control de calderas

Universidad de Costa Rica Facultad de Ingeniería

Escuela de Ingeniería Eléctrica Departamento de Automática

IE 0431 Sistema de Control

MONOGRAFÍA

Sistemas de Control en Calderas de Vapor

GRUPO 12

INTEGRANTES Elías G. Torres José P. Salazar José. A. Fernández

PERIODO II Semestre 2005

IE-431 Sistemas de Control en Calderas de Vapor 2

Grupo 12 II Semestre 2005

TABLA DE CONTENIDOS RESUMEN ................................................................................................................ 3 1.0 INTRODUCCION.................................................................................................... 4 2.0 Desarrollo Teórico .................................................................................................... 5

2.1. Historia ...................................................................................................................... 5 2.2. Definiciones ................................................................................................................ 5 2.2.1. Máquina de vapor............................................................................................... 5 2.2.2. Caldera ................................................................................................................ 6 2.2.3. Sistema de control automático en sistemas de producción de vapor. ............ 7

2.3. Tipos de calderas industriales .................................................................................. 8 2.3.1. Calderas de tubos de humo................................................................................ 9 2.3.2. Caldera de vaporización instantánea.............................................................. 10 2.3.3. Caldera de fluido térmico ................................................................................ 10 2.3.4. Calderas de recuperación con serpentín ........................................................ 11 2.3.5. Caldera de recuperación de tubos de humos ................................................. 11

2.4. Problemas en los sistemas de producción de vapor.............................................. 12 2.4.1. Temperatura de operación ............................................................................. 12 2.4.2. Presión en el tanque y tuberías........................................................................ 13 2.4.3. El pH del agua................................................................................................... 14 2.4.4. Dureza del Agua ............................................................................................... 15 2.4.5. Nivel de Agua .................................................................................................... 16

2.5. Sistemas de Control en Calderas............................................................................ 16 2.5.1. Sistemas de Control Lineal .............................................................................. 16

3.0 Control Automático en una Caldera..................................................................... 19 3.1. Sistema de Control de Presión................................................................................ 19 3.2. Control de pH .......................................................................................................... 23 3.3. Control de Temperatura ......................................................................................... 25 3.4. Control de dureza del agua..................................................................................... 26 3.4.1. Controles de Purga en calderas....................................................................... 26

3.5. Control de nivel del agua ........................................................................................ 27 4.0 Conclusiones............................................................................................................ 31 5.0 Bibliografía.............................................................................................................. 32 6.0 Anexos...................................................................................................................... 34

Anexo 1:Reglamento sobre Emisión de Contaminantes Atmosféricos Provenientes de Calderas. ..................................................................................................................... 35 Anexo 2: Hojas de datos para el controlador 7800 Honeywell................................... 43



RESUMEN

La importancia del estudio de los principios básicos en el

control de calderas esta fundamentada en la extensa cantidad

de aplicaciones en las que opera una caldera como fuente de

energía.

Se describen los tipos de calderas modernas así como

también se describen el tipo controlador automático que las

gobierna.

Se hace una descripción de la operación de los sistemas de

control más importantes encontrados en todas las calderas.

Dichos sistemas son: control de presión y temperatura,

control del pH del agua, control de nivel de líquido y control

de dureza del agua.



1.0 INTRODUCCION

El inicio de la gran revolución industrial en el siglo XVIII estuvo determinado por la

invención de una nueva tecnología: las máquinas de vapor. Desde ese momento de la

historia, las máquinas de vapor han contribuido enormemente no solo al desarrollo

económico mundial, sino, también marcaron el nacimiento de una nueva rama de la

ingeniería el Control Automático. Las máquinas de vapor y el control automático se han

desarrollado de la mano hasta el presente.

Este marco histórico pone de manifiesto la necesidad de investigar como se aplica la teoría

moderna de control automático en las máquinas de vapor más usadas en la actualidad: las

calderas.

Este trabajo consiste en la descripción de los sistemas modernos de generación de vapor y

las técnicas de control utilizadas. La primera parte consiste en una pequeña reseña histórica,

y en descripción de los diferentes tipos de calderas existentes en el mercado. En el segundo

apartado se establecen algunos conceptos básicos con el fin de justifican la importancia del

control automático de una caldera. Finalmente, se describe el funcionamiento de los

principales sistemas de control de una caldera que son:

�� El control de presión.

�� El control de temperatura.

�� El control del pH del agua.

�� El control de la dureza del agua.

�� El control del nivel de líquido.



2.0 Desarrollo Teórico

2.1. Historia

El uso del vapor para producir energía aprovechable se remonta al año 1698 cuando

el ingeniero inglés Thomas Savery construyó la primera máquina de vapor, que consistía

en dos recipientes de cobre que se llenaban alternativamente del vapor proveniente de una

caldera. En 1705 el inventor británico Thomas Newcomen desarrolló mejoras a la máquina

de Savery y logró utilizarla para extraer agua de las minas. (Encarta 2005)

El inventor escocés James Watt mejoró la máquina de Newcomen e introdujo el

primer avance significativo de la caldera, el recipiente esférico o cilíndrico que se calentaba

por abajo con una hoguera. La caldera de Watt, construida en 1785, consistía en un

armazón horizontal cubierto de ladrillo con conductos para dirigir los gases calientes de la

combustión sobre la caldera. Watt, uno de los primeros ingenieros que aprovechó las

propiedades termodinámicas del vapor de agua, utilizó la válvula de seguridad de palanca,

manómetros para medir la presión y grifos para controlar el flujo de agua y vapor en sus

calderas. (Encarta 2005)

Las máquinas de vapor se convirtieron en el pilar tecnológico de la revolución

industrial, cuando éstas fueron aplicadas a la producción en cadena. Así, la máquina de

vapor contribuyó al desarrollo económico mundial y por supuesto que además impulsó el

desarrollo tecnológico que hoy se ha plasmado en la teoría de control automático.

2.2. Definiciones

Esta sección pretende definir los conceptos para facilitar la comprensión de la

necesidad de aplicar controles automáticos en un sistema de generación de vapor.

2.2.1. Máquina de vapor

Una máquina de vapor es un dispositivo mecánico que convierte la energía del

vapor de agua en energía mecánica y que tiene varias aplicaciones en propulsión y



generación de electricidad. El principio básico de la máquina de vapor es la transformación

de la energía calorífica del vapor de agua en energía mecánica, haciendo que el vapor se

expanda y se enfríe en un cilindro equipado con un pistón móvil. El vapor utilizado en la

generación de energía o para calefacción suele producirse dentro de una caldera. (Encarta

2005)

2.2.2. Caldera

Según el Reglamento sobre Emisión de Contaminantes Atmosféricos Provenientes

de Calderas Nº 30222-S-MINAE, artículo Nº2: “Una caldera es todo recipiente cerrado en

el cual, para cualquier fin, excepto el cocimiento doméstico de alimentos, se calienta agua o

se genera vapor, generalmente de agua, para ser usado fuera de él, a una presión mayor que

la presión atmosférica.”[12]. Además Los supercalentadores, recalentadores,

economizadores, u otras partes a presión, conectadas directamente a la caldera, sin

intervención de válvulas, serán considerados como parte de la caldera. (Ver Anexo 1).

El calentamiento de la caldera es producido por la inflamación de un elemento

combustible dentro de la cámara de combustión o hogar de la caldera. Los combustibles

comúnmente utilizados en las calderas modernas son sustancias líquidas o gaseosas

derivados del petróleo (queroseno, diesel, gasolina, gas, etc); sin embargo, son también

comunes las calderas de carbón. La cámara de combustión de la caldera y las paredes de

las mismas están diseñadas para aprovechar al máximo la energía en forma de calor que se

libera cuando se inflama el combustible.

El sistema de combustible consta básicamente de dos tuberías; una de ellas alimenta

el combustible y la otra el oxígeno necesario para la combustión. Para aumentar la

eficiencia del proceso de combustión, en las calderas el combustible líquido, antes del

quemador, el combustible pulverizado y el aire se mezclan en proporciones controladas.

Una vez que se ha generado el calor se inicia el proceso de calentamiento del agua que

culmina en la generación de vapor. Luego, el vapor a gran temperatura es transportado por

medio de tuberías hasta la carga. Durante este trayecto el vapor pierde la mayor parte de la

energía y ya no puede ser utilizado más. Por eso, se hace pasar un sistema de enfriamiento,

condensación y purificación para finalmente ser reinyectado en la caldera.



En el interior de la caldera y dentro de las tuberías de vapor ocurren numerosos

procesos físicos y reacciones químicas que influyen en la operación, la seguridad, la

eficiencia del proceso y la vida útil de la caldera y sus componentes. Por esta razón estos

procesos y reacciones químicas deben ser controlados.

2.2.3. Sistema de control automático en sistemas de producción de vapor.

Los sistemas de control automático en calderas responden a diferentes necesidades:

� Aumentar la eficiencia de la caldera, es decir; producir mayor cantidad de vapor

utilizando menos combustible;

� Reducir las pérdidas ya sean de agua, combustible o presión.

� Disminuir los contaminantes que se producen en la operación de la caldera

� Aumentar la seguridad de la planta.

El lazo de control de un sistema de producción de vapor se compone entonces de

una red compleja de variables que deben controlarse para tratar de satisfacer al mismo

tiempo todas las necesidades mencionadas anteriormente. La figura 1 muestra un esquema

de una caldera con un sistema moderno de control en el cual existen múltiples sensores y

actuadores que se comunican con el controlador.



Figura 1: Sistema de generación de vapor con un controlador moderno (Jausoro, 2003)

En la industria, la mayoría de las calderas cuentan con sistemas de control

realimentados cuyas variables controladas principalmente son la presión, la temperatura de

operación, el nivel de pH y la concentración de sales del agua o líquido a evaporar.

2.3. Tipos de calderas industriales

En la industria las pueden encontrarse diferentes tipos de calderas. Las calderas

industriales se diferencian entre sí por las características del sistema de quemadores, la

temperatura de operación el tipo de combustible y la aplicación. Los tipos de calderas

industriales más comunes son

1. Calderas de tubos de humo,

2. Calderas de vaporización instantánea,

3. Calderas de fluido térmico,



4. Caldera de recuperación con tubos de humos,

5. Caldera de recuperación con serpentín.

2.3.1. Calderas de tubos de humo

El vapor se genera calentando un importante volumen de agua, por medio de los

humos producidos durante la combustión del gas o del combustible. Este humo a gran

temperatura y presión es inyectado por medio de tuberías que se sumergen en el agua.

Luego los humos de combustión circulan por otras tuberías conocidas como “circuitos de

recuperación y enfriamiento”, tubos de humos o circulación alrededor de los serpentines

para mejorar los rendimientos energéticos. [5]

Esta es la técnica más clásica para la producción de vapor saturado, de agua o de

vapor sobrecalentado para una gama de caudales de 160 a 50 000 kg/h (112 a 34 000 kW).

Para que se de la combustión se debe inyectar una mezcla de aire y combustible en

el hogar los cuales se inflaman a entrar en contacto con la llama que alimentan. La forma y

el posicionamiento de la llama en el hogar son primordiales para optimizar los fenómenos

de radiación y convección, para reducir las emisiones y los residuos.

Figura 2. Esquema de una caldera de tubos de humo [5]



2.3.2. Caldera de vaporización instantánea

El aire (que contiene el oxígeno necesario para producir la combustión) es

introducido en la caldera a través de un precalentador. Este precalentador utiliza las

calorías residuales del proceso de producción de vapor. Seguidamente este aire se inyecta

en el quemador. La llama y los humos calientan así un serpentín monotubular de diámetro

variable, según tres pasos de humos. Por el serpentín circula un flujo de agua que, una vez

calentada, se transforma progresivamente en vapor. Un separador permite obtener vapor

perfectamente seco cuando este es requerido. [5]

Gracias a su concepción, la subida de la presión se puede realizar en 3 minutos a

partir de una caldera fría por parada prolongada. Esta eficacia así como su bajo volumen de

agua, reduce las pérdidas térmicas y por lo tanto disminuyen los costos de explotación.

Figura 3.Esquema de una Caldera de vaporización instantánea [5]

2.3.3. Caldera de fluido térmico

Las calderas de fluido térmico son del tipo de serpentín con pasos múltiples y de

alta eficacia. El fluido térmico circula por el serpentín calentado por la llama del quemador

y por los humos. Seguidamente se distribuye a baja presión a través de un circuito cerrado



hacia los diferentes consumidores. En el retorno, un desgasificador, atmosférico o

presurizado con nitrógeno, permite eliminar los restos de gases disuelto antes de su

inyección en el grupo de circulación. [5]

Figura 4. Esquema de caldera de fluido térmico [5]

2.3.4. Calderas de recuperación con serpentín

Las calderas de recuperación pueden recuperar de los gases que generalmente se

lanza a la atmósfera. La caldera de recuperación se compone de serpentines en acero que

crean una gran superficie de intercambio. Estos serpentines se conectan en serie o en

paralelo en función de la aplicación para garantizar un óptimo intercambio.

2.3.5. Caldera de recuperación de tubos de humos

Estas calderas de recuperación horizontales se utilizan para la producción de vapor a

partir de los humos de combustión provenientes de las turbinas de gas, de motores diesel o

gas, de los incineradores de Compuestos Orgánicos Volátiles (COV)1 o en general de

cualquier fuente de efluentes a alta temperatura. Esta gama de equipos funciona en standard

hasta 20t/h de vapor a 25 bar. Los humos en entrada alcanzan normalmente los 1000°C. El

1 Tomado de [1].



diseño, realizado para obtener una cantidad de vapor adecuada, optimiza la superficie de

intercambio y la calidad del vapor producido.

2.4. Problemas en los sistemas de producción de vapor

Es importante notar que en la gran mayoría de los casos, las calderas son sistemas

que tienen múltiples entradas y múltiples salidas (MIMO por sus siglas en inglés Multiple

Input, Multiple Output), por lo que su análisis es muy complejo (ver figura 1). 2

Las variables que se quieren controlar en una caldera pueden responden a la

necesidad de cumplir con los valores a máximos absolutos de operación establecidos por el

fabricante de la caldera, o por requerimientos especiales relacionados con el proceso en sí,

o para cumplir con las normas y reglamentos estipulados para la operación de calderas y

para garantizar la seguridad del sistema. Las variables más importantes a controlar son:

1. Temperatura de operación.

2. Presión de operación.

3. Niveles de pH.

4. La dureza del agua.

5. Nivel del agua.

2.4.1. Temperatura de operación

Esta es una de las variables de más importantes a controlar, puesto que algunas

aplicaciones en las que se utilizan las calderas tienen estrictos requerimientos en la

temperatura del fluido, además que la eficiencia de la misma es directamente afectada por

la temperatura de operación.

Además existe una fuerte influencia de las fluctuaciones de la temperatura y presión

del aire de combustión sobre el oxígeno residual en los gases de combustión, y por tanto en

la calidad del proceso de combustión (eficiencia del equipo, contaminantes). Todas estas

fluctuaciones requieren, por razones de seguridad, una mayor cantidad de aire que provoca

2 Para un modelo matemático de una caldera vea: Urrea, J. (1998). Selección y análisis de un modelo matemático para una caldera industrial. Proyecto de Especialización. Universidad de los Andes.



la combustión, del que sería necesario para una correcta combustión, exceso del volumen

de aire calentado innecesariamente que se traduce en pérdidas por la chimenea y

incremento de contaminantes (principalmente CO2). (Jausoro, 2003)

Para cuantificar el peso en las fluctuaciones se considera la fórmula de Siegert en la

cual la eficiencia de una caldera se calcula utilizando la medida del oxígeno residual

contenido en los gases de salida y la diferencia de temperatura: t salida de gases – t aire de

entrada.

Aq−=100η (1)

donde η es la eficiencia de la caldera y qA las pérdidas por gases que se calculan de la

siguiente manera

%2

2

21)( B

O

Attq LAA +

−−= (2)

donde O2 es el porcentaje de oxigeno residual y A2 y B% son coeficientes característicos de

cada combustible. En la tabla 1 se muestran estos coeficientes para dos combustibles

comunes.

Tabla 1. Coeficientes característicos para diferentes combustibles comunes

Gasóleo Gas natural

A2 0.68 0.66

B% 0.007 0.009

Tomado de: Jausuro 2003.

2.4.2. Presión en el tanque y tuberías

En la mayoría de las aplicaciones de la industria, se requiere mantener una presión

de servicio en un valor constante pese a variaciones en la demanda de vapor. Por ejemplo,

las calderas que alimentan sistemas de generación eléctrica la presión del flujo de vapor que

llega a las turbinas determinan la velocidad y el torque que estas le imprimen al generador y

por lo tanto, repercute en la frecuencia y el voltaje obtenido. Es decir cambios en la

demanda eléctrica, implicaran cambios en la parte mecánica del sistema que deben ser

controlados con la presión en la caldera.



2.4.3. El pH del agua.

El pH es una medida de la actividad de los iones de hidrogeno (H+) en una solución

y por tanto de su acidez o alcalinidad, dicha actividad esta relacionada con la constante de

disociación del agua ( Kw = 1.011 × 10−14 a 25 °C) y con la interacción con otros iones. El

concepto fue introducido por S.P.L. Sørensen en 1909. La p viene del Aleman Potenz que

significa fuerza o potencia, y la H del ion de hidrógeno (H+). A veces es referido en Latin:

pondus hydrogenii. [14]

El valor del pH es una medida sin unidades, y esta definido por la ecuación

( )+−= HpH log (3)

donde H+ denota la concentración de iones de hidrogeno medida en moles por litro

(molaridad).

Al aumentar el porcentaje de composición de algunos compuestos es normal ver

comportamientos no lineales en el valor del pH, además de la ecuación se aprecia que el pH

está es una función logarítmica (no lineal)

Figura 5. Nivel de pH [2]



2.4.4. Dureza del Agua

La dureza del agua es una característica química determinada por el contenido de

ciertas de sales minerales en el agua como las derivadas de carbonatos, bicarbonatos,

cloruros, sulfatos y ocasionalmente nitratos de calcio y magnesio. [15]

La dureza es indeseable en algunos procesos, tales como el lavado doméstico e

industrial, provocando que se consuma más jabón, al producirse sales insolubles. En

calderas y sistemas enfriados por agua, se producen incrustaciones (costras) en las tuberías

y una pérdida en la eficiencia de la transferencia de calor. Además estas incrustaciones

producen que se reduzca el diámetro por el que pueden circular los fluidos en las tuberías

afectando el rendimiento del sistema. Uno de los efectos más importante de estas

incrustaciones es la reducción de la vida útil de las calderas y los costos de mantenimiento

y reparación [19].

Los bicarbonatos (solubles) se transforman en carbonatos (insolubles) a la

temperatura de ebullición del agua, produciendo la "incrustación", según las siguientes

ecuaciones (para el Ca).

Ca(HCO3)2 Ca2+ + 2 HCO3- (a temperatura elevada

2 HCO3- CO23- + CO2 + H2O

Ca2+ + CO23- CaCO3 (incrustación)

Las restantes sales solubles se concentran al evaporarse el agua, y al alcanzar su

saturación se depositan en el interior de la caldera contribuyendo a la formación de las

incrustaciones [18].



2.4.5. Nivel de Agua3

La regulación del agua de alimentación que establece el nivel de la caldera depende

de múltiples factores, del tipo de caldera, de la carga, del tipo de bomba y del control de

presión del agua de alimentación.

Cuando el caudal de vapor aumenta bruscamente, la presión baja, con lo que se

produce una vaporización rápida que fuerza la producción de burbujas y agua, lo que da

lugar al aumento aparente de nivel de la caldera. La oscilación es opuesta a la demanda y el

fenómeno es importante en calderas de cierta potencia y volumen reducido, sujetas a

variaciones de caudal frecuentes y rápidas

Las tres variables que intervienen en el sistema son:

- Caudal de vapor.

- Caudal de alimentación de agua.

- Nivel de agua.

Para que las condiciones de funcionamiento sean estables, el caudal de vapor y el de

agua deben ser iguales y de forma secundaria, el nivel de agua debe reajustarse

periódicamente para que se mantenga dentro de unos límites determinados (normalmente

son de unos 50 mm por encima y por debajo de la línea central de la caldera).

2.5. Sistemas de Control en Calderas

2.5.1. Sistemas de Control Lineal

Los sistemas involucrados en una caldera son de naturaleza no lineal sin embargo

para fines prácticos estos se modelan como sistemas lineales lo que permite analizarlos con

herramientas como funciones de transferencia y diagramas de bloques.

Estos sistemas son de múltiples entradas y múltiples salidas (MIMO) pero como se

ha supuesto linealidad se puede aplicar el principio de superposición y separar el sistema en

subsistemas de una entrada y una salida (SISO). Cada uno de estos subsistemas se puede

representar con diagramas de bloques.

3 Ver http://www.itap.edu.mx/carreras/ii/cursoslinea/INSTRUMENTACION/pagina_nueva_5.htm



Estos subsistemas se pueden controlar con un sistema en lazo abierto, es decir sin

tomar información del medio controlado; o bien en lazo cerrado, en donde la información

del medio se toma para compararla con un estado deseado. En el caso de las calderas los

sistemas a controlar son de naturaleza dinámica, es decir; sus estados cambian de manera

estocástica por lo tanto la topología de la lazo abierto no es capaz de controlar de manera

efectiva este tipo de sistema; por lo tanto, se prefieren los sistemas retroalimentados.

El figura 6 se muestra el diagrama de bloques que representa un sistema SISO

general con un controlador en lazo cerrado.

En el sistema de la figura 6, el controlador se encarga de ver la señal de error (la

cual es la diferencia entre un valor deseado ‘r’ y la señal retroalimentada proveniente del

sistema a través de algún tipo de sensor ‘y’) y de aplicar alguna acción correctiva al sistema

basada en una función de procesamiento de la señal de error. Esta función de

procesamiento determina la acción correctiva basada en el comportamiento del error en el

tiempo. Si el interés es el valor instantáneo del error entonces esta función es directamente

proporcional al error (Controlador Proporcional). Si lo que interesa es como se ha

comportado el error en el pasado la función es directamente proporcional a la integral en el

tiempo del error (Controlador Integral). Si lo que interesa es la tendencia del error la

función es proporcional a la derivada del error respecto al tiempo (Controlador Derivativo).

Figura 6. Sistema de control a lazo cerrado.

Estos tres tipos de controladores son un caso particular de la familia de

controladores PID (Proporcional-Integral-Derivativo) los cuales son los más utilizados en la

industria y los más estudiados en los libros de teoría de control automático. Un controlador

de este tipo realiza normalmente las tres operaciones sobre el error, es decir multiplica,

deriva e integra. En la figura 7 se ilustra un controlador industrial de la marca Honeywell



Figura 7. Controlador industrial para calderas Honeywell serie 7800 [20]

El controlador puede ser implementado con distintas tecnologías: pueden ser

neumáticos, mecánicos, electrónicos analógicos, electrónicos digitales o combinaciones de

ellos.

Actualmente, se prefiere utilizar los sistemas de control distribuidos (DCS por sus

siglas en ingles distributed control system), los sistemas de control lógico programables

(PLC por sus siglas en inglés Programmable Logic Controller), o los sistemas de control

directo digital (DDC por sus siglas en inglés Direct Digital Controller). [3]



3.0 Control Automático en una Caldera

3.1. Sistema de Control de Presión4

A la caldera se le exige, pues, mantener una presión de trabajo constante para la

gran diversidad de caudales de consumo por lo cual debe ser capaz de:

a) Aportar una energía calorífica suficiente en la combustión del fuel-oil o del gas

con el aire;

b) Desde el punto de vista de seguridad, el nivel debe estar controlado y mantenido

dentro de unos límites;

c) Garantizar una llama segura en la combustión.

d) Cuando la caldera se pone en marcha y cuando se detiene, el sistema de control

debe garantizar la operación segura.

e) El funcionamiento de la caldera debe ser optimizado para lograr una rentabilidad

y economía adecuadas, lo cual es posible con un control digital y/o distribuido que permite

optimizar la combustión (ahorros de 2 a 10 % en combustible) y ganar en seguridad

Para mantener constante la presión de vapor en la caldera se debe regular el sistema

de combustión de la caldera. Para regular la combustión se mide tanto el caudal de

combustible como el caudal de aire que ingresa a la cámara de combustión de la caldera.

De esta forma, el controlador de la presión de vapor ajusta la válvula de control de

combustible y el mecanismo de ventilación de los quemadores (que puede ser un ventilador

o una válvula mariposa.

La señal procedente del caudal de aire es modificada por dispositivo conocido como

relé de relación. Este relé sirve como interfaz entre el sensor de caudal de aire y el

controlador. La señal que el relé pasa al controlador es comparada con la señal de caudal de

combustible. Si la proporción no es correcta, se emite una señal al servomotor de mando

del ventilador o a la válvula de mariposa, de modo que el caudal de aire es ajustado hasta

que la relación combustible-aire sea la correcta.

4 Ver http://www.itap.edu.mx/carreras/ii/cursoslinea/INSTRUMENTACION/pagina_nueva_5.htm



Existen varios esquemas básicos en los que opera la regulación de la combustión,

estos son

• Caudal de combustible - caudal aire en serie.

• Caudal aire - caudal fuel en serie.

• Presión de vapor - caudal fuel /caudal vapor - caudal aire en serie.

• Caudal aire - caudal combustible en paralelo.

Todos los esquemas tienen como objetivo primordial garantizar la seguridad de la

llama lo cual solo es posible si se mantiene una adecuada relación aire-combustible. Una

adecuada relación aire-combustible es aquella que garantice la combustión total del

combustible y el oxígeno. Además, el controlador debe evitar obtener una mezcla en la que

la concentración de combustible sea alta (comúnmente llamada mezcla rica) porque esto

atenta contra la seguridad de operación de la caldera porque tiende a producir combustiones

violentas dentro de la cámara.

3.1.1. Caudal de combustible- caudal aire en serie

Para el caso en que el controlador da preferencia al mando del combustible,

entonces la señal que el controlador manda a la válvula de combustible pasa también por el

relé de relación combustible-aire, que ajusta el control del aire. Como las variaciones del

caudal de combustible influyen lentamente en la señal de presión de vapor, el controlador

maestro se ajusta para una respuesta rápida ante cambios en la presión. En esta disposición;

la desventaja principal consiste en que si varía la presión del vapor, el caudal de

combustible cambia antes que lo haga el caudal del aire; lo que podría poner en riesgo el

sistema ante un fallo en el caudal de aire ya que, si así ocurre no hay aire de combustión

pero el combustible continua circulando.

3.1.2. Caudal aire- caudal de combustible

En este caso, el controlador da preferencia al mando de aire; actuando sobre la señal

de aire y esta a su vez ajusta a través del relé de relación el controlador de combustible. El



sistema es más seguro que el anterior ya que elimina la posibilidad de formación de una

mezcla explosiva cuando falla la señal de aire de combustión.

Una variante de este sistema consiste en utilizar un controlador que mida la carga

de la caldera a la salida del maestro de presión (común a varias calderas). La salida del

controlador de carga es dirigida a dos selectores de máxima y de mínima, lo que permite:

ante un aumento de la demanda de vapor la señal pasa al controlador de aire, sin que el

combustible o el gas aumente hasta que no lo ha hecho el aire; si la demanda de vapor

disminuye, el combustible disminuye primero y luego lo hace el aire; y si la señal de aire

falla el caudal de combustible baja a cero automáticamente.

Este tipo de sistema de control es conocido como un sistema de control atraso

adelanto y es uno de los más utilizado en las calderas industriales. Un ejemplo de un

controlador adelanto atraso es mostrado en la figura 8.

El sistema mostrado es un sistema de control que incorpora múltiples controladores

que interactúan entre sí para garantizar la adecuada proporción en la mezcla aire

combustible de acuerdo a la presión de vapor entregada.

Dicho diagrama cuenta con cuatro controladores: un controlador indicador de flujo

de vapor, un controlador indicador de flujo de combustible, un controlador indicador de

flujo de aire y un controlador indicador de flujo de oxígeno. Este último puede ubicarse ya

sea en la cámara de combustión, en la chimenea o en el exterior y se coloca para poder

medir el nivel de oxígeno presente; lo cual permite adecuar mejor la mezcla aire

combustible.

Se puede notar del diagrama la interacción de los diferentes lazos de control. Estas

comunicaciones entre controladores permiten al sistema operar en adelanto y atraso según

sea la acción a realizar. Evidentemente, esto refleja la complejidad del sistema de control.



Figura 8. Sistema de control completo de adelanto atraso que incorpora un sistema de controlador de oxígeno. [4]



3.1.3. Presión de vapor -caudal de combustible en serie al caudal vapor - caudal

aire en serie

Este sistema de control de combustión se caracteriza por mantener con más

seguridad la relación correcta aire y combustible aunque el combustible no sea medido

correctamente. En este caso, el controlador de presión de vapor ajusta el controlador de

caudal de combustible pero el transmisor de caudal de vapor ajusta el controlador de

caudal de aire al sistema de control de combustión.

Las ventajas de este método consisten en que aunque las variaciones de caudal de

vapor sean rápidas, las fluctuaciones que experimenta no lo son tanto como la presión de la

línea de vapor principal. Este sistema se emplea con preferencia en calderas de carbón

pulverizado.

3.1.4. Caudal aire - caudal fuel en paralelo

La ventaja principal de este sistema, consiste en que su control es directo tanto en el

flujo de combustible como en del aire.

3.2. Control de pH

Se puede utilizar un sistema de control en la caldera de tal manera que se mantenga

el pH en un rango de valores requeridos por la aplicación, si durante el proceso hay

alteraciones en el pH, se puede agregar un agente que restablezca el valor del pH al nivel

deseado.

Para este fin, se utiliza un control en lazo cerrado el toma una muestra del agua que

entra a la caldera caldera, y se compara con una valor deseado, con esta información

determinar la cantidad de agente necesario que debe agregarse. En la figura 9 se muestra un

esquema del lazo de control.

Sin embargo, este sistema presenta dos problemas que dificultan su control: el pH

tiene una característica poco lineal (Ver figura 5) y presenta tiempos muertos muy grandes.



La no linealidad de la curva (figura 5) obliga a dividirla en diferentes ámbitos y a

ajustar el controlador para trabaje en la banda correspondiente de acuerdo al pH medido. En

otras palabras, el controlador es programado para que pueda operar con valores diferentes

correspondientes a cada banda y para que puede cambiar entre las bandas en función al pH

sin que produzca salidas erróneas.

Por otro lado, desde que el agente es agregado al tanque existe un tiempo

considerable (tiempo muerto) para que el agente se mezcle completamente con el agua,

durante el cual el controlador sigue recibiendo una señal de error. Este tiempo muerto

puede ser reducido por la correcta colocación del tanque como se muestra en la figura 9 y

por una precisa sintonización de un controlador PID. Sin embargo, para la optimización de

la respuesta en el tiempo se requiere utilizar un predictor de Smith basado en el modelo

matemático del proceso.

Además, cuando la razón del flujo es mayor que la variación de la carga, el control

del pH funciona mejor si se configura como un controlador de razón. Ante un aumento en

el flujo el controlador actúa con un aumento correspondiente del agente.

Sin embargo, se suele una combinación de ambos lazos; uno controla el nivel de pH

con un predictor de Smith para compensar el tiempo muerto el otro como controlador de

razón para manipular el flujo y el producto de la salida de ambos proporcionan el valor

deseado de un tercer controlador que regula el flujo del agente. El módulo de control del

fabricante Eurotherm Process Automation integra en una sola unidad los tres controladores

tal como se muestra en la figura 9.



Figura 9. Esquema del sistema de control de pH en el tanque de una caldera [2]

3.3. Control de Temperatura

El control de temperatura funciona exactamente de la misma manera que el

controlador de presión. Es decir, cuando ocurren cambios en la presión (suponiendo la

temperatura constante) el controlador actúa tal y como se describió en el apartado anterior

según el modo en que este funcionando. Si por el contrario el ocurre un cambio en la

temperatura (suponiendo presión constante) el controlador modificara los caudales de

combustible y aire para ajustar el sistema de combustión para obtener la temperatura

deseada.

En realidad, los cambios de presión o temperatura no suceden aislados sino que las

variaciones ocurren en forma conjunta; es por esta razón que el principio de control para

ambas es el mismo: ajustar el sistema de combustión. En la figura 1 se observa claramente

como los sensores de temperatura, presión, caudal de aire y combustible se comunican con

el controlador.



3.4. Control de dureza del agua

Este problema se ataca ablandando el agua en la fuente, con un ablandador, el cual

elimina los cationes de Ca2+ y Mg2+ antes de su ingreso a la caldera, este proceso se

llama intercambio iónico, el cual cambia dichos cationes por otros como Sodio.

Figura 10. Esquema del sistema de control de dureza del agua de una caldera [17]

Figura 11. Esquema del sistema de control de dureza del agua de una caldera [16]

3.4.1. Controles de Purga en calderas

Los controladores de purga, son un sistema paralelo de control al sistema de control

de dureza del agua. Tal y como se señalo anteriormente, los agentes contaminantes alteran



el funcionamiento de la caldera. En particular, los agentes sólidos que se disuelven en el

agua a elevadas temperaturas favorecen la formación de iones y alteran el nivel del pH y

por lo discutido en secciones anteriores deben evitarse. Existe un índice llamado SDT (que

significa Total de Sólidos Disueltos) que mide la concentración de sólidos. [19]

Un nivel alto de SDT puede producir arrastres del agua e impurezas de la caldera

con el resultado de problemas en la producción y la planta. Un nivel bajo de SDT es debido

a una purga excesiva con el consiguiente gasto en combustible y químicos para el

tratamiento del agua.

El caudal de purga debe calcularse usando la siguiente relación

generaciónpurga QFB

FQ

−= (4)

donde F es las partes por millón (ppm) de sólidos disueltos del agua de alimentación y B es

partes por millón permitidas (ppm) en la caldera. En la figura 11, se muestra un controlador

de purga para calderas. [18]

http://cipres.cec.uchile.cl/~gteare/

http://www.electra.com.co

Figura 12. Controladores de purga para calderas.

3.5. Control de nivel del agua

El sistema de control del agua de alimentación puede realizarse de acuerdo con la

capacidad de producción de la caldera. En la regulación de nivel de un elemento

representada en la figura el único instrumento utilizado es el controlador de nivel que actúa



sobre la válvula del agua de alimentación. El instrumento medidor de nivel puede ser del

tipo desplazamiento o de presión diferencial de diafragma. En la figura 13 se muestra el

lazo de control de nivel de agua de un elemento.

Figura 13. Laso de control de nivel de un elemento [4]

En calderas de pequeña capacidad, inferior a 1000 kg/h, la regulación puede ser

todo o nada, con dos alarmas de nivel alto y bajo que ponen en marcha la bomba de

alimentación del agua [7].

En calderas de capacidad media, del orden de 2000-4000 kg/h, puede utilizarse un

controlador de flotador con un reóstato acoplado eléctricamente a una válvula motorizada

eléctrica. Este conjunto actúa como un control proporcional con punto de consigna el punto

medio del campo de medida del nivel de flotador. En la siguiente figura se muestra una

fotografía de un controlador de este tipo. [7]

Figura 14. Controlador de nivel para calderas [12]



La regulación de nivel de dos elementos se logra con un controlador de caudal de

vapor y un controlador de nivel cuyas señales de salida se comparan en un relé de relación

que actúa directamente sobre la válvula de control del agua de alimentación. De acuerdo

con la demanda de caudal de vapor hay una aportación inmediata de agua de alimentación a

través del controlador secundario de nivel. Este último es utilizado solamente como reajuste

de las variaciones que pueden producirse con el tiempo en el nivel de la caldera [7]. En la

figura 15 se muestra el diagrama de control de nivel de dos elementos.

Figura 15. Controlador de nivel de dos elementos [4]

La regulación de tres elementos elimina el fenómeno de oscilación del nivel de agua

que se produce cuando el caudal de vapor crece o disminuye rápidamente. Cuando el

caudal de vapor aumenta bruscamente, la presión baja, con lo que se produce una



vaporización rápida que fuerza la producción de burbujas y agua, lo que da lugar al

aumento aparente de nivel de la caldera [7].

En el sistema de tres elementos interactúan el caudal de vapor, el caudal de

alimentación de agua y el nivel del agua. Para que las condiciones de funcionamiento sean

estables, el caudal de vapor y el de agua deben ser iguales y de forma secundaria, el nivel

de agua debe reajustarse periódicamente para que se mantenga dentro de unos límites

determinados [7]. En la figura 16 se muestra el lazo de control del sistema de control de

nivel de tres elementos.

Figura 16. Controlador de nivel de tres elementos [4]



4.0 Conclusiones

Las conclusiones finales de este trabajo son

�� En una caldera deben aplicarse sistemas de control automático debido a que

presentan características dinámicas no que siguen un comportamiento lineal y que

se afectado por una serie de perturbaciones de la carga.

�� Los sistemas de control más importantes en una caldera son: el control de la

presión y el control de la temperatura puesto que son estas las que podrían afectar

en mayor grado la operación de la caldera. Sin embargo, existen además, otros

controles que son indispensables porque determinan la eficiencia y la vida útil del

sistema, como lo son el control de pH y el control de dureza del agua.

�� Los controladores comerciales para calderas son controladores programables

muy complejos que pueden controlar varios procesos a la vez.

�� Las calderas son máquinas de vapor cuyo uso industrial es extenso y de ahí

se toma la importancia del estudio de los principio básicos para sus control



5.0 Bibliografía INTERNET:

[1.] Clean Air Technology Center (CATC), Information Transfer and Program

Integration Division, Office of Air Quality Planning and Standards

(OAQPS) U.S., Environmental Protection Agency (EPA), 1999 Boletín

técnico: Seleccionando un sistema de adsorción para COV ¿carbón, zeolita,

o polímeros? http://www.epa.gov/ttn/catc/dir2/fadsorbs.pdf

[2.] EUROTHERM 2000. “pH Control: Application Note”.

http://www.eurotherm.co.uk

[3.] Jausoro Aitor. 2003. “Regulacion electronica de quemadores ahorros

energeticos”. Tekener. http://www.energuia.com

[4.] U.S. ARMY CORPS OF ENGINEERS, NAVAL FACILITIES

ENGINEERING COMMAND, AIR FORCE CIVIL ENGINEER

SUPPORT AGENCY. 2001 Design: boiler control systems.

http://www.ccb.org/docs/UFC/3_430_11.pdf

[5.] http://www.babcock-wanson.es/hi/calderas_tubos_de_humos.htm

[6.] http://www.fondeco.net/opcion3.html

[7.] http://www.itap.edu.mx/carreras/ii/cursoslinea/INSTRUMENTACION/pagi

na_nueva_5.htm

[8.] http://www.calderasdevapor.com.

[9.] http://www.escontrol.com.br/espanol/control1.htm

[10.] http://www.electra.com.co/Productos/Vapor/spCtrlCald.htm

[11.] http://cipres.cec.uchile.cl/~gteare/

[12.] http://www.mcdonnellmiller.com/

[13.] http://www.ministrabajo.go.cr/consejo%20salud%20ocupacional/esp/legisla

cion.html

[14.] http://en.wikedia.org/wiki/PH/

[15.] http://es.wikipedia.org/wiki/Dureza_del_agua

[16.] http://www.excelwater.com/spa/b2c/water_tech_9.php

[17.] http://www.britishwater.co.uk/html/softened_water.html



[18.] http://members.tripod.com/Arturobola/dureza.htm

[19.] http://www.uc.cl/quimica/html/sabesquees.html#aguadura

[20.] http://www.honeywell.com

[21.] Microsoft Encarta 2005.



6.0 Anexos



Anexo 1:

Reglamento sobre Emisión de Contaminantes Atmosféricos

Provenientes de Calderas.

Nº 30222-S-MINAE

EL PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA Y LOS MINISTROS DE SALUD Y DEL AMBIENTE Y ENERGÍA

En uso de las facultades que les confieren los artículos 140 de la Constitución Política, 28 párrafo inciso b) de la Ley General de la Administración Pública, Nº 6227 del 2 de mayo de 1968, 262, 263, 293, 295 siguientes y concordantes de la Ley General de Salud Nº 5395 del 30 de octubre de 1973, y 1º, 2º inciso g) de la Ley Orgánica del Ministerio de Salud Nº 5412 del 8 de noviembre de 1973.

Considerando:

1º—Que el incremento de la contaminación, principalmente en la Gran Área Metropolitana y zonas adyacentes, requiere de una acción urgente que logre su adecuación dentro de niveles máximos tolerables a fin de evitar perjuicios a la salud de la población y al ambiente.

2º—Que el potencial de contaminación atmosférica que pueden generar las emisiones producidas por las actividades industriales, comerciales y de servicios, justifica la adopción de medidas de vigilancia y control más estrictas sobre la calidad del aire, niveles de emisión de sustancias contaminantes, calidad de los combustibles y carburantes utilizados, fabricación, reparación y homologación de motores, transformación de energía y otras fuentes fijas y móviles de emisión de contaminantes.

3º—Que la prevención y disminución del problema, requiere de un enfoque técnico-legal, que defina los correspondientes niveles de emisión mediante el establecimiento de límites máximos de emisión de contaminantes en las fuentes emisoras, principalmente instalaciones y actividades agrícolas, pecuarias, agroindustriales e industriales, en el presente Reglamento.

4º—Que un Comité Técnico integrado por representantes del Ministerio de Salud, Ministerio del Ambiente y Energía, Defensoría de los Habitantes, Cámara de Industrias de Costa Rica, Cámara de Azucareros, Universidad Nacional, Universidad de Costa Rica, Instituto Tecnológico de Costa Rica, Liga Agrícola Industrial de la Caña de Azúcar, Refinadora Costarricense de Petróleo, Fertilizantes de Centroamérica S.A. e Industria Nacional de Cemento S.A., se abocó a la elaboración de las normas que sirvieran de base para el presente Reglamento. Por tanto,

Decretan:



El siguiente,

Reglamento sobre Emisión de Contaminantes Atmosféricos Provenientes de Calderas

Artículo 1º—Objeto y ámbito de aplicación. Este Reglamento establece los valores máximos de emisión a que deben ajustarse los establecimientos industriales, comerciales y de servicios, cuyos procesos o actividades incluyan la operación de calderas.

Artículo 2º—Definiciones. Para efectos del presente Reglamento se establecen las siguientes definiciones:

Biomasa: Conjunto de vegetales y residuos que pueden utilizarse, directamente o tras un proceso de transformación para producir energía. Estos residuos son principalmente estiércoles, basuras, lodos procedentes de la depuración de aguas residuales, residuos agrícolas y forestales.

Caldera: Todo recipiente cerrado en el cual, para cualquier fin, excepto el cocimiento doméstico de alimentos, se calienta agua o se genera vapor, generalmente de agua, para ser usado fuera de él, a una presión mayor que la presión atmosférica. Los supercalentadores, recalentadores, economizadores, u otras partes a presión, conectadas directamente a la caldera, sin intervención de válvulas, serán consideradas como parte de la caldera.

Caldera Existente: Son aquellas calderas instaladas, en operación o en proceso de construcción, con anterioridad a la fecha de publicación del presente Reglamento.

Caldera Nueva: Son aquellas calderas instaladas, con posterioridad a la fecha de publicación del presente Reglamento.

Condiciones normales de presión y temperatura: 101,3 kPa (760 mm de Hg o una atmósfera) y 273,15 K (0º C).

Contaminantes Atmosféricos: Materias o formas de energía presentes en el aire con efectos nocivos para la salud de las personas, el ambiente o la vida silvestre.

Combustible: Cualquier material líquido, sólido o gaseoso que alimente la cámara de combustión con excepción de aceites quemados y solventes.

Combustibles Fósiles Sólidos, Líquidos y Gaseosos: Los combustibles sólidos fósiles son las variedades de carbón mineral cuyo contenido fijo de carbono varía desde 10% hasta 90% en masa y el coque de petróleo. Los líquidos y gaseosos son los derivados del petróleo y gas natural, tales como queroseno, gas LPG, butano, propano, metano, isobutano, propileno, butileno o cualquiera de sus combinaciones, búnker, gasolina y diesel.

Densidad de humo: La concentración de partículas sólidas producto de una combustión incompleta en un tiempo determinado, transportadas por la corriente de gases.



DPAH: Dirección de Protección al Ambiente Humano del Ministerio de Salud.

Emisión: La expulsión a la atmósfera de sustancias líquidas, sólidas o gaseosas procedentes de fuentes fijas o móviles producto de la combustión o del proceso de producción.

Ente Generador: Persona física o jurídica, pública o privada, responsable de la emisión de contaminantes atmosféricos por calderas.

Establecimiento Industrial: Todo lugar descubierto o cubierto destinado a la transformación, manipulación o utilización de productos naturales, o a la elaboración, manipulación, transformación o utilización de productos artificiales mediante tratamiento físico, químico biológico, manualmente o por medio de máquinas o instrumentos.

Quedan incluidos en tal consideración para los mismos efectos antes aludidos, los sitios destinados a recibir o almacenar los artefactos, instrumentos o utensilios, materiales y materias primas que se emplearán en las tareas o faenas y todos los anexos de la fábrica o taller. Igualmente, se considerarán como tales las estaciones y terminales de transporte.

Humo: Partículas sólidas en suspensión arrastradas por los gases que resultan de la combustión.

Monitoreo: El muestreo sistemático que se efectúa mediante equipos automáticos, manuales o ambos.

Muestreo: Toma de muestras y de datos representativos de las emisiones.

Partículas: Cualquier material, excepto agua no combinada, que existe en estado sólido o líquido en la atmósfera o en una corriente de gas en condiciones normales.

Vapores: Partículas formadas por condensación, sublimación o reacción química, predominantemente mayores de un micrón que siguen el movimiento del gas por el que son transportadas.

Valor máximo de emisión: El límite máximo admisible de descarga de un contaminante a la atmósfera.

Artículo 3º—Símbolos. De acuerdo con el Sistema Internacional de Pesos y Medidas (SI), se entiende por:

mg = miligramo

Nm3 = metro cúbico a 273,15 K (0º C) y 101,3 kPa (760 mm de Hg o una atmósfera).

Artículo 4º—Valores Máximos de Emisión. Se establecen los siguientes valores máximos de emisión para las calderas que queman combustibles fósiles y biomásicos. Este Reglamento no contempla límites de emisión para calderas que utilicen como combustibles



desechos sólidos o líquidos como llantas usadas, aceites quemados, solventes y plásticos, entre otros. El manejo de estos desechos y las emisiones que su utilización produzcan será regulado mediante norma especial.

A) PARTÍCULAS TOTALES EN SUSPENSIÓN

En ningún caso podrán emitirse partículas cuando la opacidad de la emisión exceda del 20% en la escala de Ringelmann (comparador de densidad de humo) en un promedio de seis minutos. Asimismo, deberá cumplir con lo establecido en el Decreto Ejecutivo Nº 25584-MINAE-H-MP, Reglamento para la Regulación del Uso Racional de la Energía, La Gaceta Nº 215 del 8-11-96.

A.1) Utilización de combustibles fósiles líquidos en calderas

Emisiones permitidas para Calderas que utilizan combustibles líquidos (mg/Nm3)

Grandes Medianas Pequeñas

Categoría (*) A B C,D

Existentes 150 175 250

Nuevas 120 150 175

(*) De acuerdo con el Decreto Ejecutivo Nº 26789-MTSS, Reglamento de Calderas, La Gaceta Nº 65 del 2 de abril de 1998.

A.2) Utilización de combustibles fósiles sólidos en calderas.

Carbón mineral y otros: 100 mg/Nm3 para todos los tamaños de calderas.

A.3) Utilización de combustibles biomásicos en calderas

Emisiones permitidas para Calderas que utilizan combustibles biomásicos (en mg/Nm3)



Existentes (**) 220 220 220

Nuevas 120 150 175

(*) De acuerdo al Decreto Ejecutivo No. 26789-MTSS, Reglamento de Calderas, La Gaceta Nº 65 del 2 de abril de 1998.



(**) Se otorga un plazo de cinco años, a partir de la promulgación de este Reglamento, para que todas las calderas existentes (grandes, medianas y pequeñas) emitan partículas en suspensión en concentraciones menores o iguales a 220 mg/Nm³.

Para el plazo de cinco años, el Ente Generador debe presentar un programa a la DPAH, junto con su primer Reporte Operacional, donde se indique claramente el cronograma que se seguirá con el fin de ajustarse a las normas establecidas.

B) DIÓXIDO DE AZUFRE

B.1) Utilización de combustibles fósiles líquidos en calderas.




S 1.0 % 1500 1500 -

1.0S2.5% 2500 2500 -

S2.5% 4000 4000 -

(*) De acuerdo al Decreto Ejecutivo Nº 26789-MTSS, La Gaceta Nº 65 del 2 de abril de 1998.

S = contenido de azufre en el combustible en porcentaje

A partir del año 2003 no se permitirán concentraciones de SO2 en calderas superiores a 1500 miligramos por metro cúbico normal, siempre y cuando el contenido de azufre en el combustible fósil líquido, disponible en el mercado nacional, sea menor o igual al 1.0%.

B.2) Utilización de combustibles fósiles sólidos en calderas.


C. ÓXIDOS DE NITRÓGENO (NOX)

C.1) Utilización de combustibles fósiles líquidos en calderas






Existentes 515 515 -

Nuevas 300 300 -

(*) De acuerdo al Decreto Ejecutivo No. 26789-MTSS, Reglamento de Calderas, La Gaceta Nº 65 del 2 de abril de 1998.

C.2) Utilización de combustibles fósiles sólidos en calderas.


Artículo 5º—Sistemas de control. Quienes promuevan la instalación o modificación de una caldera en un establecimiento industrial, comercial o de servicios, deben describir los sistemas de control de contaminantes, en el proyecto que presenten ante la Dirección de Protección al Ambiente Humano, de conformidad con lo establecido en el Reglamento sobre Higiene Industrial, para la obtención del correspondiente permiso de construcción.

Artículo 6º—Métodos de análisis, métodos de muestreo y periodos de medición. Los entes generadores deberán realizar muestreos de sus emisiones de contaminantes, conforme a los siguientes métodos de análisis, métodos de muestreo y periodos de medición.

MÉTODOS DE MÉTODOS DE PERIODO DE

VARIABLE ANÁLISIS MUESTREO MEDICIÓN

PARTÍCULAS -Gravimétrico -Isocinético TIEMPO DE

TOTALES EN -Radiación Beta -Automático OPERACIÓN

SUSPENSIÓN -Densidad Óptica -Automático EXTRAPOLADO

(PTS) A UNA HORA

DIOXIDO DE -Pararrosanilina -Absorción TIEMPO DE

AZUFRE (SO2) (colorimétrico) con impinger OPERACIÓN

-H2O/HCl -Absorción EXTRAPOLADO

(cromatografía con impinger A UNA HORA

de iones) -Automático

-Electrométrico -Automático

-Óptico



ÓXIDOS DE -Saltzman -Absorción TIEMPO DE

NITRÓGENO, (colorimétrico) con impinger OPERACIÓN

NOx (NO+NO2) -Electrométrico -Automático EXTRAPOLADO

-Óptico -Automático A UNA HORA

El Ministerio de Salud tomará en cuenta la incertidumbre asociada a los métodos aprobados.

Artículo 7º—Reportes Operacionales. Todas aquellas actividades industriales, comerciales o de servicios que utilicen calderas en sus procesos, estarán en la obligación de confeccionar reportes operacionales de las calderas, que deberán presentar anualmente, a la Dirección de Protección al Ambiente Humano del Ministerio de Salud.

La DPAH suministrará una Guía Explicativa para la confección de los Reportes Operacionales que deberá contener como mínimo la siguiente información:

a) Registro de análisis de laboratorio.

b) Registro de accidentes y situaciones anómalas.

c) Evaluación del estado actual del sistema.

d) Plan de acciones correctivas.

Los Reportes Operacionales correspondientes al periodo del primero de enero al 31 de diciembre de cada año deberán ser enviados a la DPAH a más tardar el último día del mes de febrero del año siguiente. El reporte del laboratorio no deberá tener más de tres (3) meses de haber sido emitido y deberá ser adjuntado al Reporte Operacional.

Artículo 8º—De los Laboratorios. Para los efectos de este Reglamento, los Reportes de Análisis de contaminantes atmosféricos deberán cumplir con lo establecido en la Ley Nº 6038 del Colegio Federado de Químicos e Ingenieros Químicos de Costa Rica, publicada en el Alcance Nº 12 a La Gaceta Nº 18 del 27 de enero de 1977 y sus respectivos Reglamentos.

En casos calificados, la DPAH podrá autorizar a un establecimiento industrial, comercial o de servicios a realizar por sí mismo, el muestreo y análisis cuando disponga de medios técnicos adecuados. Asimismo, podrá solicitar a un Laboratorio la realización de un nuevo muestreo y análisis de las emisiones de un Ente Generador, en caso de que lo considere necesario. Si los resultados del nuevo muestreo y análisis excedieran las normas establecidas, el costo correspondiente será sufragado por el Ente Generador.



La DPAH podrá exigir un monitoreo en continuo siempre y cuando sea técnicamente factible y en casos estrictamente necesarios.

Las entidades que tengan encomendada la realización de muestreos, sean o no continuos, y los análisis correspondientes, deben guardar confidencialidad frente a terceros, acerca de los datos que conozcan en el ejercicio de su actividad.

Artículo 9º—Programas de Reducción de Emisiones. El Poder Ejecutivo, escuchando los sectores económicos y sociales interesados, podrá formular programas destinados a reducir las emisiones por debajo de los valores aquí establecidos. Estos programas deben fijar las metas a alcanzar, plazos de cumplimiento y las medidas de fomento que se adopten a favor de las empresas que voluntariamente, se acojan al respectivo programa.

Artículo 10.—Sanciones. La emisión de contaminantes por encima de los niveles máximos admisibles facultará al Ministerio de Salud a tomar las medidas especiales que establece la Ley General de Salud.

Artículo 11.—Derogatorias. El presente Decreto Ejecutivo deroga cualquier otra disposición de igual o inferior rango que se le oponga.

Artículo 12.—Vigencia. Rige a partir de su publicación.

Transitorio I.—En el plazo de dos (2) años, a partir de la publicación del presente Reglamento, todo establecimiento industrial, comercial o de servicios existente, cuyos procesos o actividades incluyan la operación de calderas, con excepción de las calderas que utilicen combustibles biomásicos en que se da un plazo de cinco años, deberá efectuar las obras o modificaciones necesarias a fin de que descargue por sus chimeneas emisiones en concentraciones menores o iguales a las establecidas en el presente Reglamento.

Transitorio II.—Al término de un año, a partir de la publicación del presente Reglamento, todo establecimiento industrial, comercial o de servicios existente o nuevo, cuyos procesos o actividades incluyan la operación de calderas, deberá presentar su primer reporte operacional a la DPAH del Ministerio de Salud, tal y como lo establece el artículo 7º de este Reglamento.



Anexo 2: Hojas de Datos del Controlador 7800 Honeywell

control de calderas

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