 120 del tipo conductivo.

Figura N°3.3: Interruptor de nivel McDonnell & Miller. Este interruptor de nivel permite detectar condiciones de nivel de agua crítico. En la figura N°3.3 es posible ver el cabezal del interruptor de nivel.

3.4 Presostatos Modulación, Corte y Seguridad calderas 1y 2 La caldera cuenta con un presuretrol o controlador de presión proporcional marca Honeywell modelo L91B1050, encargado de enviar una señal resistida proporcional a la presión de vapor directamente al servomotor, que acciona el damper de aire y válvula de petróleo.

Figura N°3.4: Presostato proporcional. La caldera también cuenta con un presostato de corte marca Honeywell modelo L404-F1102, encargado de detener el quemador al alcanzar la presión máxima de trabajo y ponerlo en servicio nuevamente al bajar la presión del diferencial ajustado.


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En el caso de que el presostato de corte fallara, actuará el presostato de seguridad marca Honeywell modelo L407B1041 con reset manual.

Figura N°3.5: Presostato de corte y seguridad.

3.5 Nivel Visual calderas 1 y 2 La caldera Hurst cuenta con un nivel visual marca United Brass modelo 34015 mostrado en la figura N°3.6.

Figura N°3.6 Nivel visual United Brass modelo 34015.

3.6 Válvulas Caldera 1 y 2 A continuación se enumeran las válvulas incluidas en la caldera.

1 c/u válvula principal vapor 8”


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1 c/u válvula alimentación de agua 2 1/2”

1 c/u válvula retención alimentación agua 2 1/2”

1 c/u válvula purga fondo 2”

1 c/u válvula purga superficie ¾”

3 c/u válvulas de nivel (prueba) Velan tipo globo ½”

3.7 Alimentación Modulante de Agua calderas 1y 2 El sistema de alimentación modulante de agua esta compuesta por el control de nivel McDonnell & Miller modelo 193A-7B, que es el encargado de enviar una señal proporcional al nivel de la caldera directamente al actuador de la válvula de control Esta válvula de control aumentará o disminuirá el paso de agua a la caldera, de acuerdo al nivel que ésta tenga.

Figura N°3.7 Válvula control alimentación modulante.


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3.8 Control de Nivel Calderas 3 Las calderas cuentan con un control de nivel proporcional compuesto por un transmisor Rosemount 3051capaz entregar una señal proporcional de 4- 20 mA al controlador Siemens RWF40 el cual a su vez envía la señal de salida en función del set pion de nivel a la válvula moduladora de control de flujo de agua .

Figura N°3.8 Transmisor Rosemount 3051/Controlador Siemens RWF 40


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3.9 Válvulas de seguridad caldera 3 La caldera cuenta con dos válvulas de seguridad marca Kunkle modelo 300 de 11/4” x 11/2”. El ajuste sobre el tornillo de compresión permite ajustar la presión a la que se abrirá la válvula de seguridad, en el caso de las calderas está presión debe ser a lo más un 6 % superior a la presión máxima de trabajo.

Figura N°3.9 Válvula seguridad Kunkle modelo300 El ajuste de la cantidad de vapor eliminada a través de la válvula de seguridad es realizado actuando sobre el anillo de ajuste superior girando el anillo a la derecha subirá el disco y reducirá la descarga. En el caso de que al acercarse la presión de la caldera a la presión de abertura de la válvula de seguridad pueden producirse pequeños escapes de vapor, los que pueden ser eliminados actuando sobre el anillo de ajuste inferior girando el anillo hacia la derecha se subirá el disco y se reducirá la descarga de vapor previa a la abertura de la válvula.


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3.10 Interruptor Auxiliar de Nivel Crítico caldera 3 La caldera cuenta con un interruptor de nivel crítico Warrick Serie 26

Figura N°3.10 Warrick Serie 26/ sensor serie 3E Este interruptor de nivel permite detectar condiciones de nivel de agua crítico. En la figura N°10 es posible ver el cabezal del interruptor de nivel.

3.11 Presostatos Modulación, Corte y Seguridad caldera 3 La caldera cuenta con un presuretrol o controlador de presión proporcional marca Danfoss Modelo MBS 4500, encargado de enviar una señal de corriente 4-20 mA proporcional a la presión de vapor directamente al servomotor, que acciona el damper de aire y válvula de petróleo/Biodiesel


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Figura N°3.11 Presostato proporcional MBS 4500 La caldera también cuenta con un presostato de corte marca Mercoid modelo DS 7221encargado de detener el quemador al alcanzar la presión máxima de trabajo y ponerlo en servicio nuevamente al bajar la presión del diferencial ajustado. En el caso de que el presostato de corte fallara, actuará el presostato de seguridad marca Mercoid modelo DR-7021 con reset manual.

Figura N°3.12 Presostato de corte y seguridad.

3.12 Nivel Visual caldera 3 La caldera Hurst cuenta con un nivel visual mostrado en la figura N°3.6. Figura N°3.13 Nivel visual caldera n° 3


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3.13 Válvulas Caldera caldera 3 A continuación se enumeran las válvulas incluidas en la caldera.

1 c/u válvula principal vapor 4”

1 c/u válvula alimentación de agua 1 1/2”

1 c/u válvula retención alimentación agua 1 1/2”

1 c/u válvula purga fondo 1,25”

1 c/u válvula purga superficie 1/2”

3 c/u válvulas de nivel (prueba) Velan tipo globo ½”

3.14 Alimentación Modulante de Agua caldera 3 El sistema de alimentación modulante de agua esta compuesta por el control de nivel Danfoss Modelo MBS 4500, que es el encargado de enviar una señal proporcional al nivel de la caldera a un controlador Siemenns RWF40 , este envía su salida al actuador de la válvula de control Esta válvula de control aumentará o disminuirá el paso de agua a la caldera, de acuerdo al nivel que ésta tenga.

Figura N°3.14 Válvula control alimentación modulante.


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3.15 Purga Automática de Superficie Calderas 1, 2 y 3 El sistema de purga automática de superficie Advantage Control modelo 2EZ-B271 está compuesto por un sensor de conductividad, un controlador y una válvula de control.

Figura N°3.15 Conductivímetro y válvula de control purga automática superficie. El sensor de conductividad es el encargado de medir en forma continua la conductividad del agua de la caldera, enviando una señal al controlador, donde se compara el valor medido con el set point. Si la conductividad medida supera al set point el controlador enviará una señal a la válvula de control para que abra y viceversa. Figura N°3.16 Controlador purga automática de superficie.


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4. EQUIPOS AUXILIARES A continuación se describen el economizador y desaireador

4.1 Economizador Un economizador es un intercambiador de calor de tubos aletados, que permite recuperar parte del calor sensible de los productos de la combustión que emite una caldera, transfiriéndolo al agua de alimentación y aumentando de esta manera la eficiencia térmica. La cantidad de calor que estos equipos pueden recuperar está limitada por el punto rocío ácido (temperatura de condensación componentes ácidos) de los productos de la combustión generados por el combustible utilizado en la caldera. El punto rocío ácido está determinado por el azufre contenido en el combustible (dióxido de azufre en los productos de la combustión). En la tabla Nº 1 se muestran los puntos de rocío ácido, las temperaturas mínimas en chimenea y las temperaturas del agua alimentación para diferentes combustibles. Tal como se aprecia en esta taba, al operar con gas natural es posible recuperar una mayor cantidad de energía de los productos de la combustión, puesto que es posible llegar a temperaturas más bajas en chimenea, sin presentar problemas de corrosión ácida.

Combustible Punto Rocío Ácido Temp. Mínima

Chimenea

Temp. Admisible

Agua Alimnetación

Gas Natural 65 °C 121 °C 100 °C

Petróleo Liviano 82 °C 135 °C 100 °C

Petróleo Bajo Azufre 93 °C 148 °C 104 °C

Petróleo Alto Azufre 110 °C 160 °C 115 °C

Tabla Nº 4.1: Puntos de rocío ácido, temperaturas mínimas recomendadas para los productos de la combustión y temperaturas admisibles del agua de alimentación para prevenir corrosión en economizadores, de acuerdo al tipo de combustible.

La principal ventaja o beneficio de un economizador es la importante reducción de los gastos en combustible, resultante del mejoramiento de la eficiencia de las calderas, lo que permite quemar una menor cantidad de combustible para aportar el calor requerido para generar vapor. Para instalar un economizador en una caldera, ésta deberá contar con un sistema de alimentación continuo o modulante de agua, con lo cual se asegurará un flujo de agua permanente a través del economizador.


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Figura N°4.1: Esquema instalación economizador en caldera. En la figura N°1 se muestra un esquema típico para la instalación de economizadores en calderas y el la figura N°2 se muestra una fotografía de un economizador fabricado por ECO, INC.

4.2 Desaireador

El sistema de deaeración de agua de alimentación de la caldera "OXY-MISER" DE

HURST elimina la necesidad de costosos productos químicos, agotadores de oxígeno y también ofrece las siguientes ventajas:

Quita el bióxido de carbono así como el oxígeno.

Aumenta la temperatura del agua de alimentación de la caldera, eliminando choque termal en calderas.

Mejora eficacia total del cuarto de la caldera.

Las bombas del agua de alimentación se clasifican para cada uso individual - asegurando la compatibilidad total y operación óptima.

Los recipientes son según el código de ASME, construido para 50 psig.

El diseño compacto significa requisitos más pequeños para cuartos de la caldera.


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El agua fresca sin desaerear se le alimenta a el desareador a través de la conexión de el agua de entrada. Esta agua pasa a través de la sección de la calefacción y desahogo, que está llena de vapor. Aumenta la temperatura del agua y muchos de los gases sin disolver son liberados. Mientras que el agua pasa a través de la ensambladura, fluye a una sección del depurador donde la desventilación final es lograda Este vapor se induce a través de un montaje de válvula de aerosol de acero inoxidable que hace que el vapor de alta velocidad convierta el agua a una niebla fina con una acción depuradora violenta. El agua desairada se derrama a el compartimiento de almacenaje de los tanques para el uso de la caldera, y los gases se liberan a la atmósfera.

4.2.1 Parametros de operación

El agua en el desaireador debe ser mantenido desde 90°C a 110°C, las

temperaturas más altas le ayudará a deshacerse del oxígeno.

La presión de entrada de vapor al desaireador debe ser de 5-7 PSI

La Válvula de seguridad esta ajustada para accionarse a 50 PSI


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5. Procedimientos Especiales

5.1 Encendido Inicial El encendido inicial de una caldera desde la condición fría debe considerar un calentamiento gradual, para no provocar esfuerzos térmicos y/o daños en el material refractario en el primer encendido (donde debe realizarse el secado). El calentamiento gradual puede ser conseguido mediante encendidos intermitentes del quemador, operando siempre en llama mínima. El procedimiento sugerido es el siguiente:

Primera hora : 5 minutos operación / 10 minutos de pausa

Segunda hora : 10 minutos operación / 10 minutos de pausa

Tercera hora : 15 minutos operación / 10 minutos de pausa

Este encendido inicial debe ser realizado con el venteo abierto, el cual debe ser cerrado una vez que comience a salir vapor.

5.2 Lavado Pre-Operacional y Pasivación El lavado pre-operacional o hervido inicial (boil out) de una caldera nueva, se refiera a la limpieza del "lado agua" con el fin de remover aceite, grasa y otras capas protectoras que permanecen sobre las superficies internas al finalizar la fabricación. Estas capas protectoras deben ser eliminadas de una caldera, ya que, deterioran la transferencia de calor; pudiendo provocar el sobrecalentamiento de algún componente y una reducción en la eficiencia térmica. Impurezas tales como aceite y grasa contribuyen además a la formación de espuma, originando problemas de arrastre de condensado con el vapor y lecturas falsas en los sistemas de indicación y control de nivel. El lavado pre-operacional consiste generalmente en una limpieza alcalina, donde los productos químicos a ser usados deberán ser definidos por un especialista en tratamiento de aguas. En el caso de no disponer de la asesoría de un especialista es posible considerar el siguiente procedimiento y productos: 1. Fosfato Tri-sódico y soda cáustica son los químicos utilizados en el lavado pre-

operacional de una caldera nueva. La proporción a utilizar de cada uno de estos químicos será de 2.5 Kg por cada m

3 de agua.


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2. Los productos químicos deberán ser agregados en pequeñas cantidades a en un

recipiente con agua caliente (25 - 35 ºC), debiendo ser agitados en todo momento para lograr una buena disolución.

Atención! Máscara, guantes de goma y lentes de seguridad deberán se usados al efectuar el manejo de productos químicos; evitando que éstos entren en contacto con la piel y la ropa.

3. Previo a la introducción de los productos químicos disueltos a la caldera, es

posible conectar una cañería de rebalse a alguna de las aberturas superiores, para luego conducirla a un lugar de descarga seguro.

4. Las válvulas de seguridad de la caldera deberán ser removidas previo al lavado, de tal manera que productos químicos e impurezas no puedan depositarse sobre sus asientos.

5. La totalidad de las válvulas instaladas en la caldera deberán ser cerradas, para

evitar el ingreso de productos químicos a las líneas del sistema. 6. Los sistemas de nivel visual no deberán entrar en contacto con los productos

químicos utilizados para el lavado. 7. El cuerpo de presión de la caldera deberá ser llenado con agua "blanda" a

temperatura ambiente hasta cubrir la corrida superior de tubos en una caldera pirotubular o la abertura de los tubos del domo superior en una caldera acuotubular. Una vez agregados los productos químicos, previamente disueltos, continuar alimentando agua a la caldera hasta alcanzar 2/3 de la cámara de vapor.

8. Mediante encendidos intermitentes del quemador en llama mínima se deberá

mantener la temperatura del agua por debajo del punto de ebullición (80 a 90 °C) por al menos 6 horas.

9. En el caso de haber instalado una cañería de rebalse, se puede continuar

alimentando agua a la caldera para eliminar las impurezas superficiales. Se deberá continuar con los encendidos intermitentes y la alimentación de agua hasta que el agua del rebalse salga limpia.

10. Se deberá dejar enfriar la caldera hasta que alcanzar una temperatura inferior a 50

ºC; pudiendo recién entonces ser vaciada completamente. 11. Retirando las tapas de registro se tendrá acceso al cuerpo de presión para,

mediante chorros de agua a presión, lavar cuidadosamente las superficies internas de la caldera. Una vez que el agua que sale por la purga de la caldera sea cristalina se puede dar por terminado el lavado.

12. Las superficies internas de la caldera deberán ser inspeccionadas para verificar la

efectividad del lavado. En el caso de que aun persistan impurezas depositadas sobre éstas, el lavado deberá ser repetido.


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13. Una vez finalizado el lavado pre-operacional se deberán reponer las válvulas de

seguridad, niveles visuales y restantes accesorios que hayan sido retirados previo a la limpieza. La caldera deberá ser llenada hasta su nivel normal con agua blanda.

14. Resulta recomendable realizar una pasivación posterior al lavado pre-operacional

para permitir la formación de una capa protectora de magnetita (Fe3O4) sobre las superficies internas.

El procedimiento de pasivación consiste en agregar hidrazina (0.5 Kg por cada m3

de agua) y mantener a una temperatura de 90 ºC por al menos 2 hrs.

5.3 Emergencias A continuación se entregan las recomendaciones respecto de cómo actuar en condiciones de alto y bajo nivel de agua.

5.3.1 Alto Nivel de Agua En el caso de producirse una condición de alto nivel de agua (nivel por sobre máxima indicación del nivel visual) se debe:

Detener el quemador

Detener la alimentación de agua (bombas)

Eliminar agua a través de la purga de fondo hasta alcanzar indicación de nivel normal de agua

Encender nuevamente el quemador

5.3.2 Bajo Nivel de Agua En el caso de pérdida de nivel de agua en el indicador visual de la caldera se debe:

Detener inmediatamente el quemador y cerrar la válvula de alimentación de agua a la caldera

Verificar nivel de agua utilizando los grifos de prueba

Cerrar todas las válvulas de la caldera cuando esta se haya enfriado

Realizar inspección del lado gases y prueba hidráulica

Investigar las causas que pudieron provocar la opración con bajo nivel de agua


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5.4 Filtraciones en Tubos Entre las señales que dan cuenta con filtraciones en los tubos de una caldera, destacan las siguientes:

Ruidos asociados al escape de vapor o agua provenientes del frente o parte posterior de la caldera

Filtraciones de agua a través de la caja de humo delantera y/o trasera cuando la caldera está detenida

Vapor de agua saliendo por la chimenea Si se presenta alguno de estas señales se debe detener y enfriar la caldera, para realizar una inspección del circuito de gases y verificar la presencia de filtraciones.

5.5 Detención y Enfriamiento Caldera En el caso de requerir detener la caldera para ser inspeccionada, se recomienda seguir el siguiente procedimiento:

Apagar caldera y dejar enfriar por al menos 12 horas con las puertas de las cajas de humo, acceso fogón y damper en chimenea cerrados.

Abrir el venteo cuando la presión en la caldera sea igual a cero.

Eliminar el agua de la caldera cuando esta haya alcanzado una temperatura de 40 °C


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6. MANTENCIÓN PERIÓDICA La mantención periódica requerida por una caldera, para asegurar su operación segura y confiable, es la siguiente: Mantención Diaria

Verificar operación interruptor bajo nivel de agua Mantención Semestral

Limpieza del circuito de gases (temperatura gases aumenta en 35 °C)

Reemplazo sellos cajas de humo

Reparación de material refractario

Inspección lado agua para verificar la efectividad del tratamiento de agua Los requerimientos de mantención de una caldera también deben considerar el reemplazo de componentes defectuosos y la eliminación de fugas de agua o vapor a través empaquetaduras de flanges y tapas registro. Los anteriores trabajos de mantención periódica no incluyen los requerimientos del quemador, los que están serán tratados en el capítulo siguiente.


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7. QUEMADOR PETRÓLEO N° 6/Biodiesel

7.1 Antecedentes Placa Quemadores

Quemador cal n° 1

• Fabricante : ST Johnson • Modelo : FD68 AA- 1000-HM • Número de serie : 292505 • Potencia : 33.900.000 Btu/h • Consumo petróleo :226 USGPH

Quemador cal n° 2

• Fabricante : ST Johnson • Modelo : FD68 AA-1000-HM • Número de serie : 292506 • Potencia : 33.900.000 Btu/h • Consumo petróleo :226 USGPH

Quemador cal n° 3

• Fabricante : ST Johnson • Modelo : FD68 AA-250-HM • Número de serie : 292507 • Potencia : 7.950.000 Btu/h • Consumo petróleo :53 USGPH

Figura N° 7.1 Quemador ST Johnson modelo FD68. El quemador ST Johnson modelo FD68 puede operar con petróleo n° 6 y Biodiesel, siendo la atomización del petróleo con aire comprimido


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Estos equipos cuentan con un piloto a gas con un electrodo de alta tensión para realizar el encendido. La modulación o ajuste de carga puede ser realizado en forma manual o automática.

7.2 Identificación Componentes Principales A continuación se identifican y describen los componentes principales del quemador ST Johnson modelo FD68.

Figura N°7.2: Componentes quemador ST Johnson. Los componentes principales del quemador, mostrados en la anterior figura, son los siguientes: (1) : Silenciador (2) : Damper aire (3) : Entrada aire (4) : Rotor ventilador (13) : Sensor de llama (16) : Cable ignición (17) : Piloto gas (19) : Cono refractarios (20) : Difusor (21) : Boquillas


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(22) : Alabes rotación aire (23) : Válvulas solenoides (26) : Motor modutrol (30) : Presotato de aire (40) : Válvula retorno petróleo (41) : Cabezal boquillas (43) : Motor eléctrico ventilador (47) : Transformador ignición (48) : Válvula solenoide piloto

7.3 Principio de Funcionamiento

7.3.1 Operación con Petróleo El sistema de alimentación de petróleo al quemador está compuesto por los siguientes elementos:

Figura N°7.3: Bomba petróleo alimentación quemador.


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Figura N°7.4: Tren de petróleo.

Modelo -HM: Diseñado para usarse con petróleo pesado (#6, bunker). Los tamaños 150-1000 incluyen dos calentadores eléctricos para el mismo fin, montados directamente sobre el cuerpo del quemador. El diseño estándar incluye un manifold de by-pass triple para recircular el combustible en forma continua y mantenerlo a la temperatura adecuada para atomización, una válvula reguladora de presión tipo back-pressure para recirculación del petróleo a la descarga del calentador eléctrico y un sistema de pre-purga y post-purga de la boquilla del atomizador.

El tren de combustóleo se suministra montado al quemador e incluye válvula de corte automática tipo solenoide, manómetro de presión de suministro, boquilla atomizadora a presión, manómetro de presión en la boquilla, válvula de control tipo medición con accionamiento mecánico y una válvula reguladora de presión tipo backpressure.


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7.3.2 Control de Combustión El control de combustión o ajuste de carga del quemador puede ser realizado en forma manual o automática. El ajuste manual consiste en la regulación de una perrilla existente en le tablero de control del quemador. El ajuste automático es realizado por la acción de un sistema compuesto por un presostato modulante, que envía una señal proporcional a la presión de la caldera, directamente a un motor modutrol. Este motor modutrol está conectado mediante varillas a la válvula de control de petróleo (retorno), válvula de control de gas y el damper del ventilador.

7.4 Secuencia de Encendido y Programador

7.4.1 Secuencia de Encendido

Los programadores encargados de poner en servicio un quemador efectúan todos la misma secuencia de encendido, independiente de la marca o modelo del equipo. La secuencia de encendido de un quemador está compuesta siempre por las siguientes etapas: (1) Confirmación condiciones de seguridad (nivel de agua, presión combustible, etc.) (2) Ventilación o purga (3) Abertura templador o “damper” del ventilador (4) Confirmación damper abierto (5) Cierre templador o “damper” del ventilador (6) Confirmación posición encenido (7) Encendido piloto para gas (paso gas y “chispa”). (8) Detección llama piloto. (9) Abertura válvula principal de combustible (10) Detección llama principal. (11) Inicio modulación automática del quemador


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Figura n° 7.5 Secuencia de encendido general.

7.4.2 PROGRAMADOR FIREYE El quemador ST Johnson cuenta con un programador Fireye modelo YB110 UV /modulo programador YP138

El sistema Burner Logix Fireye es un sistema de control manejador de quemador basado en un microprocesador que proporciona una secuencia segura de apagado y encendido del quemador y monitoreo constante de flama.

7.4.2.1 PROGRAMADOR – SECUENCIA DE ENCENDIDO

El control (YP138) es determinado por la selección del modulo del programador (modumacion, tipo de piloto, tiempo falla llama, etc) . El YB110 corresponde al chasis este incluye el amplificador de llama , Figura N°7.6 Programador FIREYE YP138


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7.5 Regulación Quemador

7.5.1 Condiciones de Operación Las condiciones de operación referenciales a las que debe ser regulado el quemador son las siguientes:

a) Operación con Petróleo

Presión alimentación de petróleo al quemador : 15-30 psi

Presión petróleo red : 80 psi

7.5.2 Análisis Gases en Chimenea La regulación de un quemador debe considerar además de las condiciones de operación dadas por el fabricante y los requerimientos de calor de la caldera, la realización de un análisis de los productos de la combustión para verificar una combustión completa del combustible. Para ello es necesario realizar un análisis del CO2, O2 y CO presente en los productos de la combustión. La presencia de CO (monóxido de carbono) indicará que existe una combustión incompleta del petróleo. Por otro lado las lecturas de CO2 o O2 permitirán determinar conocer cual es el exceso de aire con el que está operando el quemador. El fabricante del quemador recomienda operar con los siguientes excesos de aire:

Exceso de Aire

Combustible Llama Baja Llama Alta

Gas Natural 40 – 50 % 15 – 20 %

Petróleo Diesel 40 – 50 % 25 %

Petróleo pesado 40 – 50 % 30%

La emisión de CO no debe superar las 100 ppm. Para determinar el exceso de aire a partir de la medición de O2 en los productos de la combustión, es necesario utilizar el gráfico mostrado por la figura n°6.10.


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Figura n°7.7: Relación O2, CO2 y exceso de aire.

7.5.3 Procedimiento Regulación El primer ajuste contempla una regulación gruesa del aire de combustión y limitación de carga (inyección de combustible) en condición de plena carga. Este ajuste se realiza actuando sobre el sistema de varillas y brazos que actúan sobre el damper de aire y válvulas de control de combustible.

Figura N°7.8 Regulación varillas válvula control retorno petróleo.


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7.6 Mantención Periódica Quemador A continuación se presenta el Plan de Mantención Periódica requerida por el quemador, para asegurar una operación segura y confiable.

7.6.1 MANTENCIÓN DIARIA. • Limpieza general exterior. • Limpieza sensor de llama. • Limpieza boquilla y difusor. • Verificación operación detención quemador por bajo nivel de agua en caldera. • Verificación forma y color de la llama. • Verificación condiciones de operación principales.

Figura n°7.9: Posición electrodo piloto.

7.6.2 MANTENCIÓN SEMANAL. • Limpieza filtros petróleo. • Verificación posición electrodos piloto. • Verificación posición difusor. • Verificación apriete sistema accionamiento válvula control petróleo/gas y damper

ventilador.


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7.6.3 MANTENCIÓN MENSUAL. • Reapriete general de terminales eléctricos. • Limpieza terminales eléctricos. • Limpieza válvulas solenoides y de control. • Verificación ajuste presostatos de corte y modulación.

7.6.4 MANTENCIÓN SEMESTRAL. • Limpieza general trenes de petróleo y gas. • Reemplazo de componentes defectuosos. • Reemplazo boquilla petróleo • Reemplazo electrodo piloto gas. • Reemplazo cable alta tensión piloto gas. • Reparación material refractario cono. • Verificar espacio entre rotor y carcaza del ventilador

7.7 Planilla Registro Diario A continuación presentamos una Planilla de Registro Diario, que recomendamos utilizar para registrar los principales parámetros involucrados en la operación de la planta térmica.

Parámetro 1 2 3 4

Almacenamiento y Distribución de Petróleo

Presión anillo recirculación

Quemador (operando con Petróleo)

Presión alimentación petróleo

Presión retorno de petróleo

Quemador (operando con Gas Natural)

Presión alimentación gas

Presión entrada tren de gas

Presión en manifold de gas (boquillas)

Análisis de Gases en Chimenea

O2

CO2

CO

Temperatura

Caldera

Presión de vapor

Temperatura agua alimentación (salida economizador)

Estanque Condensado

Temperatura

Presión


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Tratamiento de Agua

Agua alimentación

Dureza

PH

Cloruros

Agua caldera

Secuestrante de oxígeno

Sólidos disueltos

Cloruros

PH

Ciclo de concentración


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8. TRATAMIENTO DE AGUA

8.1 Introducción

El tratamiento del agua de una caldera de vapor o agua caliente es fundamental para asegurar una larga vida útil libre de problemas operacionales, reparaciones de importancia y accidentes. El objetivo principal del tratamiento de agua es evitar problemas de corrosión e incrustaciones, asegurando la calidad del agua de alimentación y del agua contenida en la caldera. El aseguramiento de la calidad del agua de alimentación y agua de la caldera se consigue cumpliendo con los requerimientos de las normas, que definen los límites recomendados para los parámetros involucrados en el tratamiento del agua.

8.2 Fuentes de Agua Las fuentes de agua corresponden a toda aquella agua (ríos, lagos, océanos, etc.), que no ha recibido ningún tipo de tratamiento y por lo tanto contienen impurezas, adquiridas durante el ciclo al que han sido sometidas, que impiden su utilización directa en una caldera. El ciclo del agua, mostrado en la figura n°7.1, indica que la humedad atmosférica resulta de la evaporación de las fuentes de agua, la que luego al condensarse precipita en forma de lluvia, granizo o nieve, absorbiendo gases y otras substancias descargadas por el hombre a la atmósfera. Esta situación es la causa de que la lluvia contenga una gran cantidad de impurezas al momento de entrar en contacto con la tierra.

Figura N°8.1: Ciclo del agua.


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A medida que el agua fluye por sobre la superficie de la tierra o se filtra a través de las capas de ésta, continua atrapando o disolviendo impurezas del suelo o minerales por los que atraviesa. Así es como agua aparentemente cristalina, proveniente de lagos, ríos y vertientes, puede tener un elevado contenido de sólidos disueltos. Las impurezas encontradas con mayor frecuencia en las fuentes de agua, figuran las siguientes los sólidos en suspensión, líquidos no mezclables con agua (ej. aceite), colorantes, bacterias y otros microorganismos, sustancias semi-coloidales, gases disueltos, sales minerales disueltas (cationes, aniones y sílice).

8.3 Parámetros Tratamiento de Agua Los principales parámetros involucrados en el tratamiento del agua de una caldera, son los siguientes:

pH. El pH representa las características ácidas o alcalinas del agua, por lo que su control es esencial para prevenir problemas de corrosión (bajo pH) y depósitos (alto pH).

Dureza. La dureza del agua cuantifica principalmente la cantidad de iones de calcio y magnesio presentes en el agua, los que favorecen la formación de depósitos e incrustaciones difíciles de remover sobre las superficies de transferencia de calor de una caldera.

Oxígeno. El oxígeno presente en el agua favorece la corrosión de los componentes metálicos de una caldera. La presión y temperatura aumentan la velocidad con que se produce la corrosión.

Hierro y cobre. El hierro y el cobre forman depósitos que deterioran la transferencia de calor. Se pueden utilizar filtros para remover estas sustancias.

Dióxido de carbono. El dióxido de carbono, al igual que el oxígeno, favorecen la corrosión. Este tipo de corrosión se manifiesta en forma de ranuras y no de tubérculos como los resultantes de la corrosión por oxígeno.

La corrosión en las líneas de retorno de condensado generalmente es causada por el dióxido de carbono. El CO2 se disuelve en agua (condensado), produciendo ácido carbónico. La corrosión causada por el ácido carbónico ocurrirá bajo el nivel del agua y puede ser identificada por las ranuras o canales que se forman en el metal.

Aceite. El aceite favorece la formación de espuma y como consecuencia el arrastre al vapor.

Fosfato. El fosfato se utiliza para controlar el pH y dar protección contra la dureza.

Sólidos disueltos. Los sólidos diosueltos la cantidad de sólidos (impurezas) disueltas en al agua.


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Sólidos en suspensión. Los sólidos en suspensión representan la cantidad de sólidos (impurezas) presentes en suspensión (no disueltas) en el agua.

Secuestrantes de oxígeno. Los secuestrantes de oxígeno corresponden a productos químicos (sulfitos, hidrazina, hidroquinona, etc.) utilizados para remover el oxígeno residual del agua.

Sílice. La sílice presente en el agua de alimentación puede formar incrustaciones duras (silicatos) o de muy baja conductividad térmica (silicatos de calcio y magnesio).

Alcalinidad. Representa la cantidad de carbonatos, bicarbonatos, hidróxidos y silicatos o fosfatos en el agua. La alcalinidad del agua de alimentación es importante, ya que, representa una fuente potencial de depósitos.

Conductividad. La conductividad del agua permite controlar la cantidad de sales (iones) disueltas en el agua.

8.4 Requerimientos Agua Alimentación y Caldera Sobre al base de las recomendaciones de la Norma Británica BS – 2486, la ABMA (American Boiler Manufacturing Association) y el TÜV, se han preparado las siguientes tablas que muestran los requerimientos que deberá satisfacer el agua de alimentación y el agua de una caldera para prevenir incrustaciones y corrosión en calderas de baja presión (hasta 10 bar).

a) Requerimientos agua alimentación calderas vapor según BS 2486.

PARÁMETRO VALOR REQUERIDO

Dureza total < 2 ppm

Contenido de oxígeno < 8 ppb

Dióxido de carbono < 25 mg/l

Contenido total de hierro < 0,05 mg/l

Contenido total de cobre < 0,01 mg/l

Alcalinidad total < 25 ppm

Contenido de aceite < 1 mg/l

pH a 25 ºC 8.5 – 9.5

Condición general Incoloro, claro y libre de agentes indisolubles.

b) Requerimientos agua caldera según BS 2486.


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PARÁMETRO VALOR RECOMEDADO

pH a 25 ºC 10.5 – 11.8

Alcalinidad Total CaCO3 < 700 ppm

Alcalinidad Cáustica > 350 ppm

Secuestrantes de Oxígeno: Sulfito de Sodio Hidrazina Taninos Dietilhidroxilamina

30 – 70 ppm 0.1 – 10 ppm

120 – 180 ppm 0.1 – 1.0 ppm (en agua alimentación)

Fosfato Na3PO4 30 - 60 mg/l

Hierro < 3.0 ppm

Sílice 150 ppm

Sólidos disueltos < 3500 ppm

Sólidos en suspensión < 200 ppm

Conductividad < 7000 uS/cm

Condición general Incoloro, claro y libre de agentes indisolubles.

8.5. Problemas más Frecuentes A continuación se describen los problemas, asociados al tratamiento de agua, encontrados con mayor frecuencia en las calderas.

8.5.1 corrosión Las principales fuentes de corrosión en calderas son la Corrosión por Oxígeno o “Pitting” y la Corrosión Cáustica. A continuación se describe en que consiste cada uno de estos tipos de corrosión, cuáles son los factores que la favorecen, que aspecto tiene y de que manera pueden ser prevenidas

a) Corrosión por Oxígeno o “Pitting”. La corrosión por oxígeno consiste en la reacción del oxígeno disuelto en el agua con los componentes metálicos de la caldera (en contacto con el agua), provocando su disolución o conversión en óxidos insolubles. Los resultados de este tipo de corrosión son tubérculos de color negro, los que se forman sobre la zona de corrosión, tal como lo muestra la figura N°8.2.


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Figura N°8.2: Corrosión por oxígeno o “pitting”. Dado que la corrosión por oxígeno se produce por la acción del oxígeno disuelto en el agua, esta puede producirse también cuando la caldera se encuentra fuera de servicio e ingresa aire (oxígeno). La prevención de la corrosión por oxígeno se consigue mediante una adecuada desgasificación del agua de alimentación y la mantención de un exceso de secuestrantes de oxígeno en el agua de la caldera.

b) Corrosión Cáustica. La corrosión cáustica se produce por una sobreconcentración local en zonas de elevadas cargas térmicas (fogón, cámara trasera, etc.) de sales alcalinas como la soda cáustica. Este tipo de corrosión se manifiesta en forma de cavidades profundas, semejantes al “pitting” por oxígeno, rellenas de óxidos de color negro, presentes solamente en las zonas de elevada liberación térmica (fogón, placa trasera y cámara trasera) de una caldera. La corrosión cáustica puede ser prevenida manteniendo la alcalinidad, OH libre y pH del agua de la caldera dentro de los límites recomendados en el punto 4.


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Figura n°8.3: Corrosión cáustica en fogón de una caldera.

c) Corrosión Líneas Retorno Condensado Las líneas de retorno de condensado, lógicamente no forman parte de una caldera, sin embargo, su corrosión tiene efectos sobre las calderas y puede ser prevenida con el tratamiento de agua. La corrosión de la las líneas de retorno de condensado tiene efectos sobre una caldera, ya que, los óxidos (hematita) producidos son arrastrados a la caldera con el agua de alimentación. Toda caldera cuyo lado agua tiene un color rojizo presenta problemas de corrosión en las líneas de retorno de condensado. La corrosión en las líneas de retorno de condensado se produce por la acción del ácido carbónico que en éstas se forma. La prevención de la corrosión en las líneas de retorno de condensado, puede ser conseguida mediante aminas neutralizantes que neutralizan la acción del ácido carbónica y aminas fílmicas que protegen las líneas. Estas aminas son volátiles por lo que al ser dosificadas a las líneas de alimentación de agua, son arrastradas por el vapor producido en la caldera.

8.5.2 Incrustaciones Las incrustaciones corresponden a depósitos de carbonatos y silicatos de calcio y magnesio, formados debido una excesiva concentración de estos componentes en el agua de alimentación y/o regímenes de purga insuficientes. En la figura N°8.4 es posible observar la corrida superior de los tubos de humo de una caldera con incrustaciones de espesores superiores a los 8 mm.


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La acción de dispersantes, lavados químicos o las dilataciones y contracciones de una caldera pueden soltar las incrustaciones, por lo que deben ser eliminadas de una caldera muy incrustada para prevenir su acumulación en el fondo del cuerpo de presión, tal como lo muestra la figura N°8.5. En el caso de que estas incrustaciones no sean removidas, se corre el riesgo de embancar la caldera y obstruir las líneas de purga de fondo, con lo que el problema puede tornarse aun más grave.

Figura n°8.4: Incrustaciones en tubos de humo. La presencia de incrustaciones en una caldera es especialmente grave debido a su baja conductividad térmica actúa como aislante térmico, provocando problemas de refrigeración de las superficies metálicas y puede llegar a causar daños por sobecalentamiento. En la figura n°8.6 se muestra el efecto del espesor de la capa de incrustaciones de una caldera, en la temperatura del metal. A medida que aumenta el espesor de la capa de incrustaciones, para un mismo flujo de calor, aumenta la temperatura del metal. La formación de incrustaciones en una caldera puede ser prevenida, satisfaciendo los requerimientos del agua de alimentación y agua de la caldera incluidos en el punto 4, tratando el agua de alimentación y manteniendo adecuados regímenes de purga.


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Figura N°8.5: Acumulación incrustaciones en fondo cuerpo presión caldera.

Figura N°8.6: Efecto de incrustaciones y flujo de calor en la temperatura del metal.

8.5.3 Arrastre de Condensado El arrastre de condensado en una caldera tiene relación con el suministro de vapor húmedo (con gotas de agua). El suministro de vapor húmedo puede tener relación con deficiencias mecánicas y químicas. Las deficiencias mecánicas tienen relación con la operación con elevados niveles de agua, deficiencias de los separadores de gota, sobrecargas térmicas, variaciones bruscas en los consumos, etc. Por otro lado las deficiencias químicas tienen relación con el tratamiento de agua de la caldera, específicamente con excesivos contenidos de alcalinidad, sólidos totales (disueltos y en suspensión) y sílice, que favorecen la formación de espuma.


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Figura N°8.7: Arrastre de condensado por excesiva concentración de sólidos. Para prevenir el arrastre debido a deficiencias en el tratamiento de agua, se recomienda mantener los siguientes límites de los contenidos de alcalinidad, sólidos totales y sílice: Alcalinidad total (CaCO3) < 700 ppm Contenido de sílice (SiO2) < 150 ppm Sólidos disueltos < 3500 ppm En la figura n°7.7 se muestran una vista interior de la cámara de vapor de una caldera, en cuyas paredes se nota la irregularidad del nivel de agua provocada por un excesivo contenido de sólidos en el agua.

8.6. Equipos Tratamiento de Agua En la figura N°8.8 se muestran los equipos que intervienen en el tratamiento de agua de una planta térmica. En la anterior figura se muestran ablandadores, bombas dosificadoras y un desgasificador con su respectiva estanque de almacenamiento de agua.


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Figura N°8.8: Equipos tratamiento de agua para calderas.

8.6.1 Ablandadores La función de los ablandadores es eliminar los iones de Ca y Mg, que conforman la dureza del agua y favorecen la formación de incrustaciones en una caldera.

Figura n°8.9: Ablandadores. El principio de funcionamiento de estos equipos se basa en un proceso llamado “intercambio iónico”, que consiste en la sustitución de estos iones por sodio (Na) para obtener agua para ser utilizada en calderas. Los ablandadores están compuestos por resinas, que poseen una capacidad de intrecambio de iones de calcio y magnesio por sodio. Agua Dura Resina Agua Blanda


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Ca(HCO3)2 Mg(HCO3)2 CaSO4 NaHCO3 MgSO4 + R – Na ----> Na2SO4 CaCl2 NaCl MgCl2 NaCl En el caso de que la capacidad de entrega de agua blanda de estos equipos se vea disminuida (agua entregada con dureza mayor a 6 ppm expresada como CaCO3), es necesario llevar a cabo una regeneración para recuperar la capacidad de intercambio de las resinas. La regeneración es realizada con sal sódica (NaCl) de calidad técnica con una concentración de 150 a 250 gr/l de resina.

8.6.2 Desgasificador La función de un desgasificador en una planta térmica es eliminar el oxígeno y dióxido de carbono disuelto en el agua de alimentación de las calderas para prevenir problemas de corrosión o “pitting”.

Figura N°8.10: Desgasificador. En la figura n°8.10 se muestra el arreglo típico de los desgasificadores generalmente utilizados para eliminar los gases disueltos del agua de alimentación de las calderas. Los componentes principales de un desgasificador, identificados en la figura anterior, son los siguientes:


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(1) : Torre de desgasificación. (2) : Estanque de agua de alimentación. (3) : Manómetro. (4) : Termómetro bimetálico. (5) : Nivel de agua. (6) : Válvula venteo. (7) : Válvula drenaje estanque de agua alimentación. (8) : Válvula retención línea retorno de condensado. (9) : Válvula retención línea agua de reposición. (10) : Válvula rompedora de vacío. (11) : Trampa de vapor de flotador para el rebalse. (12) : Válvula reductora de presión de vapor. (13) : Filtro línea vapor. (14) : Válvula de paso línea vapor. (15) : Válvula de seguridad. (16) : Válvula de paso línea vapor. (17) : Válvula de retención línea vapor. (18) : Control de nivel. (19) : Botella control de nivel. (20) : Válvulas de paso control de nivel. (21) : Controlador de nivel. (22) : Válvula solenoide. (23) : Filtro línea agua de reposición. (24) : Válvulas de paso línea agua de reposición. (25) : Válvula termostática (control temperatura agua estanque

almacenamiento). (26) : Filtro línea vapor (calentamiento agua estanque almacenamiento). (27) : Válvula de paso línea vapor (calentamiento agua estanque

almacenamiento). (28) : Válvula de retención línea vapor. El principio de funcionamiento de los desgasificadores se basa en el hecho que la solubilidad de los gases disueltos en el agua (O2 y CO2) disminuye cuando el agua está en el punto de ebullición (100 °C a presión atmosférica), tal como lo muestra la figura N°7.11. La torre de los desgasificadores está compuesta por bandejas y/o boquillas en las que se aumenta la superficie del agua alimentada, formando cascadas o atomizándola para favorecer la liberación de los gases disueltos. El agua que desciende por la torre es calentada hasta la temperatura de ebullición por vapor alimentado en contraflujo. La cantidad de vapor alimentada a la base del desgasificador es controlada por una válvula reductora de presión, encargada de mantener la presión de ebullición del agua.


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Figura n°8.11: Solubilidad del oxígeno en función de la temperatura del agua. También existe una válvula termostática que controla la cantidad de vapor alimentada al estanque de almacenamiento para mantener el agua a la temperatura de ebullición. Los gases descargados por el agua son eliminados a través del venteo existente en la parte superior de la torre.

8.6.3 Purgas Automáticas Las purgas automáticas utilizadas generalmente en calderas son las purgas automáticas de fondo y las purgas automáticas de superficie. La purga automática de superficie está compuesta por un sensor de conductividad, una válvula con actuador y un controlador. El sensor de conductividad mide la conductividad del agua de la caldera (sólidos disueltos) y envía esta información al controlador. El controlador compara esta medición con el valor de conductividad máxima programado, para luego abrir o cerrar la válvula de purga según los resultados de esta comparación. La purga automática de superficie permite mantener en forma automática los ciclos de concentración requeridos por la caldera. La instalación de este tipo de purgas en una caldera permite obtener ahorros (referencia ahorro = 1,5 %) de energía (combustible) por cuanto se elimina por la purga solo la cantidad de agua necesaria para satisfacer los requerimientos del tratamiento de agua.


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8.7. Productos Químicos Tratamiento Los productos químicos utilizados generalmente en calderas son los secuestrantes de oxígeno, dispersantes, anti-incrustantes, protectores y neutralizantes para las líneas de retorno de condensado. La dosificación de los productos químicos debe ser realizada al estanque de almacenamiento de agua, en el caso de los secuestrantes de oxígeno, que son más efectivos mientras mayor es su tiempo de residencia en el agua antes de llegar a la caldera y a la línea de alimentación de agua en el caso de los dispersantes, anti-incrustantes y tratamiento para las líneas de retorno de condensado.

8.8. Ciclos de Concentración

Los ciclos de concentración de las impurezas presentes en el agua de una caldera determinan los requerimientos de purga necesarios para prevenir problemas de corrosión y/o incrustaciones. Las purgas son necesarias, ya que, al producirse la evaporación del agua los sólidos disueltos en el agua permanecen en la caldera, pudiendo llegar a concentrarse por sobre su solubilidad y precipitar formando incrustaciones. La definición de los ciclos de concentración con los que debe trabajar una caldera se realiza a partir del análisis del agua de alimentación de la caldera y los parámetros recomendados en el punto 8.2. Los ciclos de concentración de una caldera quedan definidos por la siguiente fórmula: Cc Nc = ------------ Ca

ALIMENTACIONAGUA

Ca

Cc

PURGA

VAPOR

CALDERA

Cc

Figura n°8..12: Ciclos de concentración.


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Donde: Nc : Ciclos de concentración. Ca : Concentración impurezas en agua de alimentación. Cc : Concentración impureza en caldera. Entre las impurezas para las que deben determinarse los ciclos de concentración figuran las siguientes: Sólidos disueltos Sílice Alcalinidad Hierro El ciclo de concentración utilizado para determinar el régimen de purgas en la caldera será el menor de los calculados para las anteriores impurezas. El control de que el ciclo de concentración que se mantiene en una caldera es el requerido se realiza mediante la medición de los cloruros en el agua de alimentación y agua de la caldera. Los cloruros son utilizados como variable de control, ya que, no participan en el tratamiento de agua y son fáciles de medir (método de las gotas: reacción entre el nitrato de plata y el cloruro, para formar cloruro de plata y producir un cambio de coloración). En el caso de contar con un conductivímetro es posible controlar el ciclo de concentración utilizado, comparando la conductividad del agua de alimentación con la del agua de la caldera.

Figura N°8.13: Influencia purga en eficiencia térmica de una caldera.

8.9 Almacenamiento de una Caldera

Eficiencia Térmica

v/s

Purga

78

80

82

84

86

88

0 5 10 15 20

Purga

Purga (%)

Eficiencia Térmica (%)


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La aparición de daños por corrosión en calderas industriales se debe con frecuencia a procedimientos de almacenamiento inadecuados, durante los períodos en que estos equipos permanecen fuera de servicio. Unos cuantos días son suficientes para que daños de consideración puedan producirse en el caso de que no se tomen las correspondientes providencias. Tanto las superficies internas (lado agua/vapor) como externas (lado fuego/humo) están expuestas a la corrosión y deben ser protegidas. Además de los daños provocados por la corrosión, como consecuencia de ésta, se forman incrustanciones aislantes compuestas por las partículas metálicas desprendidas, las que pueden llevar a problemas de corrosión localizada y sobrecalentamiento de zonas críticas de transferencia de calor de la caldera. Dependiendo del período de tiempo que la caldera permanecerá fuera de servicio, existen dos alternativas para el almacenamiento de una caldera de vapor: el almacenamiento húmedo y el seco. El almacenamiento húmedo es recomendado para períodos cortos (inferiores a 30 días), siempre y cuando la caldera no este expuesta al congelamiento. Este método tiene la ventaja que la caldera está disponible para entrar en operación rápidamente. El almacenamiento seco es recomendado para períodos largos (superiores a 30 días), pero es aplicable solamente si es posible asegurar que las superficies internas (lado agua-vapor) quedarán secas. Esto puede ser conseguido si la caldera puede ser vaciada estando caliente (45 - 75 ºC) o si puede ser secada internamente mediante algún equipo auxiliar.

8.9.1 Preparativos Previos al Almacenamiento Al menos una semana (3 a 7 días) antes de dejar una caldera fuera de servicio, se recomienda aumentar la frecuencia de las purgas manuales de la caldera, controlar con mayor rigurosidad la cantidad de sólidos presentes en el agua y aumentar el tratamiento interno para controlar las impurezas. De esta manera se asegura una óptima calidad del agua al momento de detener una caldera, especialmente a lo que a eliminación de los sólidos en suspensión (barro) se refiere. Estos sólidos en suspensión permanecen sobre las superficies de transferencia calor al vaciar la caldera, formando al secarse depósitos difíciles de eliminar. Una vez que la caldera ha sido vaciada resulta aconsejable eliminar, con chorros de agua a presión, el barro que pudiera permanecer dentro de ésta.

a) Almacenamiento Húmedo


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Este método de almacenamiento contempla el completo llenado de la caldera con agua químicamente tratada y su sellado para prevenir las infiltraciones de aire; para tal efecto es posible utilizar nitrógeno para presurizar la caldera. En el caso de no disponer de la asesoría de un especialista en tratamientos de agua, sugerimos considerar el siguiente procedimiento y productos: A más tardar 30 minutos antes poner la caldera fuera de servicio, se deberán agregar los siguientes productos químicos: Sulfito de sodio (Na2SO3) : 600 gr/m3 Soda cáustica (Na OH) : 350 gr/m3 o bien, Hidrazina (N2H4) : 200 gr/m3 Amoniaco (NH3) : 10 gr/m3 Sulfito de sodio o hidrazina son utilizados para remover el oxígeno disuelto y soda cáustica o amoniaco son utilizados para mantener un PH de 10.5. También resulta aconsejable utilizar un dispersante polimérico para el fango (120 gr/m3). Una vez que la caldera ha sido llenada completamente y los productos químicos han sido agregados, la caldera deberá ser sellada herméticamente. Para prevenir el ingreso de aire se puede presurizar el cuerpo de presión de la caldera con 5 psi de nitrógeno. Semanalmente se deberá verificar que el nivel de los productos utilizados para eliminar el oxígeno y mantener un adecuado nivel de PH se mantenga dentro de los límites requeridos. Este control deberá ser ejecutado extrayendo una muestra de agua desde la parte alta de la caldera. El control deberá arrojar los siguientes resultados: Sulfito de sodio (como SO3) : 200 ppm (mínimo) Alcalinidad fenolaftaleínica (como CaCO3) : 400 ppm (mínimo) o bien, Hidrazina : 200 gr/m3 PH : 10.5 En el caso de que las concentraciones sean inferiores a las requeridas, se deberán agregar los productos químicos faltantes. Es posible realizar encendidos intermitentes del quemador (en llama mínima) para lograr la homogenización de los productos químicos dentro del cuerpo de presión.


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Para poner en servicio una caldera que ha sido almacenada húmeda, se deberá seguir el siguiente procedimiento: 1. En el caso de que la caldera haya sido presurizada con nitrógeno, se deberá

desconectar el suministro de N2 y el cuerpo de presión venteado. 2. La caldera deberá ser vaciada parcialmente y luego llenada con agua tratada

hasta su nivel normal de operación. De esta manera se consigue diluir los productos químicos que permanecen dentro de la caldera.

3. Una vez que las concentraciones de productos químicos y nivel de agua sean

normales, la caldera está en condiciones de entrar en operación nuevamente.

b) Almacenamiento Seco El método de almacenamiento seco considera el vaciado completo de la caldera y posterior incorporación de sustancias químicas absorbedoras de humedad al cuerpo de presión (método de los disecantes). Este método de almacenamiento considera el siguiente procedimiento: 1. Una vez que la caldera se ha enfriado, ésta deberá ser vaciada completamente. 2. La caldera deberá ser inspeccionada para verificar que no existan depósitos

porosos que pudieran retener humedad. Este tipo de depósito deberá ser eliminado previo a un almacenamiento en seco.

3. La caldera deberá ser secada cuidadosamente haciendo circular aire caliente a

través de ella. 4. Bandejas de madera con 8 Kg de sílica gel por cada 1 ton/h de vapor que produce

la caldera, deberán ser distribuidas al interior del cuerpo de presión de la caldera. Las bandejas deberán ser llenadas hasta la mitad y colocadas de tal manera que aire pueda circular bajo éstas.

5. La caldera deberá ser sellada para prevenir el ingreso de aire húmedo. Es posible

presurizar la caldera con 5 psi de nitrógeno después de colocado el disecante. Letreros indicando la presencia de nitrógeno deberán ser colocados en la caldera.

6. Cada tres meses la caldera deberá ser inspeccionada para verificar la existencia

de corrosión activa y comprobar el estado de los disecantes. En el caso de que la caldera haya sido presurizada con nitrógeno no se deberá ingresar a está sin antes realizar una buena ventilación y verificar los niveles de oxígeno existentes.

7. En el caso de que el disecante esté húmedo la caldera deberá ser secada

nuevamente antes de reemplazar el disecante y presurizar con nitrógeno.


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También existe la posibilidad de vaciar y secar la caldera para posteriormente sellarla y presurizarla con nitrógeno para prevenir infiltraciones de aire (método del hidrógeno). En este caso se mantiene un flujo de aire caliente a través de la caldera o se instala un calefactor eléctrico en su interior. Para poner en servicio una caldera que ha sido almacenada seca, se deberá seguir el siguiente procedimiento: 1. En el caso de que la caldera haya sido presurizada con nitrógeno, se deberá

desconectar el suministro de N2 y el cuerpo de presión venteado. 2. Retirar la totalidad de los disecantes de la caldera. 3. Realizar la puesta en marcha de la caldera normalmente. Independiente del método de almacenamiento utilizado se deberá tomar en cuenta además el tratamiento que deberá recibir el lado fuego/humo de la caldera durante el período en que la caldera permanezca fuera de servicio.

c) Almacenamiento Circuito de Gases El tratamiento del circuito de gases o lado fuego/humo de una caldera no debe ser olvidado al realizar el almacenamiento de una caldera, ya que, la presencia de humedad y oxígeno favorecerá la formación de ácidos corrosivos al combinarse con los depósitos existentes en la caldera. Estos ácidos atacarán las superficies metálicas provocando daños por corrosión en una caldera. Los depósitos existentes en el lado fuego/humo de una caldera pueden provocar tres tipos de problemas: 1. Corrosión en la interface existente entre metal y depósito. 2. Atrapar material particulado presente en los productos de la combustión

aumentando el espesor del depósito. 3. Formar depósitos de bajo pH altamente corrosivos, al reaccionar los componentes

del material particulado (atrapado por los depósitos) como hierro, vanadio y sodio con compuestos de azufre.

Los problemas antes descritos pueden ser prevenidos con una buena limpieza de las superficies metálicas del lado fuego/humo. Para el caso de las calderas que utilizan petróleo o carbón como combustible se recomienda realizar un hidrolavado con chorros de agua a presión; y para aquellas calderas que utilizan gas basta con un buen escobillado y posterior aspiración de los residuos desprendidos. Se recomienda agregar


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un 5% de algún químico alcalino (soda cáustica) al agua utilizada para el lavado y de esa manera neutralizar los depósitos ácidos. La limpieza de una caldera no es suficiente para prevenir daños por corrosión. Es por ello que se utilizan pequeños quemadores de gas, flujos de aire caliente o calefactores eléctricos para mantener una temperatura superficial mínima de 75 ºC y prevenir el ingreso de humedad a la caldera. El empleo de los procedimientos para el lavado pre-operacional y el almacenamiento antes descritos, permitirá prevenir daños y asegurar una larga vida útil de una caldera.

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Golden - Euro 200-850 Rev 1(Manual Operación Caldera)