control de calderas - zoltán l. barkász

CONTROL DE CALDERAS Temario

1. – Fundamentos Básicos del Proceso de Generación de Vapor 1.1. – Leyes de la Termodinámica 1.2. – Ciclos de Carnot y de Rankine

2. – Evolución Histórica 3. – Proceso de una Caldera moderna

3.1. – Calderas Humo-tubulares y Aquo-tubulares 3.2. – Calderas de Presión Supercrítica 3.3. – Ciclos Combinados 3.4. – Calderas Industriales Especiales

4. – El Agua de Alimentación 5. – Características de la Combustión

5.1. – Combustibles Líquidos 5.2. – Combustibles Gaseosos 5.3. – Combustibles Sólidos

6. – Instrumentación y Control del Agua de Alimentación 7. – Control de la Combustión 8. – Instrumentación y Control de los Procesos Auxiliares

8.1. – Sobrecalentado del Vapor 8.2. – Recalentado del Vapor 8.3. – Saturación del Vapor 8.4. – Control de la Purga Continua 8.5. – Desgasificación del Agua de Alimentación 8.6. – Precalentado del Agua de Alimentación 8.7. – Calentamiento del Combustible 8.8. – Atomización del Combustible 8.9. – Presión de Hogar 8.10. – Soplado de Hollín

9. – Encendido de una Caldera 10. – Seguridad de Llama 11. – Control de Generadores Múltiples 12. – Calderas Industriales Especiales

12.1. – Combustibles Sólidos 12.2. – Combustibles Gaseosos 12.3. – Combustibles Líquidos

13. - Optimización del Proceso

Asesoramiento y Capacitación Zoltán L. Barkász

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1. – FUNDAMENTOS BÁSICOS El proceso de Generación de Vapor, se basa fundamentalmente en las Leyes primera y segunda de la Termodinámica.

1.1 – Leyes de la Termodinámica Primera Ley La primera ley de la termodinámica, no es otra cosa que la ley de la conservación de la energía. Se puede enunciar como que en todo sistema aislado, la energía se conserva en forma natural. Matemáticamente se puede expresar ∆∆∆∆E = Q – W + ΣΣΣΣ ( 6666hi 7777

exi) mi i donde ∆∆∆∆E es el cambio de energía del sistema Q es el calor entregado al sistema W es el trabajo mecánico entregado por el sistema (hi + exi) mi es la energía incorporada al o extraída del sistema por transferencia de masa mi hi es la entalpía de la masa mi exi es la energía extrínseca de la masa mi exi = ( Vi

2/2g + PV) la suma de la energía cinética más potencial de mi Segunda Ley La segunda ley de la termodinámica establece que la energía calorífica no puede ser totalmente convertida en trabajo mecánico en un proceso cíclico. Algún calor remanente permanecerá sin convertir. Establece el concepto de disponibilidad de calor, (o energía). Esta limitación se debe a que el flujo de energía y de masa, solo es posible desde un estado de nivel energético superior hacia un nivel energético inferior. La expresión matemática de este concepto está dada por Qi ∆∆∆∆S = ΣΣΣΣ (----) + I + ΣΣΣΣSi i Ti i donde ∆∆∆∆S es el cambio de entropía del sistema Qi ΣΣΣΣ (----) es la suma de las transferencias de calor Qi en los puntos i del i Ti contorno del sistema cada uno a la temperatura puntual Ti I es la irreversibilidad. Para todo proceso reversible I = 0, para procesos irreversibles I > 0. ΣΣΣΣ

Si es el flujo de entropía desde y hacia el sistema, asociada con el flujo de masa mi. Para un proceso reversible cíclico, asociado con un sistema cerrado, I = 0, ∆∆∆∆S = 0 y ΣΣΣΣSi = 0, luego Qi (----) = 0 Ti


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Irreversibilidad Es la medida de las pérdidas energéticas que sufre todo proceso real durante la transformación de una forma de energía a otra, y que es la causante de la degradación de la eficiencia de éste. Estas pueden ser por ejemplo: pérdidas por rozamiento en equipos mecánicos, pérdidas de calor hacia el medio ambiente, reacciones químicas secundarias no deseables, fugas de corriente por pérdida de aislamiento en equipos eléctricos, etc. Diagramas Temperatura – Entropía (T – S) o de Molliere El diagrama T – S se utiliza para el estudio de la evolución del agua en los diferentes ciclos térmicos, y térmico – mecánicos, y su comportamiento energético, en sus diferentes estados. En él se puede evaluar detalles como el calor aportado, trabajo realizado, calor no aprovechable, irreversibilidades, etc. En la figura 1.01 se muestra el diagrama T – S y se representa la evolución del agua, desde un estado a presión P de Domo y temperatura T1, hasta un estado de vapor sobresaturado a presión P y temperatura T2, mostrando las diferentes etapas de la transformación.

La transformación del agua en vapor sobrecalentado, tal como ocurre en una caldera, se describe en este diagrama mediante la curva que une los estados representados por los puntos a, b, c, y d. El estado a representa el agua entrando en la caldera a presión P de Domo y


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temperatura T1 inferior a la saturación. En el Domo, el agua se calienta hasta la temperatura de saturación Tsat siguiendo la evolución a – b. El calor aportado por el combustible para producir este cambio está representado por el área a – b – Sa – Sb. Sb Q1 = uT(s) dS Sa Aplicando la ecuación general de la energía Pa x va + Ea + Q1 E W = Pb x vb + Eb donde Pa presión en el estado a va volumen específico ene. Estado a Ea energía interna en el estado a Los subíndices b indican propiedades en el estado b Q1 calor aportado en la evolución a – b W es el trabajo realizado o aplicado en la evolución a- b Siendo la entalpía H = P x v + E Q1 = Hb – Ha A partir del punto b se produce la conversión del líquido en vapor. Esta transformación se produce a presión y temperatura constante T = Tsat. El calor aportado por el combustible para la evaporación está dado por la superficie b – c – Sb – Sc. Sc Q2 = u Tsat dS = Tsat x (Sc – Sb) Sb o Q2 = Hc – Hb d es el punto en el cual toda la masa se ha transformado en vapor, a la temperatura de saturación, para la presión P de Domo. A partir de este punto, todo calor adicional agregado al sistema produce aumento de la temperatura de ese vapor por encima de la saturación, curva c – d. Sd Q3 = u T(s) dS = Hd – Hc Sc El calor total aportado al fluido que evoluciona dentro de la caldera, depende únicamente de la diferencia entre la entalpía final, menos la entalpía inicial. QT = Q1 + Q2 + Q3 = Hd – Ha 1.2. – Ciclos de Carnot y Rankine

En 1824, Sadi Carnot, un ingeniero Francés, publicó su libro “Reflexiones sobre la Potencia Motriz del Fuego”. En él, Carnot hace 3 importantes contribuciones:

1. – Establece el concepto de reversibilidad 2. – Establece el concepto de ciclo 3. – Da las especificaciones para una máquina térmica que produce trabajo


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máximo operando cíclicamente entre 2 reservorios, cada uno a temperatura fija. El ciclo de Carnot consiste en una sucesión de varios procesos isotérmicos e isoentrópicos que pueden ser implementados tanto en sistemas estáticos como en sistemas con circulación. En la figura 1.02 vemos un sistema estático.

Aquí se ponen en contacto con el sistema, sucesivamente una fuente de calor y un disipador frío, para producir el calentamiento (a – b) y el enfriamiento (c – d) isotérmicos respectivamente.

En lugar de los reservorios, se recurre a la aislación térmica para producir la compresión (d – a) y la expansión (b – c) adiabáticas. La representación de los cambios de estado del fluido de trabajo en el Ciclo de Carnot en un diagrama Temperatura – Entropía se muestra en la figura 1.03. En la figura 1.04 vemos un sistema con circulación de fluido, donde tanto para la realización del trabajo, como para la función de transferencia de calor, se asigna a equipos distintos la función de expansión y compresión, y la de calentamiento y enfriamiento.


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El ciclo de Carnot es de máxima eficiencia. Ningún otro ciclo puede lograr superar su eficiencia entre los límites especificados de temperatura. A lo sumo puede igualarlo. La eficiencia del ciclo es Th – Tl Tl εεεε = --------- = 1 – ----- Th Th donde Th es la temperatura absoluta de la fuente de calor Tl es la temperatura absoluta del enfriador Los intentos de implementar en la práctica el ciclo de Carnot tropiezan con algunas dificultades insalvables. El proceso presenta algunas irreversibilidades insalvables, en la forma de diferencias de temperatura en el proceso de intercambio de calor, y fricción viscosa del fluido en los procesos de transferencia de trabajo mecánico. Además, el proceso de compresión (d – a) es de dificultosa implementación en una mezcla de 2 fases, y requiere una aplicación de trabajo en el orden de 1/5 a 1/3 del trabajo obtenible en la turbina. Cuando se tiene en cuenta las irreversibilidades reales, el trabajo neto que se obtiene con el ciclo de Carnot se reduce mucho, y el tamaño y costo de los equipos requeridos crece. Esto hace que en la práctica, otros ciclos aparezcan como más atractivos. Podemos considerar como punto de partida de las Plantas Modernas de Generación de Vapor, la modificación del ciclo de Carnot propuesta por William J. M. Rankine, un distinguido ingeniero y profesor de termodinámica y mecánica aplicada escocés. Los elementos del ciclo de Rankine son los mismos que componen el ciclo de Carnot de la figura 1.04, con una excepción: en el ciclo de enfriamiento se lleva el fluido hasta la condensación. Todo el fluido pasa al estado de líquido saturado, y de esa forma, en lugar del compresor de 2 fases, la compresión se realiza con una simple bomba de líquido.


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Los diagramas de Temperatura – Entropía, y Entalpía – Entropía de la figura 1.05, ilustran los cambios de estado del ciclo Rankine. Con la excepción de que el ciclo de compresión termina en el punto a, a la presión de ebullición, en lugar de la temperatura de ebullición a’, el ciclo repite en todo el de Carnot.

El triángulo rectángulo formado por la línea a – a’, y la isoentrópica e isotérmica de T1, determina la reducción del trabajo de compresión requerido, reemplazado por un proceso de calentamiento irreversible que lo lleva del estado “a” hasta el de líquido saturado. En casos prácticos reales, el trabajo de compresión representa el 1% del trabajo entregado por la turbina. En resumen, la modificación propuesta por Rankine, elimina la necesidad de la compresión de vapor de 2 fases, reduce el trabajo de compresión a valores muy bajos, y hace que el ciclo sea menos sensible a las irreversibilidades naturales en una planta real. Como resultado, comparado con el ciclo de Carnot operando entre las mismas temperaturas límites, tiene una mayor salida de energía neta entregada por unidad de masa de fluido circulante, y un menor tamaño y costo de equipamiento. A esto debemos agregar que debido a su menor sensibilidad a las irreversibilidades, su eficiencia térmica de operación real, supera la del ciclo de Carnot. En el ciclo de operación de un generador moderno, se ha agregado una modificación más al ciclo de Rankine tal como lo hemos visto hasta ahora. Mencionamos anteriormente que la irreversibilidad asociada con el calentamiento del fluido comprimido hasta la saturación, (temperatura de ebullición), era una causa de disminución de eficiencia en el ciclo.

El ciclo de Rankine regenerativo, intenta eliminar esta irreversibilidad utilizando para el calentamiento, otras partes del ciclo de temperatura mayor que el del fluido comprimido. La idea surgió como se muestra en la figura 1.06, tratar de aprovechar el calor disipado en la turbina, para calentar el agua de alimentación hasta la temperatura de saturación, haciéndola circular a través de una serpentina que rodea al mismo.


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El líquido y el vapor circulan en contrasentido, realizándose la transferencia de calor a través de un salto infinitesimal dT, a lo largo del circuito, llevándolo de esa forma a la temperatura de saturación por un proceso de transferencia prácticamente reversible. Por la segunda Ley, este ciclo va a tener prácticamente la misma eficiencia del ciclo de Carnot. Esta forma de transferencia de calor, de una parte del ciclo a otra, con el fin de eliminar, o reducir, irreversibilidades externas, se denomina “calentamiento regenerativo”, y es básico en todo ciclo regenerativo. Aunque este esquema es ideal desde el punto de vista termodinámico, en la práctica tiene algunas dificultades que lo hacen impracticable. Instalar el intercambiador de calor sobre la turbina, incrementa las dificultades técnicas de diseño y el costo en forma apreciable. En segundo lugar, la transferencia de calor necesaria, es difícilmente realizable en el tiempo disponible. Por último, la transferencia de calor puede producir exceso de condensación del vapor dentro de la turbina, poniendo en riesgo la misma. Una aproximación aceptable a la idea original, pero realizable desde el punto de vista práctico, es mediante intercambiadores de calor externos, utilizando para calentar el agua vapor de extracción de la turbina. (figura 1.07)

El intercambiador de calor regenerativo, reemplaza el salto infinitesimal de temperatura dT, del esquema ideal, por el salto finito ∆T, incrementando la irreversibilidad del proceso, reduciendo la eficiencia térmica potencial de la regeneración. De todos modos, se logra reducir a la mitad la diferencia de temperatura requerida para calentar el condensado en el ciclo básico de Rankine, logrando una mejora de eficiencia interesante frente a este.

2. – EVOLUCIÓN HISTÓRICA Las primeras calderas de siglo XIX, consistían en un recipiente metálico, parcialmente lleno de agua, instalado sobre un hogar en el que se quemaba carbón sobre una parrilla que permitía una buena oxigenación del mismo. La necesidad obligó a incrementar el tamaño de los hogares, la mejora de los sistemas de extracción de cenizas, el invento del hogar de grilla móvil, pero alcanzado el tamaño de 7,5m por 8,5 m, se llegó al límite de lo realizable prácticamente. Con esto se logró la construcción de calderas de hasta 90 tn/h de vapor generado. A pesar de estas limitaciones, el hogar de grilla móvil, con descarga continua de ceniza, se utiliza aún hoy en día en calderas de carbón, leña y corteza. El desarrollo de la tecnología de quemado de carbón pulverizado, significó superar las limitaciones en los tamaños de las calderas, impuestas por el tamaño práctico de las grillas móviles. Al mismo tiempo, la nueva tecnología impulsó nuevos avances en la construcción de calderas. El nuevo sistema de quemado, incrementó notablemente las temperaturas del


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hogar, la zona de combustión, superando las posibilidades de los materiales refractarios conocidos. Esto obligó a refrigerar las paredes del hogar, lo que condujo inmediatamente a la idea de utilizar el agua de caldera a tal fin, y aprovechar esa transferencia de calor para el proceso de evaporación. Al principio fue una red de tubos refrigerando el piso del hogar, luego también la pared enfrente de los quemadores, y por último, se llegó al diseño de paredes de agua en 3 lados del hogar, alrededor de 1923. De algunos tubos de refrigeración ubicados en forma espaciada, se evolucionó hasta la instalación de paredes metálicas refrigerada por agua, formada por tubos instalados uno al lado del otro, y unidos por una membrana también metálica, formando una pared continua presentada al fuego. Esto aumentó enormemente la superficie de transferencia de calor y las posibilidades de volumen de vapor generado. Con estos avances, en 1929, se puso en servicio la primera caldera de 450 tn/h de vapor generado en la East River Station de la Compañía Edison de Nueva York. La búsqueda continua para mejorar la eficiencia de las calderas, llevó al aumento continuo de las presiones y temperaturas de trabajo. Las primeras calderas para generación, suministraban a las turbinas vapor a 27 ata, a comienzos de 1920, con algunos que llegaban a 40 ata. Hacia fines de la década ya había calderas trabajando a 82 ata. En el mismo período, las temperaturas evolucionaron desde 260º C hasta 400º C. En esta época ya se utilizaba junto con el carbón pulverizado, los combustibles líquidos. Un nuevo gran avance en la tecnología de la generación de vapor, fue la introducción de los domos de caldera soldados. Hasta fines de la década de 1920, los recipientes a presión se construían con planchas metálicas dobladas, unidas mediante remachado, y las juntas calafateadas para evitar pérdidas. La construcción soldada del domo permitió ir aumentando las presiones de trabajo y ya en 1931 se puso en servicio la primera caldera de 120 ata, y en 1953, se puso en servicio en la Kearny Station de la Public Service Electric and Gas de New Jersey, una caldera de 180 ata de presión de domo. Paralelamente se fueron desarrollando mejoras en los aceros aliados, que permitieron aumentar las temperaturas de trabajo, de los 400º C a comienzos de la década del 30, a 540º C en una caldera de New Jersey en 1949, hasta la caldera de la Eddystone Station de la Philadelphia Electric Co., de 360 ata y 655º C, en 1959. La evolución en la tecnología de las turbinas de vapor a su vez, hizo cada vez más crítica la presencia de agua en el vapor. Alimentar la turbina con vapor seco se hizo cada vez más imperativo. La respuesta a esta necesidad es el sobrecalentador. El vapor del domo es vapor saturado, entre la caldera y la turbina se puede producir condensación, pudiendo llevar el título del vapor a valores peligrosos para la misma. Haciendo pasar el vapor a la salida del domo, por una serpentina de intercambio de calor inserto en el conducto de los gases de combustión a la salida del hogar, permite llevar la temperatura del vapor a la zona de vapor sobrecalentado. Al mismo tiempo, estamos aprovechando calor remanente de la combustión, que de otra manera se iría por la chimenea con los gases, mejorando la eficiencia térmica global. Otra mejora en el diseño del sistema de combustión en las calderas son los quemadores tangenciales. El diseño tradicional ubica los quemadores todos juntos sobre una de las paredes de la caldera. En el nuevo diseño se los ubica en las 4 esquinas, en dirección tangencial a un círculo imaginario dentro del cual se forma la “bola de fuego”.


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Esta disposición permite una mejor y más rápida mezcla del combustible con el aire de combustión, logrando una combustión más completa, y por otro lado, una distribución más uniforme del calor sobre todas las paredes de la cámara. Una mejora adicional de esta idea es dotar los quemadores de una inclinación regulable. La inclinación de los mismos permite regular la altura de la “bola de fuego” dentro de la cámara de combustión, y con ello, regular la temperatura a la que llegan los gases de combustión a la zona del sobrecalentador. Esto permite controlar la temperatura de sobrecalentado. Continuando con la mejora de la eficiencia, el último avance producido es el de los ciclos combinados. Ciclo combinado es toda combinación posible de turbinas de gas, generadores de vapor y turbinas de vapor para obtener una reducción en el costo de operación del sistema de generación o una mejora de eficiencia del ciclo de generación de energía. El principio subyacente en todos ellos es el mismo, aprovechar la energía contenida en los gases de escape de la turbina de gas que de otra manera se perdería en la forma de muy elevada temperatura en los gases de chimenea. Se trata de aprovechar la capacidad térmica de los gases de combustión de la turbina de combustión interna, para la generación de vapor, y utilizar la turbina de combustión externa, (turbina de vapor), para reducir la energía disipada. El precio a pagar es la reducción de trabajo efectivo obtenible de la turbina de gas, debido al trabajo de compresión que debe realizar, por la contrapresión que introduce el generador de vapor en la línea de escape.

3. – PROCESO DE UNA CALDERA MODERNA La cantidad teórica de trabajo que se puede obtener del vapor, usado como fuente primaria de energía, es igual al cambio total de su contenido de calor entre su estado a la entrada, hasta el estado a la salida del sistema. La eficiencia del mecanismo primario en convertir la energía térmica en trabajo mecánico determina el trabajo real obtenible. El vapor se obtiene agregando calor suficiente al agua hasta provocar su evaporación. Este proceso se efectúa en 2 etapas, primero, se suministra calor al agua hasta llevar su temperatura a la de ebullición, luego, se sigue agregando calor hasta producir el cambio de estado del mismo, de líquido a vapor. Cuando se agrega calor a una masa de agua a presión atmosférica normal, por cada kg de agua hay que agregar 1caloría para aumentar su temperatura en 1º C, hasta alcanzar los 100º C. A partir de entonces, el calor agregado no produce nuevo aumento de temperatura, pero si continúa, provoca la ebullición del agua, cambiando su estado al de vapor, hasta que toda la masa de agua se transformó en vapor. Si el proceso se realiza en un recipiente cerrado, el vapor generado provoca el aumento de presión y con ello, aumenta la temperatura de evaporación. Está experimentalmente demostrado que cualquier sustancia pasa del estado líquido al de vapor a temperatura constante, siempre que la presión se mantenga constante. En otras palabras, el proceso de evaporación se realiza a temperatura constante, si la presión se mantiene constante. Esta temperatura se denomina temperatura de saturación del líquido a la presión dada, y es la misma para el líquido y su vapor en contacto con el mismo. El calor contenido en el líquido de masa unitaria a temperatura de saturación, es el calor requerido para llevarlo de 0º C a la temperatura de saturación, y se lo denomina la entalpía del líquido saturado, expresándolo en calorías/kg. El calor latente de vaporización es el calor a suministrar a 1 kg de agua a


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temperatura de saturación para transformarlo totalmente en vapor saturado seco. Es la entalpía de vaporización. El vapor saturado seco no contiene líquido y está a la temperatura de saturación para la presión dada. Su contenido de calor, o entalpía del vapor saturado, es igual a la suma de la entalpía del líquido saturado más la entalpía de vaporización. El vapor que contiene líquido, ya sea en forma de gotas o de niebla, se denomina vapor húmedo, y se puede deber tanto a evaporación incompleta, como a condensación posterior por pérdida de calor. Su contenido de calor, o entalpía, es menor que el del vapor saturado seco. La temperatura del vapor húmedo a una presión dada, es la misma del vapor saturado seco. Calentando el vapor saturado, su temperatura comienza a elevarse, aún manteniendo su presión constante, y se eleva su volumen específico. El vapor en estas condiciones se denomina vapor sobrecalentado. La entalpía del vapor sobrecalentado, su contenido total de calor, es la suma de la entalpía del vapor saturado más el calor agregado para aumentar su temperatura. En otras palabras, el contenido total de calor de un vapor dado, su entalpía, es el calor total necesario para llevarlo desde el estado de agua líquida a 0º C hasta el de vapor a la presión y temperatura dadas.

Las propiedades de un vapor sobrecalentados se aproximan a las de los gases ideales. Una de sus características importantes es la dependencia de su energía interna de la temperatura, de esa manera, cuanto más próximo sea su comportamiento al de un gas ideal, mejor será su comportamiento como fluido intermedio para la transformación de energía térmica en mecánica. Esta característica es muy importante, pues con un grado de sobrecalentamiento adecuado, se puede evitar la presencia de condensado en las líneas de vapor, y reducir la presencia de agua a la salida de la turbina. El límite para la temperatura de sobrecalentamiento está dado por el límite de presión y temperatura capaces de soportar los materiales de sobrecalentadores y


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recalentadores. La presencia de condensado en el vapor actúa como freno de la turbina por fricción, produciendo pérdida de energía. Además, aumenta la erosión de los álabes de la misma. Las calderas en la actualidad, abarcan un rango desde las pequeñas unidades que generan 10 tn/h de vapor o menos, a una presión de salida de 20 ata, hasta las grandes unidades de generación de energía eléctrica, produciendo varios miles de toneladas / hora de vapor a presiones supercríticas, alimentando turbo-grupos de varios cientos de megawatt. En otras palabras, la relación entre las calderas más chicas y las más grandes es del orden de varios miles. Los requerimientos de control entre estos extremos, también varían notablemente. En las grandes unidades actuales, además del sobrecalentador, se utilizan una o más etapas de recalentado. El uso de sobrecalentado es una forma simple de mejorar la eficiencia térmica del ciclo de Rankine, al mismo tiempo que se evita la presencia de humedad en el vapor de entrada a la turbina. Sin embargo, esto no siempre es suficiente para asegurar que el título del vapor se mantenga en 1,0 en las etapas intermedias de la turbina, en los sistemas de alta presión y temperatura actuales. La solución a este problema es interrumpir el proceso de expansión, extraer el vapor para recalentarlo a presión constante, y retornarlo a la turbina para continuar el proceso de expansión. Esta modificación al ciclo de Rankine regenerativo se denomina “ciclo con recalentamiento” o “ciclo recalentado”. El recalentamiento se puede realizar en una sección de la caldera primaria, en un intercambiador de calor vapor – vapor externo, que a su vez puede ser directo o indirecto, o en un calentador con combustión propia.

En la figura 3.02 se muestra el diagrama temperatura – entropía de un ciclo regenerativo con una etapa de recalentamiento y 2 etapas de calentamiento del agua de alimentación. En instalaciones grandes, el recalentamiento permite lograr mejoras de alrededor de 5% en la eficiencia térmica. También reduce notablemente la cantidad de calor a transferir al agua de enfriamiento en Condensador. La figura 3.3 muestra el Diagrama de Flujo de un Grupo Generador de 600 MW


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con una caldera que entrega vapor a la salida del sobrecalentador a 171,5 ata de presión y 538º C de temperatura, con 6 etapas de precalentamiento del agua de alimentación, alimentados con el vapor de salida de la etapa de alta de la turbina, y extracciones de la etapa intermedia y baja. En el diagrama se muestra el balance térmico del sistema. La capacidad de una caldera, se mide indistintamente en tn o kg de vapor por hora entregados, o en kw o MW de potencia entregada por el turbogenerador, cuando la caldera alimenta exclusivamente un equipo de este tipo. Resumiendo, una moderna caldera cumple, además de la función de evaporar agua para generar vapor a alta presión, que es su función primaria:

1. – Producir vapor de extraordinaria pureza, utilizando separadores mecánicos estáticos para eliminar las impurezas.

2. – Sobrecalentar el vapor a una temperatura especificada y mantener esa temperatura constante en un rango especificado de variación de carga.

3. – Recalentar el vapor que es retornado luego de la expansión en las etapas de alta de la turbina, y mantener constante esa temperatura de recalentado en un rango especificado de variación de la carga.

4. – Reducir la temperatura de los gases de combustión en la chimenea a niveles que satisfagan los requerimientos de eficiencia térmica, a la vez que permitan su tratamiento en los equipos de control de emisión para reducir la polución.

Veamos un esquema de cómo afecta a la eficiencia de la caldera la secuencia de absorción de calor en las distintas etapas de la generación de vapor. La fuente primaria de energía es el combustible quemado en el hogar de la Caldera, más la que agregan el agua de alimentación y el aire de combustión. El calor generado en el hogar es transferido en su mayor parte al vapor en las paredes de agua del sistema de evaporación, el sobrecalentador, el recalentador y el economizador. Este calor absorbido por el vapor representa la energía entregada por la caldera en la forma de vapor sobrecalentado y recalentado, y es alimentado a las etapas de alta y baja de la turbina. Las pérdidas, que componen el resto de la energía entregada, se componen principalmente por el calor contenido en los gases de chimenea, en su mayor parte como calor latente y calor sensible contenido en el agua generado en la combustión, o introducido con el combustible. El resto de las pérdidas, de mucho menor significación, se deben a combustión imperfecta, y pérdidas por radiación de paredes de caldera y resto de los equipos que componen el sistema. El calor generado en el proceso de combustión aparece en el hogar como energía radiante y energía sensible de los gases de combustión. El agua que circula por las paredes de agua del hogar absorbe aproximadamente el 50% de esa energía, el cual genera vapor por la evaporación de parte de esa agua. El diseño del hogar debe tener en cuenta el calentamiento del agua y la generación de vapor en las paredes de tubos, además del proceso de combustión. Prácticamente toda caldera moderna se construye con paredes del hogar formadas por tubos metálicos refrigerados por agua. Las paredes de agua consisten en tubos verticales tangentes entre si, o en ubicación muy próxima, y unidos en los extremos superior e inferior por colectores. Estas paredes reciben el agua desde el fondo del domo, por medio de caños de bajada que entran al colector inferior. El vapor, con un alto contenido de agua es colectado por el colector superior y de allí enviado al domo mediante tubos de elevación. El domo es el encargado de separar el agua del vapor, el primero es re-enviado a las paredes de agua junto con el agua de alimentación entrante, a través de los caños de bajada. El vapor a su vez es enviado a los sobrecalentadores, despojado de todo vestigio de líquido.


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La circulación de la mezcla vapor – agua en las paredes de agua del hogar es un tema que requiere sumo cuidado. En las Calderas de presión relativamente baja, esta circulación se produce por convexión, asegurada por la diferencia de densidad entre el agua de los caños de bajada, de flujo descendente, y la mezcla vapor – agua de los tubos de las paredes.


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A medida que aumenta la presión y se acerca a la presión crítica, esta diferencia de densidad se va achicando, requiriéndose el auxilio de bombas de circulación. Hay 4 tipos de circulación utilizadas en las paredes del hogar de las calderas de hoy en día:


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1. – Inducida térmicamente, llamada térmica o natural 2. – Inducida térmicamente y asistida por bombas 3. – Flow Through, sin recirculación 4. – Flow Through con recirculación mediante bombas superpuesta

El Domo Superior es el equipo encargado de separar el líquido del vapor antes que este último continúe hacia el Sobrecalentador. Esta separación se debe efectuar en el espacio limitado del Domo, en muy corto tiempo, y en condiciones variables de proceso en muchos aspectos. Por otra parte, la caída de presión en los elementos de separación debe ser baja para no afectar la circulación, ni interferir con el control de nivel de Domo. El tamaño del Domo está determinado por el espacio requerido por los equipos de secado y purificado del vapor. Numerosos factores afectan la separación del agua del vapor en una Caldera, entre los que podemos mencionar los siguientes:

1. – Diferencia de densidad entre el agua y el vapor 2. – La caída de presión disponible para los dispositivos de separación 3. – El porcentaje de agua presente en la mezcla que llega al Domo 4. – El caudal total de vapor y agua a ser separado 5. – Viscosidad, tensión superficial y otros factores dependientes de la presión 6. – El nivel de agua en el Domo 7. – La concentración de sólidos en el agua de Caldera

La separación se efectúa normalmente en 3 etapas: 1. – Separador primario 2. – Separador secundario 3. – Secador

Los separadores primario y secundario reducen el nivel de humedad del vapor, a un valor que un secador final pueda manejar. Pueden implementarse con baffles, bancos de filtros de malla, placas curvadas o corrugadas o separadores centrífugos. En la figura 3.07 vemos varias disposiciones de separadores primarios y secundarios, con secador final, recurriendo a distintos elementos de los antes mencionados para la implementación de cada uno de ellos. Es de notar que la eficiencia de separación de cada uno de ellos, depende fuertemente del nivel de agua dentro del Domo. En cada esquema está marcada la posición óptima del nivel, para el buen funcionamiento de los dispositivos correspondientes. Esto hace mucho más crítico al lazo de control de nivel del Domo, ya que


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oscilaciones relativamente de pequeña magnitud pueden afectar la eficiencia de separación del agua del vapor, afectando a largo plazo, la vida útil de la turbina. La función del Sobrecalentador es elevar la temperatura del vapor por sobre la temperatura de saturación. Como el vapor entra al Sobrecalentador libre de presencia de agua, todo el calor que absorbe en el dispositivo producirá el aumento de su temperatura. El Recalentador realiza la misma función sobre el vapor retornado luego de la primera expansión, para llevarlo nuevamente a una temperatura de sobrecalentado, y asegurar que las etapas de expansión media y baja también sean alimentadas con vapor suficientemente sobrecalentado. El diseño tanto de uno como de otro, depende de la función a cumplir. En caso de requerirse temperaturas de salida relativamente bajas, se utilizan generalmente sobrecalentadores del tipo de calentamiento convectivo. Cuando la temperatura requerida es más alta, las superficies necesarias son más grandes, hay que ubicar el sobrecalentador o recalentador en zonas de temperaturas de gases mucho más elevadas y se recurre a intercambiadores tipo placas y de tipo radiante. En algunos pocos casos se ubican paneles en posición horizontal, encima del hogar para que reciban una mayor porción de energía radiante.

En todos los casos la disposición es a contracorriente, el flujo del vapor y el de los gases, de manera de lograr el máximo salto térmico promedio entre ambos fluidos. Para mantener constante la eficiencia de la turbina, y para evitar fluctuaciones de la temperatura de los metales, tanto de la caldera como de la turbina, es esencial que las


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temperaturas de vapor sobrecalentado y vapor recalentado se mantengan constantes, aún en caso de fluctuaciones de carga, dentro de los límites del rango de carga de diseño. Para satisfacer este requerimiento, una caldera debe estar equipada con dispositivos que permitan regular las temperaturas, ya que la tendencia natural es que con el aumento de carga, el aumento de caudal de vapor produce aumento de temperatura de salida. Esto es particularmente marcado con los sobrecalentadores del tipo convectivo. El diseño óptimo de una caldera es cuando al 100% de la carga, todo el gas de combustión que sale del hogar, pasa por toda la superficie de sobrecalentado y recalentado, y en esas condiciones, las temperaturas de vapor sobrecalentado y recalentado alcanzan justo el valor de diseño. Para los casos en que la caldera opera por debajo de ese nivel de carga, el diseño debe proveer dispositivos en el sistema de quemadores, en el circuito de sobrecalentado y recalentado, o en el circuito de los gases de combustión, para poder regular la temperatura de sobrecalentado y el de recalentado. Los dispositivos más comúnmente usados son los siguientes:

1. – Control de quemadores que permita elevar o bajar la altura del centro efectivo de calor de la llama en el hogar. Esto afecta el camino de absorción de calor en el hogar y la temperatura de los gases a la salida de la misma.

2. – Atemperar el vapor a la entrada, entremedio o a la salida del sobrecalentador o del recalentador.

3. – Recircular parte de los gases de combustión, re-inyectándolos en el hogar, a fin de aumentar el caudal efectivo de gas que pasa por los intercambiadores de calor del sobrecalentador y del recalentador.

4. – Realizar un by-pass de algunos paneles del sobrecalentador y del recalentador de modo de poder derivar parte de los gases de combustión evitando que entren en contacto con los mismos.

El Economizador es un intercambiador de calor, ubicado luego de la primera etapa del sobrecalentador, para aumentar en forma adicional la temperatura del agua de alimentación y mejorar la eficiencia de la caldera bajando en forma adicional, la temperatura de los gases de escape. Como en los casos anteriores la disposición es a contra corriente, el agua circula de abajo hacia arriba, los gases a la inversa. En este caso, el flujo ascendente del agua tiene un beneficio adicional, ya que permite evitar los golpes de ariete que se pueden producir de otra manera en ciertas condiciones de operación. El último elemento ubicado en el camino de los gases de combustión es el calentador de aire. Este cumple 2 funciones, enfriar los gases de combustión, mejorando la eficiencia térmica, y calentar el aire de combustión para mejorar el proceso de la misma. La importancia relativa de cada una de ellas depende del proceso y del combustible utilizado. En el caso de calderas de baja presión quemando gas, el beneficio de calentar el aire de combustión es mínimo, y lo más importante es enfriar los gases desde la temperatura de 300 a 450º C, hasta los 135 a 175º C con que debe salir de la chimenea. Por otro lado, en una caldera de alta presión que quema carbón pulverizado, una temperatura de aire primario de 260 a 400º C es esencial para lograr una buena combustión, evaporando la humedad contenida en el carbón. El calentador de aire que se utiliza universalmente es el Ljungström, consistente en


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un elemento rotante que contiene placas metálicas empaquetados en canastos, muy próximos unos de otros que giran entre el conducto de los gases y el del aire enviado por el ventilador de tiro forzado ubicados uno al lado del otro. Las placas se calientan en contacto con el gas al pasar por el conducto correspondiente, para luego transferir ese calor al aire al pasar por el conducto del mismo.

3.1. – Calderas Humo-tubulares y Acuo-tubulares Hasta ahora hemos visto la descripción de grandes calderas, utilizadas asociadas a una turbina para generación de energía. En aplicaciones industriales, las calderas pueden o no formar parte de un grupo generador, pero en general, cumplen una función adicional, que es la de generar “vapor de proceso”, es decir, vapor que en alguna parte del proceso industrial, se utiliza para calefacción, secado, etc. En caso de requerirse cantidades importantes de vapor de proceso, la economía de generación aconseja utilizar calderas de alta presión y temperatura, por la mucho mayor eficiencia térmica lograble en esa forma, y luego reducir la presión en un turbo-grupo, a los valores de utilización en el proceso. En caso contrario, es habitual la utilización de pequeñas unidades, que generen 15 a 40 tn/h de vapor a presiones entre 10 y 20 ata, exclusivamente dedicadas a generar el vapor de proceso. Estas pequeñas unidades en general vienen ensambladas de fábrica, montadas sobre una base, listas para conectar y poner en marcha. Esta construcción se denomina “paquete”. Mientras las calderas grandes, vistas hasta ahora, son del tipo acuo-tubular, es decir, el agua y el vapor circulan a través de tubos, el fuego y los gases de combustión a través de los espacios externos alrededor de los mismos, en el caso de las pequeñas unidades “paquete", se puede utilizar el mismo criterio, o a la inversa, mantener el agua en reservorio o recipiente, a través del cual pasan tubos que conducen los gases de combustión, destinados a evaporarlo. Estas calderas se denominan humo-tubulares.


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Dado que en general, para vapor de proceso conviene utilizar vapor saturado, la caldera humo-tubular tiene la ventaja de generar naturalmente el vapor en esas condiciones, sin requerir ningún elemento adicional. Cualquiera de los 2 criterios que se adopte, los requerimientos de control de estas unidades “paquete” son mucho más simples que los de las grandes calderas anteriormente vistas.

3.2. – Calderas de Presión Supercrítica Hemos dicho ya, que la eficiencia térmica de un ciclo es directamente proporcional a la presión. También podemos afirmar que hay una relación perfectamente definida entre la temperatura de un ciclo y su presión de operación. La permanente búsqueda de mejorar la eficiencia, ha llevado a aumentar la presión y temperatura de operación de las calderas, hasta superar la presión crítica, y hoy en día, las calderas supercríticas se utilizan en todo el mundo para la obtención de la máxima eficiencia


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térmica posible, de un ciclo de generación de vapor mediante combustibles fósiles. Un ciclo regenerativo con recalentamiento, operando a presiones supercríticas, tiene normalmente de 6 a 8 etapas de calentamiento del agua de alimentación, y dada la alta presión y temperatura de entrada a la turbina, hasta 2 etapas de recalentado. Esto se ha utilizado en varias instalaciones actualmente existentes. En la figura 3.10 se muestra el diagrama de flujo de un típico ciclo de generación supercrítica, indicándose el balance de calor sobre el mismo. En él se indican 7 etapas de calentamiento del agua de alimentación, alimentadas con vapor de extracción desde las distintas etapas de descompresión de la turbina, para cumplimentar el ciclo regenerativo. La marca más alta lograda hasta el presente es el grupo 1 de la Philadelphia Electric Co., Central Eddystone, que opera a 360 ata y 655º C, logrando una eficiencia térmica superior al 40%, o 2100 calorías por kwh.

3.3 – Ciclos Combinados Un ciclo combinado, es cualquier combinación de Turbina de Gas, Generador de Vapor, y Turbina de Vapor, reunidos para lograr una mejora en la eficiencia del ciclo de la generación de potencia. Todas las combinaciones posibles se basan en la misma idea, aprovechar la energía contenida en el gas de escape de la turbina de gas, que de otra manera, se perdería bajo la forma de una elevada temperatura de salida de los gases de chimenea. Se trata de utilizar la turbina de combustión externa, (turbina de vapor), para recuperar la alta temperatura generada por la turbina de combustión interna, (turbina de gas), mejorando la eficiencia al minimizar el calor disipado a la atmósfera. El precio que se paga es la pérdida de un porcentaje de la capacidad de energía de la turbina de gas, en trabajo de compresión de los gases de escape, por la contrapresión provocada por el generador de vapor. La Turbina de Gas de ciclo abierto, puede ser utilizada tanto como generador de base, como de generador para cubrir las demandas pico, dado su corto tiempo de arranque, y su bajo costo inicial. Su gran desventaja es su baja eficiencia térmica y el hecho de requerir combustible primario, que los pone en situación desventajosa desde el punto de vista del costo de operación en el largo plazo. Como ejemplo, una turbina de gas de 50 MW descarga aproximadamente 1.000 tn/h de gases de combustión a 500º C, con una energía equivalente a 115 x 106 Calorías/h, que es el 75% de la energía calorífica del combustible quemado. Los ciclos combinados pueden ser clasificados en 4 categorías a saber:

1. – Turbina de Gas más un Generador de Vapor sin combustión propia. 2. – Turbina de Gas más un Generador de Vapor con combustión suplementaria. 3. – Turbina de Gas más una Caldera de hogar combustionado. 4. – Caldera de hogar combustionado más una Turbina de Gas.

3.4. – Calderas Industriales Especiales

Las calderas industriales tienen en general 2 diferencias básicas con las calderas de generación eléctrica vistas hasta ahora:

1. – Las calderas para generación eléctrica se diseñan hermanadas con un grupo turbo-generador al que alimentan de vapor. Como hemos visto, para este fin es altamente conveniente que el vapor esté muy sobresaturado.

Las calderas industriales, o se utilizan para la generación de vapor de proceso exclusivamente, o se utiliza un grupo turbo-generador como reductor de presión, tomando el vapor de proceso desde una extracción de la turbina, o de


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la contrapresión. En el caso del vapor de proceso, al ser utilizado como elemento de

transferencia de calor, no para realizar trabajo mecánico, es conveniente tenerlo en condiciones lo más cercanas posibles a la saturación.

2. – En segundo lugar, las calderas industriales se utilizan muchas veces con combustibles no convencionales, en general, aprovechando el poder calorífico de residuos del proceso. Los más comunes son aserrín, corteza, gas de alto horno, gas de refinería, licor negro, etc.

En general las calderas diseñadas para quemar estos combustibles, tienen revisto quemar también algún combustible convencional, (gas, fuel-oil), que sirven tanto para el calentamiento de la caldera, en un proceso de arranque, como en marcha normal, como complemento del combustible principal cuando éste no es suficiente, o como elemento de control, si el régimen de marcha es variable, debido a variaciones de carga.

Cuando la caldera de combustible no convencional, está acompañada por otras calderas convencionales, se la utiliza generalmente como caldera de base, y alguna de las convencionales serán las que se utilizarán para ajuste a las variaciones de carga. En la misma forma, si la caldera es única, el combustible no convencional será el combustible de base, y el combustible auxiliar se utilizará para el ajuste de marcha. Las Calderas utilizadas exclusivamente para alimentar turbo-grupos con la finalidad de generación de energía eléctrica, tienen en conjunto una eficiencia del orden del 35%, dado que el condensador a la salida de la turbina, normalmente a presión sub-atmosférica, se lleva el 48% de la energía suministrada por el combustible. En cambio las Calderas Industriales bien balanceadas la generación y el vapor de proceso requerido, pueden tener una eficiencia doble, ya que gran parte de ese calor se aprovecha para calentamiento de un proceso productivo.

Tal es el potencial de ahorro energético de estas instalaciones, que en algunos países se ha incentivado desde sus Gobiernos la inversión en los mismos. Las centrales termoeléctricas son obligadas en esos países a comprar la energía así generada por las


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industrias a un precio basado en la diferencia de costo que implica no tener que generarla ellos. El vapor de proceso se puede obtener a la salida de una turbina de contrapresión, o por extracciones de etapas intermedias, a presiones adecuadas a los requerimientos de los procesos involucrados. Es común utilizar una combinación de las 2 alternativas en industrias donde se requiere vapor de proceso a distintas presiones y temperaturas. Es muy importante balancear en forma adecuada los requerimientos de la generación y el proceso, para tener un rendimiento térmico óptimo de la instalación en su conjunto. Se puede utilizar, y en la práctica se hace, ciclo combinado de turbina de gas, caldera de recuperación de energía térmica de sus gases de escape, turbina de vapor y vapor de proceso, para buscar el equilibrio más eficiente de cubrir los requerimientos de generación de energía y necesidades de vapor de proceso.� Un caso muy particular es la Caldera de Recuperación de la industria papelera. Aquí la Caldera cumple una función directamente vinculada al proceso, la de recuperar los reactivos del proceso de cocción de la madera, para liberar la fibra celulósica, y ésta es su función principal, siendo la generación de vapor una función secundaria. En este caso, la Caldera de Recuperación es necesariamente una caldera de base. En la figura 3.12 se muestra una caldera de este tipo.

La Caldera difiere de una caldera convencional en el tamaño del hogar y los quemadores de licor negro. Estos consisten en picos inyectores oscilantes, que inyectan a presión el licor negro pulverizado en micro-gotas. El licor llega a estos quemadores oxidado, en el tanque ad-hoc mediante el insuflado de aire, y concentrado a 67% de sólidos secos en el evaporador cascada. El licor negro consiste en carbonato de sodio, sulfato, y material orgánico de la madera disuelto. El material orgánico y el carbono son quemados, (forman el combustible


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del compuesto), mientras el carbonato de sodio se acumula como fundido en el fondo del horno, junto con sulfuro de sodio producido por la reducción del sulfato. La distribución de aire primario, secundario y a veces terciario, es también fundamental para lograr una buena combustión del licor negro. La presencia del lecho fundido de carbonato de sodio en el fondo del hogar, agrega un ingrediente adicional a la seguridad de estas calderas, ya que en presencia de pequeñas cantidades de agua, se puede formar una mezcla altamente explosiva. De aquí las precauciones que hay que tomar para el caso de pinchaduras de caños de la pared de agua. En la historia de estas calderas hubo grandes accidentes, con numerosas víctimas y enormes daños materiales. Estas cosas hacen de este tipo de calderas algo muy especial.

4. – EL AGUA DE ALIMENTACIÓN La construcción de calderas que trabajan a presiones y temperaturas cada vez más altas, convierte el tema de la pureza del agua de alimentación en un problema cada vez más crítico. En las modernas calderas de presiones subcríticas y supercríticas, hablamos de las impurezas en el agua de alimentación en términos de ppb, (partes por billón). El tratamiento requerido por el agua de alimentación de una caldera, depende tanto del tipo de esta, como del origen del agua utilizada. Las impurezas en el agua pueden producir corrosión, depósitos, o contaminación del vapor en la caldera. Todos estos efectos, se acentúan con el aumento de temperatura. La corrosión de los internos metálicos, tubos y domo, y la formación de depósitos en los primeros, son las mayores causas de costosas paradas de grupos de generación de energía, que ocasionan pérdidas por el costo de las reparaciones y por el lucro cesante originado. Lo peor que se trata de pérdidas en todos los casos evitables. Se pueden evitar o prevenir:

1. – Utilizando el tratamiento adecuado, tanto para el agua de alimentación de caldera, como para la de reposición o “make-up”.

2. – Controlar la concentración de oxígeno en el agua de alimentación para minimizar la corrosión y la formación de productos de corrosión antes de la caldera, que terminan formando depósitos en las superficies de transferencia de calor en la misma.

3. – Respetar estrictamente los procedimientos operativos de arranques, paradas y caídas de servicio, para minimizar la corrosión y la entrada de productos de corrosión en la caldera.

4. – Mantener la caldera libre de cantidades significativas de depósitos mediante el lavado químico periódico.

En el caso de calderas de alta presión, no puede haber ningún sacrificio en aras del ahorro, en el tratamiento para lograr las especificaciones más estrictas de la calidad del agua de alimentación. Se deberá usar la combinación de técnicas más eficiente, para asegurar la alimentación de la caldera con el agua más pura posible, prácticamente libre de sólidos tanto disueltos como en suspensión. Uno de los elementos que más hay que controlar es el silicio, ya que puede vaporizarse en la caldera, contaminar el vapor de salida, y depositarse en los álabes de la turbina, provocando la pérdida de rendimiento de la misma, y a largo plazo, su destrucción. En una caldera de un grupo generador de energía eléctrica, el agua de reposición es de un 3 a un 5% del agua de alimentación. El tamaño de Planta de Tratamiento requerido, justifica la inversión en el tratamiento más costoso y eficiente. En calderas industriales, el porcentaje de reposición crece a entre 30 y 100%. Sin


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embargo, aún así, se justifica la inversión en el tratamiento más efectivo para lograr el agua del grado de pureza requerido, por el costo mucho mayor de los daños que el agua inapropiada puede ocasionar. Los requerimientos del agua de alimentación, en calderas cuya presión está por debajo de 40 ata, ya que las posibilidades de contaminación del vapor se minimizan, y solo queda la posibilidad de formación de depósitos en los tubos de la caldera. Por otro lado, la significación económica de mantener una mayor purga continua en el domo, se reduce sensiblemente. El tratamiento del agua se realiza en varias etapas, que dependen de las impurezas que contiene la fuente de suministro. Las más habitualmente utilizadas son: Aireación Forzando la circulación de aire a través de la masa de agua, se eliminan gases disueltos como el dióxido de carbono y el anhídrido sulfuroso.


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Coagulación Agregando productos químicos como el sulfato de aluminio, se produce la floculación de coloides y sólidos en suspensión. Los flóculos se eliminan luego por decantación y filtrado. Ablandado Químico Se produce el precipitado de bicarbonato de sodio como carbonato de sodio y las sales de magnesio como hidróxido de magnesio, por el agregado de hidróxido de calcio. Lo mismo para el precipitado de cloruro y sulfato de calcio, como carbonato de calcio por el agregado de carbonato de sodio. Proceso de Ablandado con Fosfato en Caliente El agregado de fosfato produce la precipitación de las sales de calcio y magnesio, las primeras, como fosfato tri-cálcico y las segundas como hidróxido de magnesio. La reacción es completa a temperaturas del agua


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superiores a 100º C. Ablandado mediante Resinas Zeolíticas Zeolite se refiere a un grupo de resinas capaces de intercambiar iones con los que entran en contacto. Pueden ser naturales o sintéticos. Al pasar el agua a través del lecho de resina, los iones de calcio y magnesio son intercambiados por iones sodio en el zeolite. El zeolite se regenera periódicamente por medio de soda cáustica. Desmineralización En la desmineralización el intercambio de iones remueve las sales minerales ionizadas. Cationes como el calcio, el magnesio y el sodio, se remueven con resinas catiónicas. Aniones como el bicarbonato, sulfato, cloruro y sílice soluble, se remueven con resinas aniónicas. Se utilizan resinas aniónicas y catiónicas sintéticas. Las primeras se regeneran periódicamente con soda cáustica, las segundas con ácido. La desmineralización puede producir un agua de un grado de pureza superior al mejor proceso de destilado. Las resinas aniónica y catiónica pueden disponerse en varias combinaciones para lograr el resultado óptimo en la forma más económica. Se puede utilizar unidades desmineralizadoras de 2, 3 o 4 lechos, o de un lecho único mixto, para lograr el resultado requerido. El origen de los depósitos en los tubos de la caldera puede ser:

1. – Elementos contaminantes presentes en el agua de reposición 2. – Productos de corrosión formados fuera de la caldera e introducidos a la

misma por el agua de alimentación 3. – Contaminantes introducidos en el condensado que retorna a la caldera, por

equipos de proceso 4. – Sólidos introducidos al condensado por pérdidas en el condensador

El efecto de estos depósitos es formar una capa aislante sobre el interior de los tubos de agua, reduciendo el coeficiente de transferencia de calor entre la pared del tubo y el agua, con la consiguiente reducción de eficiencia térmica, y el aumento de temperatura del metal, con deterioro a largo plazo por fatiga térmica, o si se hace mayor, a corto plazo por destrucción por sobretemperatura.

5. – CARACTERÍSTICAS DE LA COMBUSTIÓN En el proceso de generación de vapor, el sistema de quemado de combustible es el encargado de suministrar, una conversión controlada y eficiente de la energía química del mismo, en energía calorífica que luego es absorbida por las superficies de transferencia de calor de la caldera, para evaporar el agua. Para lograr esto, los quemadores dosifican el combustible y el aire a la cámara de combustión, mezclan ambos para la reacción, encienden la mezcla, y distribuyen la llama y los productos de la combustión. Un quemador ideal, para cubrir estas funciones, deberá cumplimentar los siguientes requisitos:

1. – Que no haya exceso de oxígeno ni combustible sin quemar en los gases de combustión.

2. – Que la energía auxiliar de ignición para iniciar la combustión sea mínima. 3. – Que tenga una reacción óptima y económica entre el combustible y el

oxígeno, pero compatible con las normas sobre generación de óxidos de nitrógeno y azufre.

4. – Que cuente con un método efectivo para manejar y eliminar los residuos sólidos que se generen.

5. – Que produzca una distribución uniforme de la energía, temperatura y gases de combustión, respecto a las superficies de transferencia de calor.

6. – Que tenga un rango amplio y estable de fuego. 7. – Que sea capaz de una respuesta rápida a los requerimientos de cambio. 8. – Que tenga una alta disponibilidad con bajo requerimiento de mantenimiento.


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En la práctica, habrá que buscar soluciones de compromiso entre algunas de estas condiciones para lograr un balance razonable entre eficiencia de combustión y costo. Por ejemplo, quemar un combustible con la cantidad de aire correspondiente a la relación estequiométrica de oxígeno, requiere un tiempo de residencia infinito a temperatura superior a la de ignición, para que se complete la combustión. Por esta razón, todo sistema de combustión requiere de una cierta cantidad de aire en exceso, que depende del combustible utilizado y del diseño del quemador y la cámara de combustión. El porcentaje mínimo de exceso de aire es un indicativo de la eficiencia del sistema de combustión. Otro ejemplo es el hecho que el diseño de un quemador que genere una cantidad mínima de óxidos de nitrógeno, produce inevitablemente el aumento de la constante de tiempo de reacción del sistema de combustión, a las variaciones de carga. El grado de compleción de una reacción química, como es el proceso de combustión, depende de la temperatura, concentración, preparación y mezcla de los reactivos. Todos estos factores tienden a lograr un solo efecto, aumentar el contacto entre las moléculas de los reactivos. En el caso de la combustión, el contacto entre moléculas de combustible y oxígeno se mejora con la pulverización del primero, el mezclado y la turbulencia que se logra en el quemador, y la temperatura del combustible y el aire de combustión.

Al diseñar un sistema de combustión y un quemador para una caldera, se debe considerar todos los factores con influencia sobre el logro de una combustión completa y la distribución del calor para lograr una buena transferencia. Hay dos métodos para lograr un contacto molecular exitoso del combustible y el oxígeno, produciendo un camino de flujo turbulento total en la cámara de combustión. El primero es dividir el flujo total de aire y combustible en varias corrientes similares, distribuyendo estos a su vez uniformemente en uno o varios planos de la cámara de combustión Esto produce múltiples llamas que son tratadas independientemente. Es el caso de múltiples quemadores instalados sobre una pared de la cámara de combustión, distribuidos uniformemente en uno o varios pisos. La pulverización del combustible, mezclado de este con el aire primario, y la turbulencia para lograr la mezcla y el contacto óptimo entre ambos, se logra individualmente en cada quemador. El logro de la combustión completa es tarea de cada


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quemador en forma individual. Esta disposición presenta algunos problemas de regulación. Con cargas reducidas, por debajo de un cierto límite, la única forma de mantener una buena turbulencia, y una buena mezcla aire-combustible, es sacando quemadores de servicio. Esto puede afectar a su vez la uniformidad de distribución del calor en la cámara.

La segunda alternativa es crear interacción entre todas las corrientes de aire-combustible que entran a la cámara de combustión, generando una sola “bola de fuego”. Esto permite un mayor tiempo de contacto entre moléculas de aire y combustible, y la turbulencia se genera en toda la cámara, reduciendo la criticidad de la exacta distribución de la relación aire-combustible en los quemadores individuales. El sistema representativo de este concepto es la caldera con quemadores tangenciales. En el sistema de quemadores tangenciales, el combustible y el aire de combustión se proyectan desde las 4 esquinas de la cámara de combustión, sobre una línea tangente a un pequeño círculo horizontal imaginario, en el centro de la misma. Donde estas corrientes se encuentran se produce una turbulencia y un mezclado intenso. Se imparte un movimiento rotatorio, similar al generado por un ciclón, a la maza de la


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llama, que es dispersado por toda la cavidad de la cámara.

Como se puede ver en la figura 5.04, el ángulo de inclinación de los quemadores es regulable, junto con la entrada del aire primario y secundario, permitiendo regular la altura de ubicación de la “bola de fuego” dentro de la cámara de combustión. Esto permite regular la temperatura de los gases de salida, y la distribución del calor entre las paredes de evaporación y los sobrecalentadores. Mediante ello, se puede controlar la temperatura final del vapor sobrecalentado de salida de la caldera. Los combustibles fósiles, utilizados en la generación de energía eléctrica y en las calderas industriales, se pueden clasificar en sólidos, líquidos y gaseosos, como se muestra en la tabla 5.1. A su vez en cada grupo hay combustibles que son naturales, manufacturados o que son subproductos de algún proceso industrial. Estas clasificaciones a su vez tienen zonas de superposición, no son excluyentes. Los combustibles naturales son obviamente el carbón, el petróleo y el gas natural. El fuel-oil, combustible líquido más usado en calderas, se puede considerar como un subproducto de la destilación del petróleo. La madera es también un combustible natural, pero rara vez se lo quema como tal. En cambio son frecuentemente usados como combustible el aserrín, astillas, o la corteza, que pueden considerarse subproductos de aserraderos, fábricas de pulpa, etc. A partir del carbón, un combustible natural, se obtienen productos elaborados como el coke, gas de carbón, etc. que pueden ser utilizados como combustible.

5.1. Combustibles Líquidos El combustible tradicionalmente más utilizado en la combustión de calderas es el fuel-oil. El término abarca una amplia gama de combustibles líquidos, cuyas características se pueden ver en la tabla 5.2. TABLA 5.1 – CLASIFICACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES


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Naturales Manufacturados o Subproductos Sólidos Carbón Coke Lignito Alquitrán de hulla Turba Carbón de Leña Madera Corteza Aserrín Astillas Coke de Petróleo Bagazo Basura Líquidos Petróleo Nafta Querosén Fuel-oil Gasoil Residuos de petróleo Gaseosos Gas Natural Gas de Refinería LPG Gas de Coke Gas de Carbón Gas de Acería El petróleo crudo, tal como se obtiene de los yacimientos, es un combustible de alto riesgo por la presencia de componentes livianas, volátiles, que lo convierten en tal. Luego de la destilación y el fraccionado, se obtienen componentes para distintos usos como las naftas, querosén, gasoil, fuel-oil liviano, aceites lubricantes, fuel-oil pesado, alquitrán, y coke de petróleo. Entre estos los utilizados como combustible de caldera son los que figuran en tabla 5.2. De todos estos, los Nº 1 y 2 son denominados combustibles livianos para uso doméstico, mientras el Nº 6, también llamado Bunker C, es el combustible pesado para uso industrial, utilizado como combustible en calderas. La importancia del tipo de combustible utilizado en una caldera, surge de las diferentes características de llama de cada una de ellas. Esto afecta al diseño de la caldera, sobre todo en lo que a sobrecalentadores y recalentadores se refiere. La llama de los combustibles líquidos es altamente radiante, y es en esa forma que transmite la energía en la cámara de combustión. La temperatura de los gases de combustión a su vez es más baja que en el caso


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de combustibles gaseosos, lo que representa una menor transferencia de calor en las etapas de sobrecalentado y recalentado ubicados fuera de la zona de radiación, o la necesidad de mayores superficies de transferencia de calor en esas etapas.

Esto puede afectar el comportamiento del lazo de control de temperatura del vapor sobrecalentado, y hay que tenerlo presente en el caso de calderas que cambiaron de combustible, o que trabajan con 2 combustibles alternada o conjuntamente. Otra característica importante que diferencia los distintos tipos de combustible, es la formación de residuos sólidos, (cenizas) durante la combustión. En los combustibles líquidos, (el fuel-oil), la formación es moderada, pero hay que prever sopladores de hollín para limpiar periódicamente las superficies de sobrecalentadores. Para lograr una combustión completa de un fuel-oil, hay que dosificar el aire y el combustible en la proporción adecuada, y lograr un buen contacto entre las moléculas de combustible y de oxígeno en la cámara de combustión. De lo primero se encarga el sistema de control, que deberá lograr el proporcionado justo entre el caudal de combustible y el aire de combustión. En las calderas modernas, se puede lograr una combustión completa con un exceso de oxígeno de 2 a 3%, es decir, entre 9,5 y 14% de exceso de aire. El contacto íntimo entre moléculas de combustible y aire depende del diseño del quemador. Por una parte, se debe lograr una atomización, (una pulverización en micro-gotas), del líquido a la salida de la boca del quemador. Esto se puede lograr por medios mecánicos, mediante un dispositivo de boquilla adecuada, que provoque dicha pulverización, o por medio de un chorro de vapor de alta velocidad en la salida, que produzca el mismo efecto. En la actualidad se utiliza casi exclusivamente este último, dada su mayor efectividad. Luego se asegura el mezclado, dándole al aire primario y secundario un


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movimiento turbulento rotacional, en espiral, a la salida del quemador, al juntarse las corrientes de aire y combustible, para producir de ese modo el efecto deseado. El otro punto a considerar es la temperatura del fuel-oil, para lograr que tenga la viscosidad adecuada, dado que su viscosidad depende fuertemente de la temperatura, requerida para el buen funcionamiento de los dispositivos anteriores. 5.2. – Combustibles Gaseosos

Los combustibles gaseosos, cuando disponibles, son ideales para la generación de vapor, debido a su fácil operación y control, el bajo exceso de aire que requiere, lo que permite un óptimo rendimiento térmico, y el escaso residuo sólido que se forma en la combustión, que hace prácticamente innecesario prever soplado de hollín. La facilidad de operación se debe al hecho de que solo se requiere hacer llegar el gas hasta la caldera, desde la línea de distribución del proveedor, si se trata de gas natural, o del lugar donde se origina, si se trata de gas manufacturado o un subproducto, no requiere calentamiento ni atomización, (como en el caso de los líquidos), dado su fácil ignición. Solo se requiere bajar la presión al valor especificado por los quemadores, cosa que se hace en una estación reductora de presión. El bajo exceso de aire con que se puede quemar este combustible es debido a su estado gaseoso. Las moléculas están libres, y al entrar a la cámara de combustión junto al aire, y con una turbulencia adecuada, el contacto entre moléculas de combustible y de oxígeno es óptimo, y se puede lograr la combustión completa con un mínimo de exceso. En el caso de gas natural, se puede lograr la combustión completa con excesos de oxígeno entre 1,5 y 2%, o sea, excesos de aire entre 7 y 9,5%. El precio que se paga por todos estos beneficios es que, debido a su alta inflamabilidad, es el combustible de mayor riesgo de explosión, y por lo tanto, el que requiere mayor cuidado en el diseño, instalación, mantenimiento y operación del sistema


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de encendido y seguridad de llama. Los combustibles gaseosos, además del gas natural, son el LPG, gas de refinería, gas de petróleo, gas de horno de coke, etc. 5.3 – Combustibles Sólidos

El combustible sólido por excelencia es el carbón mineral. A nivel mundial es el combustible más utilizado en calderas. En cambio, en la Argentina tiene poca significación, prácticamente no se utiliza. Hay una amplia gama de carbones minerales, con diferentes características de combustión, que los distinguen netamente en su aplicación. Por un lado, hay carbones que al quemar inicialmente se funden, aglutinándose en una gran masa, adoptan un estado plástico, que dificulta el pasaje del aire a través del mismo. Otros al contrario, tienen la propiedad de quemar libremente las piezas individuales. Un tercer grupo, si bien presenta la característica de adoptar el estado plástico, y fundirse en grandes piezas, estas se quiebran y fraccionan rápidamente, y de hecho, estos carbones se comportan desde el punto de vista de la combustión como el grupo anterior. Entre los comportamientos definidos anteriormente hay una amplia gama de grises, o comportamientos intermedios, que hace que sea muy difícil predecir a priori, cual va a ser el comportamiento de un carbón determinado. Tampoco hay ensayos de laboratorio que puedan determinarlo, y por lo tanto, la única forma de hacerlo es la experiencia en planta.


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De todos modos, el sistema más utilizado para quemar carbón hoy en día, es en la forma de pulverizado. En esta forma, cualquiera de los tipos antes descriptos puede ser quemado perfectamente bien. Los combustibles sólidos en general, están en el otro extremo del comportamiento dado para los gaseosos, o sea, son difíciles de operar y controlar, son los que requieren mayor exceso de aire para su combustión completa, y los que producen mayor cantidad de cenizas. Además del carbón, se utilizan como combustibles de este grupo, el coke, tanto de carbón como de petróleo, residuos de madera, aserrín, astillas y corteza, y algunos subproductos de procesos industriales, como el bagazo.

6. – INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL AGUA DE ALIMENTACIÓN De acuerdo a lo visto sobre la Caldera hasta ahora, podemos expresar que los objetivos del control del agua de alimentación son dos: 1.- Alimentar la Caldera con el agua necesaria para evaporar la cantidad justa requerida por la demanda de vapor. 2.- Mantener constante el nivel de Domo en valor requerido para el buen funcionamiento de la circulación de la caldera, y de los dispositivos de separación líquido vapor. El primer punto no requiere mayores comentarios. Sobre el segundo podemos decir que si el nivel es demasiado bajo, corremos el riesgo de que la altura de la columna no sea suficiente para asegurar la buena circulación en los tubos de la pared de agua, pudiendo producir el sobrecalentamiento de los metales por falta de refrigeración. Esto es más riesgoso en las Calderas con circulación natural. Si el nivel es demasiado alto, se inundan los separadores primario y secundario, y como consecuencia, llegará más agua a la turbina de la permitida, con peligro de daño para sus álabes y toberas.

La primera dificultad aparece con la medición del nivel de Domo. Dicha medición se realiza normalmente mediante una celda de presión diferencial, conectada entre 2 puntos que ya vienen establecidos en el Domo por el fabricante para ese fin. El volumen del Domo es pequeño en comparación de los caudales que circulan a través del mismo. Si añadimos a eso los efectos de los elementos presentes en el mismo para direccional los flujos, separadores, flujo continuo de burbujas de vapor, purga continua, etc., es fácil comprender que la señal de nivel va a ser muy ruidosa. Otro factor a tener en cuenta en calderas que trabajan a presiones de Domo superiores a los 60 ata, es que la diferencia de densidad entre el vapor de la parte superior del Domo δs, y la del agua δw, se va achicando, debiéndose tener en cuenta en la calibración del dP Cell. La densidad de la columna de agua en la pierna de referencia, del lado de baja presión del instrumento, es por otra parte muy distinta a la densidad del agua en el Domo,


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y esto también hay que tenerlo en cuenta. ∆∆∆∆P = h x (δδδδw - δδδδs) – H x (δδδδ0 - δδδδs) y para la calibración del dP Cell ∆∆∆∆Pmáx = hmáx x (δδδδw - δδδδs) – H x (δδδδ0 - δδδδs) ∆∆∆∆Pmín = hmín x (δδδδw - δδδδs) – H x (δδδδ0 - δδδδs) Si la presión de Domo es variable hay que compensar la indicación de nivel por

presión ∆∆∆∆P – H x (δδδδ0 - δδδδs) h = -------------------------- (δδδδw - δδδδs) Hay otra perturbación que afecta la medición de nivel. Aparece en los transitorios al cambiar bruscamente el nivel de carga de la Caldera, en una magnitud apreciable, y se denomina generalmente falso nivel. Afecta fundamentalmente el lazo de control, cuando el agua de alimentación es controlado exclusiva o fundamentalmente por la señal de nivel de Domo. El fenómeno consiste en que una disminución grande de la carga de la Caldera, produce un aumento transitorio en la presión de domo, junto con un aumento del volumen específico de la mezcla agua – vapor en las paredes de agua y el Domo, lo que provoca un aumento transitorio de nivel. A este fenómeno los Americanos lo denominan shrink. En forma similar, un aumento grande de la carga de la Caldera, produce una disminución transitoria en la presión del domo, junto con una disminución de volumen específico de la mezcla, provocando una disminución transitoria del nivel del Domo. Este fenómeno se denomina swell. Evidentemente, este transitorio induce a un lazo de control de nivel de Domo a


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actuar en dirección inversa al que debiera, para corregir la variación de carga originante del problema. Como resumen, en la instalación de una medición de nivel de domo, se deberá cuidar los siguientes puntos en la calibración del instrumento y su instalación:

1. – El valor de densidad del agua en la columna de referencia, a utilizar en los cálculos para la calibración, deberá ser lo más aproximada posible a la correspondiente a la temperatura real del agua en la columna, en la instalación actual.

2. – Para la presión estática del Domo, se deberá hacer la misma consideración. Si la Caldera trabaja a presión de Domo variable, se deberá implementar la corrección de la señal de nivel por presión.

3. – Para minimizar al máximo los errores debidos al punto uno, hacer las conexiones desde el domo hasta el instrumento, lo más cortas posibles.

4. – Eliminar toda burbuja de aire o gases de la línea de conexión del instrumento, mediante un cuidadoso llenado previo con agua, y su purgado.

5. – Respetar rigurosamente la localización de las tomas de señal, previstas por el fabricante. El no cumplimiento de esto puede causar grandes errores de medición debidos a los efectos de succión y presiones dinámicas, creadas por los patrones de corrientes presentes en gran parte del Domo.

6. – Estudiar cuidadosamente el recorrido de la cañería desde la toma de señal hasta el instrumento. Las líneas de referencia (baja) y de alta deberá estar lo más cerca posible, preferentemente en contacto, en la mayor parte de su recorrido, a fin de asegurar que la temperatura del agua en ambas piernas sea la misma.

En principio, los objetivos del control de agua de alimentación, enunciados en la introducción, se pueden cumplimentar con un simple lazo de control de nivel, tal como se muestra en la figura 6.03. Este es el control denominado de un elemento y se utiliza en calderas pequeñas, de baja presión, y carga relativamente constante. El ruido de la señal del transmisor de nivel, obliga a la utilización de un filtro de constante de tiempo de 1 a 2 segundos. Esto a su vez, resta velocidad de respuesta al lazo de control. El consolador por otra parte no puede tener ganancia demasiado alta, ya que en esta disposición, la única forma de reducir el efecto del fenómeno de falso nivel, es limitando la ganancia del lazo. A consecuencia de ello, las excursiones de nivel de domo ante variaciones grandes de carga, pueden ser grandes. En resumen podemos decir que el control de un elemento tiene las siguientes: Ventajas:


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1. – Bajo costo inicial Desventajas:

1. – No prevé la alinealidad de la relación caudal a nivel de domo, debida a la forma geométrica de este.

2. – No anticipa las variaciones de carga, permitiendo grandes excursiones de nivel.

3. – Presupone constante la presión del agua de alimentación y lineal la respuesta de la válvula con el caudal.

4. – No prevé protección contra el efecto de falso nivel. La forma de mejorar la respuesta del lazo anterior a los cambios de carga es mediante el control denominado de dos elementos. Este consiste en agregar al anterior, un lazo de control anticipatorio por variación de carga. Se toma como señal de variación de carga el caudal total de vapor.

En la figura 6.04 vemos 3 posibilidades de implementación del lazo anticipatorio de caudal de vapor (feedforward). En el caso A la señal de caudal se suma a la salida del controlador de nivel, a través de una función f(x) de linealización de la relación caudal de vapor a caudal de agua. De esta forma, una variación de carga de la Caldera, cambio de caudal de vapor, produce una variación equivalente de caudal de agua, acomodando el sistema para afrontar la nueva situación. El lazo de control de nivel, de menor ganancia y acción proporcional – integral, se encarga de ajustar el nivel al valor de set-point en los estados estacionarios. El esquema B difiere del anterior en que la señal feedforward se aplica a través de un segundo controlador P + I, que permite ajustar la ganancia a las velocidades de cambio de la carga. En el esquema C en cambio, esto se realiza a través de una acción derivativa pura, debido a lo cual, la señal de feedforward es normalmente nula en estado estacionario, siendo controlado el nivel como con un lazo de un elemento. En los transitorios de una variación de carga, aparece la señal anticipatorio del caudal de vapor, provocando el cambio de caudal de agua de alimentación para satisfacer la nueva demanda. En cualquiera de sus alternativas, este esquema permite compensar el efecto de falso nivel y anticipar las variaciones de carga, reduciendo las excursiones de nivel que puedan provocar. El control de dos elementos tiene las siguientes:


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Ventajas: 1. – Corrección del efecto de falso nivel. 2. – Anticipo de las variaciones de carga. 3. – Costo moderado.

Desventajas 1. – No compensa la alinealidad del caudal con la forma geométrica

del Domo. 2. – No compensa variaciones de presión de agua de alimentación. 3. – No compensa por problemas en la válvula de alimentación

La solución para la compensación de perturbaciones en el agua de alimentación es el esquema denominado de tres elementos. En esta disposición, se agrega un lazo de control de caudal de agua de alimentación, que se encarga de compensar dichas perturbaciones, manteniendo constante el caudal de agua, cuando todos los otros factores se mantienen constantes. Este lazo de caudal de agua, recibe su set-point de alguna de las alternativas de dos elementos vistos anteriormente, formando un lazo cascada que mantiene el nivel de domo constante, anticipando variaciones de carga.

Lo anteriormente expresado, está representado en la figura 6.05 A, donde se podrá observar que el controlador de nivel es de acción proporcional solamente. En la figura 6.05 B, se muestra una alternativa en la que la señal de control es la diferencia entre el caudal de vapor y el caudal de agua. Para su implementación, los dos caudalímetros deben ser adecuadamente escalados, y mediante un bias, se centra en la escala el valor correspondiente a la igualdad de los mismos. El lazo de nivel hace las veces de lazo externo de la cascada, fijando el set-point para el de diferencia de caudales. Recibe también el feedforward de la diferencia de caudales, fundamentalmente para eliminar el efecto de falso nivel. El esquema más completo de control de agua de alimentación es este, completado por la corrección de señal de nivel por variaciones de presión de domo, cuando esto fuese necesario. El control de tres elementos tiene las siguientes: Ventajas:

1. – Corrección del efecto de falso nivel.


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2. – Anticipo de las variaciones de carga. 3. – Controla las perturbaciones en la línea de agua de

alimentación. Desventajas

1. – No compensa la alinealidad del caudal con la forma geométrica del Domo.

2. – Es el esquema de más alto costo de implementación. En calderas grandes, se suele agregar un lazo más para eliminar perturbaciones del lazo del agua de alimentación, y facilitar y estabilizar la operación, sobre todo en los arranques, en el pasaje de la etapa de calentamiento a la puesta en carga. Consiste en un lazo de control de presión del colector de agua de alimentación. El actuador utilizado para este control es la velocidad de la bomba de alimentación.

Existen varias formas de implementar este lazo. La variable de control puede ser la presión del colector de agua de alimentación, generalmente utilizado cuando varias calderas son alimentadas desde un mismo colector o juego de bombas. Cuando se trata de una alimentación individual, es más común tomar como variable de control la presión diferencial colector – domo. En ese caso, se utiliza el lazo, transfiriendo su salida a los drives de las bombas de alimentación, para controlar el caudal de agua durante el período de calentamiento, con la válvula en manual, manejada por el operador. (Muchas veces se cuenta con una válvula de tamaño reducido para este fin, en paralelo con la principal). En operación normal, se puede controlar el caudal del agua con la velocidad de la bomba y la presión con la válvula de alimentación, como se indica en la figura 6.06, o cruzado, caudal con válvula y presión con velocidad de bomba. Cuando la marcha en régimen estacionario es muy estable, lo aconsejable es abrir totalmente la válvula y controlar el caudal por velocidad de bomba.

7. – CONTROL DE LA COMBUSTIÓN


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El control del Agua de Alimentación de una Caldera, es el control del balance de masas de la misma. El balance entre la masa de Agua que entra en la Caldera y la masa de vapor que sale de ella. El control de la Combustión a su vez, es el control del balance de energía de la misma. El balance entre la energía que entrega la Caldera, contenida en el vapor que sale, y la energía que le entrega el combustible. En otras palabras, se debe balancear la demanda energética, requerida por los procesos alimentados por la Caldera, con el suministro energético, el calor proveniente de la combustión. El primer problema entonces es encontrar una variable representativa de la demanda energética, y esta variable es la presión de Domo, o del colector de vapor... La presión de vapor es un excelente índice del balance energético. Su respuesta a las variaciones de demanda es muy similar a una función integral respecto al tiempo. Generalmente se utiliza para su control, un algoritmo P + I, pero si la señal de presión está libre de ruido, bien filtrado, el uso de un controlador P + I + D puede ser muy efectivo. Este controlador se denomina normalmente Boiler Master. En este caso, estamos nuevamente ante la situación de que, si utilizamos controlar solamente mediante la señal de presión la combustión, más teniendo en cuenta la inercia térmica del sistema, debemos esperar un cambio de presión para que el control empiece a actuar, con lo que vamos a experimentar grandes excursiones de presión. Nuevamente es necesario recurrir a una señal anticipatorio, que nuevamente es el caudal de vapor.

Existe un problema dinámico en el lazo de la figura 7.01. Cuando se produce una variación en la combustión por perturbaciones producidas en los quemadores o el combustible, se produce un efecto de realimentación positiva que desestabiliza el lazo de control. Si se produce un cambio en la demanda, si es un aumento de demanda, aumenta el caudal de vapor, y luego comienza a disminuir la presión de domo, el efecto de ambos tiende a aumentar el fuego hasta restablecer la presión y satisfacer la nueva demanda. Lo mismo si es una disminución, se reduce el caudal y luego comienza a subir la presión y el control mandará a bajar el fuego. La cosa funciona bien.


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Si en cambio, la perturbación viene de la combustión, por ejemplo se reduce el fuego por alguna razón, se reducen la presión del domo y el caudal de vapor. El efecto del feedforward de caudal va a ser reducir aún más el fuego. A consecuencia de ello, depende de cual de los dos, la presión o el caudal tengan mayor peso, se puede llegar a apagar la Caldera. Lo mismo en el caso inverso, de un aumento, aumenta la presión y el caudal, y el efecto de este último será de seguir aumentando el fuego indefinidamente. Este defecto se puede corregir, mediante una señal proporcional a la derivada de la presión, (a la variación de presión), inyectada a la señal de caudal, que en el caso de originarse la perturbación en la demanda, se suma a la misma, reforzando su efecto, mientras que en el caso contrario se resta, anulándolo. (Figura 7.02) El control de presión de Domo o Colector de Vapor es, como su nombre lo indica, el control maestro de la combustión. Los lazos de control de combustión son lazos esclavos del control del balance energético. Deberán cumplir las siguientes funciones:

1. – Mantener el suministro energético (combustibles) de acuerdo a lo que demande el control de balance.

2. – Mantener una relación aire combustible correcta. 3. – Mantener en todo momento las condiciones de seguridad dentro del

hogar. Estas funciones se pueden cumplir, como en el caso del control de agua, con un sistema de uno, dos o tres elementos, según las prestaciones que pidamos al sistema de control, los requerimientos del proceso a controlar, y los condicionamientos económicos que nos limiten. Un sistema de un elemento sería un lazo de control donde el Boiler Master maneje directamente los actuadores de caudal de combustible y de aire.


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Se deberá caracterizar empíricamente los actuadores de combustible y aire para lograr una relación aire / combustible adecuada a través de todo el rango de regulación. Se prevé una estación manual de relación / bias para hacer ajustes finos al lazo. Este control se usa en calderas muy pequeñas del tipo domiciliario. Algo un poco más elaborado de este tipo es el de la figura 7.04

Este es un sistema un poco más elaborado, cuenta con válvula de combustible y damper de VTF con actuadores neumáticos, y se puede ajustar el damper individualmente para mejorar la relación aire / combustible. Se podrá encontrar esquemas de control de este estilo en pequeñas calderas paquete. El control de un elemento tiene las siguientes: Ventajas: 1. – Bajo costo inicial.

2. – Alta sencillez y confiabilidad.


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3. – Posee una respuesta casi instantánea. 4. – El rango de control, (relación máximo a mínimo), es muy grande, solo limitada por la rangeability de los actuadores.

Desventajas 1. – El lazo de presión es la única realimentación.

2. – No prevé compensación por variación del poder calorífico del combustible, obligando a fijar relaciones aire / combustible conservadoras. 3. – No hay compensación por problemas (ej. juegos) mecánicos en las transmisiones y uniones. 4. – Carece de control de emisión. Este esquema se puede mejorar mediante el esquema de control llamado “Full parallel lead-lag metering system”. Aquí son medidos los caudales de aire y de combustible, haciéndose un ajuste fino de su relación, en base al análisis de oxígeno contenido en los gases de chimenea. Este proceso puede ser manual, haciéndose un ORSAT periódico, o automáticamente instalando un analizador de oxígeno en línea. La salida del control de demanda es aplicada en paralelo como valor deseado remoto a los controladores de caudal de aire y de combustible, totalmente independientes entre sí. Este esquema de control, provee a través de todo el rango de operación normal de la caldera, un control preciso, estable y seguro del suministro de energía y la relación aire / combustible. Durante la operación con demanda energética estable, los controladores de caudal de aire y de combustible, ambos del tipo P + I, mantienen su respectivo caudal en los

valores fijados por el controlador de demanda energética. Por otra parte mantendrán entre sí, la relación prefijada de la función f(x), que fue ajustado en los ensayos de puesta en marcha, determinando la relación aire / combustible óptima para cada estado de carga. Si el analizador de oxígeno es continuo en línea, el lazo de control correspondiente, efectúa el ajuste fino de esa relación, en base al exceso de oxígeno


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medido. En esta forma, este esquema compensa las variaciones de demanda, las variaciones de presión y temperatura del combustible, cambios en las condiciones atmosféricas, cambios en el poder calorífico del combustible, etc. Si se produce un aumento grande de demanda energética, la señal de control del master manda aumentar el caudal de aire. Sin embargo, la presencia del selector de baja en la entrada del controlador de combustible, bloquea esa señal proveniente del master, y habilitará el paso de la señal que proviene del caudal de aire. De esa manera, evita un aumento de caudal de combustible brusco, que pueda producir en los quemadores mezcla enriquecida, con posibilidad de combustión incompleta (humo negro en chimenea), y en casos extremos, posibilidad de acumulación de combustible en alguna zona, con riesgo de explosión. Obliga al combustible en el aumento a seguir al aire, manteniendo la relación aire / combustible siempre del lado seguro. En la misma forma, ante una reducción importante en la demanda, el master manda reducir el caudal de combustible, pero la presencia del selector de alta bloquea esa señal al controlador de caudal de aire, habilitando la señal de caudal de combustible. De esta forma obliga al aire a seguir la disminución efectiva de caudal del combustible, manteniendo nuevamente la relación aire / combustible del lado de la mezcla pobre, del lado seguro y sin posibilidad de combustión incompleta o “humeo de la caldera”. Ante una eventual disminución en el caudal de aire durante la marcha estable, este sistema obligará al combustible a seguir la reducción, evitando nuevamente la mezcla rica, el humeo y la posibilidad de acumulación de combustible. En caso de un aumento de caudal de combustible, el aire lo va a seguir, independientemente de la señal del master. Los selectores de alta y baja, se ajustan con una banda muerta como para que las acciones anteriormente descriptas, se presenten solo al superar la perturbación un umbral predeterminado, y no interfieran con el control modulante normal en la marcha estable. Merece un párrafo aparte, el tema de las mediciones de caudal. El caso del aire es el más simple, pues se utiliza normalmente un método de medición por presión diferencial, donde se puede utilizar como elemento primario un tubo pitot promediador, o algún elemento del circuito que produzca una pérdida de carga, un filtro, un intercambiador de calor o un codo del ducto. Antiguamente se podía utilizar un tubo venturi adaptado al ducto. El caso del combustible depende del tipo empleado. En la figura 7.05 estamos indicando un sistema de presión diferencial, lo que presupone que se trata de gas, ya que este combustible se mide habitualmente con placa orificio. La medición de fuel-oil es más compleja. Se puede utilizar una turbina para servicio pesado, ya que es habitual la presencia de arena en suspensión en el líquido. La mejor solución es el caudalímetro másico Coriolis, de óptima confiabilidad y exactitud, aunque nada económica. Actualmente se puede optar por un sistema económico de presión diferencial, utilizando una cuña como elemento primario. En el caso de combustible sólido, lo habitual es utilizar como medición de caudal, la velocidad del alimentador. El esquema de control de la figura 7.05, permite obtener una buena relación aire / combustible en todo el rango de operación de la caldera, aún con ajuste manual del exceso de oxígeno, basado en ensayos de ORSAT periódicos. Sin embargo, esto es solo cierto si el poder calorífico del combustible es aceptablemente constante. En caso contrario, es necesaria la medición en línea del exceso de oxígeno en los gases de combustión, y la corrección continua de la relación, en función de esta. La corrección automática en base a la medición en línea del oxígeno, debe estar limitada a un rango estrecho seguro, dado los problemas de confiabilidad que esta medición en general tiene. Cuando la caldera quema más de un combustible simultáneamente, la relación aire


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/ combustible debe ser fijada inevitablemente mediante ajuste automático por analizador en línea, debido a la imposibilidad de fijar una función f(x) de relación que contemple la amplia gama de combinaciones de proporción entre ambas, posibles. Hay varios tipos de analizadores de oxígeno en línea en el mercado, basados en distintos principios de medición, electroquímicos, paramagnéticos (aprovechan las propiedades paramagnéticas del oxígeno), celdas de dióxido de zirconio, etc. Pero podemos hacer una clasificación en 2 tipos fundamentales, los que extraen una muestra constante de gas de combustión de la chimenea, enfrían, limpian y lavan esa muestra, para luego hacerlo pasar por la celda de análisis, y los que efectúan la medición directa, en las condiciones de proceso, localizando la celda de detección en la chimenea. En el primer caso, debemos enfrentar 2 dificultades básicas. La primera es la constante de tiempo de la medición, debido a la toma de muestra y su procesamiento, del orden de varios minutos, que representa un retardo significativo en el lazo de control. La segunda es la falta de confiabilidad debida a los problemas de taponamiento de las tomas y líneas de muestra. Esta última depende mucho de las características del combustible, de la formación y presencia en los gases de combustión de cenizas y hollín. En el segundo tipo, la celda debe soportar las condiciones ambientales dentro de la chimenea, temperatura, vapor de agua, gases corrosivos, etc. El único principio de medición capaz de ser instalado en línea dentro de la chimenea, es la celda de dióxido de zirconio. La mejor solución de un problema de control, surge de la posibilidad de poder medir la variable en cuestión. En los casos en que una curva f(x) predeterminada de relación aire / combustible, no da una solución satisfactoria al problema del control de la combustión, es imprescindible medir el O2 en forma continua en línea, y efectuar el ajuste de la relación en forma automática. El ajuste del exceso de aire para ello, debe hacerse modificando la señal de caudal de aire que llega al controlador, tal como se hace con el generador de función f(x), pues de hacerse sobre la señal de set-point remoto proveniente del master, se perturbaría el funcionamiento de la comparación que efectúan los selectores de alta y baja, no pudiendo asegurar en todos los casos la mezcla pobre en los transitorios.


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La relación aire / combustible en una caldera no es constante para todos los estados de carga, tal como se explicó en el capítulo referente a la combustión. El exceso de oxígeno debe aumentar cuando se reduce la carga, pues a caudales reducidos, empeora la mezcla de las partículas de combustible con las moléculas de aire en el quemador. Por lo que la señal deberá afectarse por el estado de carga de la Caldera. Un esquema de control de exceso de oxígeno puede ser el de la figura 7.06.


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La eficiencia de la combustión aumenta con la reducción del porcentaje oxígeno en los gases de combustión, o sea, el exceso de aire. Sin embargo, lo anterior es cierto hasta alcanzar el punto donde comienza a producirse la combustión incompleta. A partir de allí la eficiencia de la combustión se reduce vertiginosamente con la reducción de exceso de aire.

Una forma de evitar incursionar en la zona de combustión incompleta, es limitar la señal de control de corrección del exceso de oxígeno, por encima de un valor mínimo conservativo que asegure que el sistema nunca llegue a la zona de combustión incompleta. Esto encierra admitir una cierta ineficiencia. La otra solución sería medir los combustibles no quemados, presentes en los gases de combustión, y llevar mediante un doble lazo de corrección a trabajar al sistema en la zona rayada del gráfico de la figura 7.08.


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Esto se puede hacer mediante un analizador de porcentaje de CO en chimenea, o utilizando la posibilidad que ofrecen algunos analizadores del tipo de celda de dióxido de zirconio, de medir en la zona de bajo porcentaje de O2, también el porcentaje de combustibles no quemados. De esta forma, mantenemos la combustión en forma dinámica dentro de la zona de óptima eficiencia, sin sacrificar ninguna posibilidad. De más está decir, que las señales de corrección deberán estar, como ya lo dijimos antes, limitados en cada caso, a una zona razonable y aceptable, dada la posibilidad de falla de este tipo de instrumentos, y el peligro que pueden representar cierto tipo de fallas para la seguridad de la caldera. Por otra parte, y siempre por la misma razón, los analizadores en general requerirán un cuidado especial por parte de mantenimiento, rutinas de control y verificación de calibración para poder asegurar su buen funcionamiento, limpieza de periódica de toma-muestras, celdas, etc., aunque en la actualidad hay en el mercado analizadores con circuito electrónico digital, con rutinas de autodiagnóstico, y auto-calibración periódica de las celdas de medición. En el caso del lazo de corrección de CO, debe tenerse especial cuidado, ya que puede conducir a acciones correctivas incorrectas. En el caso de una falla en un quemador, el porcentaje de CO va a aumentar por mal quemado, pero el aumentar el porcentaje de exceso de aire no va a solucionar el problema, y sí aumentará la ineficiencia global de la combustión.

Por este motivo, el operador tiene una función importante, vigilando el proceso, e interpretando las señales para determinar la real causa de los sucesos, y corrigiendo las causas que pueden distorsionar la acción del control. Cuando se requiere quemar más de un combustible al mismo tiempo, toda suma,


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resta, u otro tipo de cálculo que se haga con estos, se deberá realizar en base energética en kcal. Esto se puede hacer conociendo el poder calorífico de cada uno de los combustibles, a fin de realizar las correcciones correctas a los respectivos caudales. La figura 7.10 representa un esquema sencillo y económico para el control de una caldera quemando 2 combustibles. Esta disposición puede utilizarse en todos los casos, con todas las combinaciones posibles de quemado de los dos combustibles:

1. – Ambos combustibles en automático 2. – Uno cualquiera de los combustibles en manual y el otro en

automático 3. – Ambos combustibles en manual

Para el ajuste dinámico de los lazos de control, se deberá tener en cuenta que los parámetros en el caso de quemar un solo combustible en automático, son muy diferentes que en el caso de tener ambos en automático. Un caso común, sobre todo en las calderas industriales, es cuando una caldera quema 2 combustibles, uno de los cuales es preferencial, es decir, que mientras ese combustible está disponible cualquier aumento de demanda se trata de satisfacer por medio de la misma.

Es cuando ese combustible preferencial es un subproducto o residuo de un proceso industrial, y su costo para esa industria es sensiblemente menor que el de un combustible convencional. Otro caso similar, pudo ser en un pasado no lejano, el caso de las calderas a gas,


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en invierno, cuando por disposición de Gas del Estado los consumidores industriales debían limitar su consumo, debiendo quemar gas y fuel-oil conjuntamente. Es común también en esos casos, de hecho en el segundo mencionado es así, que la disponibilidad del combustible preferencial está limitado a un máximo. Entonces el criterio de operación debe ser:

• Mientras no se alcanzó el límite establecido para el combustible preferencial, todo aumento de demanda se cubre con el mismo.

• Alcanzado ese límite, el combustible preferencial permanece fijo, y cualquier aumento de demanda posterior se cubre con el segundo combustible.

En este sistema, representado en la figura 7.11, la señal de demanda se transmite al controlador del combustible primario, hasta que se alcance el valor límite, fijado mediante el selector de baja. En esta zona el combustible secundario solo quema un consumo mínimo para mantener encendido un quemador. A partir del punto en que se alcanzó el límite, un sumador calcula la diferencia entre demanda y el caudal del combustible primario, y la diferencia se aplica al set-point del consolador secundario. Muchos combustibles de los que denominamos primarios, particularmente los que son subproductos o residuos de procesos industriales, son muy difíciles de medir (su caudal), o su poder calorífico es tan variable, que su medición se torna irrelevante para el control del suministro energético.

En los lazos de control de combustión, el parámetro más importante es el gradiente de suministro de energía. Si bien lo que se mide es el caudal, este se transforma en energía calorífica multiplicando el caudal por el poder calorífico del combustible. Esto se realiza multiplicando el caudal por un factor, mientras dicho poder calorífico


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sea aceptablemente constante. En caso contrario, se debería implementar una medición y


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compensación continua en línea del poder calorífico, siempre y cuando esto sea posible. Esto último raras veces se puede justificar económicamente. En algunos combustibles gaseosos, existe una relación bastante buena entre la densidad y el poder calorífico. En ese caso, la compensación por densidad puede dar buenos resultados. En la figura 7.12 damos un ejemplo real de una instalación para el control de una caldera quemando carbón pulverizado.

8. – INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DE LOS PROCESOS AUXILIARES En los capítulos 6 y 7 hemos visto los 2 controles más importantes de la caldera. De esos 2 lazos de control depende el correcto funcionamiento y la eficiencia de la misma, y la calidad del vapor entregado. Alrededor de estos controles principales, hay una cantidad de lazos de control, de procesos auxiliares cuya función es en gran manera facilitar la tarea de las anteriores, estabilizando variables que luego permiten reducir las perturbaciones que afecten las mismas. Además están los controles de los Sobrecalentadores, que hacen a la calidad del producto final, el vapor sobrecalentado. Estos lazos auxiliares son:

– Sobrecalentado del Vapor – Recalentado del Vapor – Saturación del Vapor – Desgasificación del Agua de Alimentación – Precalentado del Agua de Alimentación – Calentamiento del Combustible – Atomización del Combustible – Presión de Hogar

8.1. – Sobrecalentador del Vapor

Hemos visto que el vapor saturado que sale del Domo, se hace pasar por serpentinas intercambiadores de calor para sobrecalentarlo a presión constante, a la temperatura requerida por la turbina. El correcto y eficiente funcionamiento de la turbina, requiere recibir el vapor en condiciones constantes de presión y temperatura. Por otra parte, en calderas grandes, que operan a altas temperaturas, la necesidad de controlar la temperatura se acrecienta por el peligro de superar las temperaturas máximas soportadas por los metales. El Sobrecalentador debe ser controlado para mantener constante la temperatura final, la temperatura del colector de vapor. El diseño del control del Sobrecalentador se efectúa junto con el diseño del sistema de combustión de la Caldera. De los dispositivos mencionados como posibles elementos de control de temperatura, lo usual es contar con un atemperador, preferentemente intermedio entre 2 etapas de sobrecalentado, más uno de los otros 3 mencionados previamente, que hacen de ajuste grueso. De esos tres, el sistema más eficiente es el control de la altura de llama, siempre y cuando sea aplicable. Es de fácil implementación en el caso de calderas con quemadores tangenciales, de inclinación regulable, donde incluso puede ser utilizado como único control de temperatura de vapor sobrecalentado, sin necesidad de recurrir a la atemperación, en caso de variaciones de carga lentas o de pequeña magnitud. En el caso de calderas con pared frontal de quemadores, esto es más complicado,


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pues la única forma de modificar la altura del fuego es cambiando pisos de quemadores, esto implica apagar unos y prender otros, cosa muy difícil de hacer en forma continua y automática. Por otra parte significa tener quemadores apagados de reserva, es decir que solo es factible con la caldera en carga parcial y como un ajuste grueso de la cantidad de gases calientes que llegan a los sobrecalentadores, y siempre va a requerir el ajuste fino de un atemperador. Lo mismo en el caso de la recirculación de gases de combustión o el by-pass de los gases, de parte de los paneles del sobrecalentador, se pueden usar como un ajuste grueso, generalmente controlado en forma manual por el operador, efectuando el ajuste fino con un atemperador. En caso de calderas que trabajan con variaciones de carga poco frecuentes, lentas y de magnitud no muy grande, podemos recurrir a un lazo simple de control, ya sea actuando sobre un atemperador o sobre la inclinación de los quemadores (tangenciales), tal como se indica en la figura 8.01. En caso de ser las variaciones de carga mayores o más rápidas, se puede recurrir a un control cascada, entre la temperatura final, salida del sobrecalentador, y la temperatura a la salida del atemperador. El lazo de control de temperatura de salida del atemperador puede ser un lazo P + I + D, de rápida respuesta, siempre teniendo en cuenta que se trata de un lazo de temperatura, o sea que está presente la inercia térmica, y el lazo externo de la cascada, el de la temperatura final, un lazo P + I mucho más lento. Este esquema de control puede mantener un control más estrecho sobre la temperatura final al reaccionar antes a las tendencias de cambio.(figura 8.02)


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La atemperación puede ser directa o indirecta. Indirecta significa el agregado de un intercambiador de calor, que puede ser de tamaño grande, y que requiere mover mayores cantidades de agua, aunque las especificaciones del agua a utilizar son mucho menos exigentes. En la atemperación directa, se inyecta agua directamente en el flujo del vapor. Esta agua debe ser de la misma calidad del agua de alimentación de la caldera. La transferencia de calor del vapor sobrecalentado, al agua de atemperación, se realiza en tres etapas: 1) calentamiento del agua hasta la temperatura de saturación, 2) evaporación del agua, y 3) calentamiento del vapor hasta la temperatura final. Este proceso lleva su tiempo y esto hay que tenerlo en cuenta, cuando se decide la ubicación del sensor de temperatura. Debe estar suficientemente alejado del punto de inyección del agua, como para dar tiempo de completar el proceso, caso contrario se sensa una temperatura errónea y generalmente inestable.

Esto también introduce un retardo en el lazo de control que hay que tener en cuenta cuando se realiza el ajuste. En caso de variaciones de carga más severas, se puede mejorar la respuesta del lazo mediante feedforward de señal de caudal de aire, de vapor o ambas.


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El costo adicional de implementar el feedforward de caudal de aire y vapor en el lazo de control de temperatura de sobrecalentado es mínimo, sobre todo cuando se cuenta con un controlador digital multilazo tipo PLC o DCS, dado que normalmente se cuenta con las señales de caudal respectivas. Por último, si la caldera cuenta con dispositivo para regular la altura del fuego en el hogar, recirculación de gases de combustión, o by-pass de parte de los tubos del sobrecalentador, el esquema de control deberá contemplar el manejo de ambos actuadores. La estrategia deberá contemplar el uso mínimo de agua de atemperación y acomodar a las variaciones de carga el elemento de regulación principal, (alguno de los 3 mencionados en el párrafo anterior), utilizando la atemperación como ajuste fino por su mayor velocidad de respuesta.

8.2. – Recalentador de Vapor En el recalentado de vapor hay que tener en cuenta que no es aconsejable atemperar por medio de la inyección de agua. La evaporación del agua de atemperación requerirá la utilización de combustible adicional en la caldera, y además, significará calor adicional a ser disipado en el condensador. Ambos procesos irreversibles y por lo tanto afectando en forma negativa el rendimiento térmico del conjunto. Por lo tanto es conveniente usar alguno de los otros medios alternativos de control de temperatura. De todos ellos, el único que no interfiere con el control de la temperatura de sobrecalentado es el by-pass de gases a las serpentinas del recalentador. En cuanto a los posibles esquemas de control, es aplicable todo lo visto para el caso del sobrecalentador. Esto también introduce un retardo en el lazo de control que hay que tener en cuenta cuando se realiza el ajuste.

8.3. – Saturación del Vapor En el caso de calderas industriales como hemos dicho, usamos parte del vapor para aplicaciones de calentamiento y secado, en los procesos de la industria. Este vapor se obtiene como extracción desde etapas intermedias de la expansión en la turbina, o como contrapresión de la misma. También hemos dicho que al contrario del vapor utilizado para realizar trabajo mecánico, que cuanto más sobrecalentado mayor eficiencia se obtiene, en el caso del vapor para calentamiento, lo más deseable es usar el vapor lo más cercano a la saturación posible, dado que el calor latente es la parte más importante de la energía calorífica obtenible del vapor. Es habitual entonces, atemperar el vapor utilizado para ese tipo de aplicaciones, a fin de llevarlo a una temperatura ligeramente por encima de la saturación, lo suficiente como para asegurar que no se producirá condensación durante el transporte, y el vapor llegará seco a su destino de uso. En muchos casos, la atemperación se realiza en el lugar de su uso. El esquema de control que se utiliza en este caso, es el de la figura 8.01, y es aplicable todo lo dicho sobre la distancia de ubicación del sensado de temperatura, como del retardo del lazo de control, dicho para el atemperador de sobrecalentado.

8.4. – Control de la Purga Continua Hemos dicho cuando hablamos del Domo, que éste cuenta con una purga ubicada en el centro, en el fondo del mismo, cuya finalidad es eliminar los sólidos que pueden acumularse en el fondo, para poder prevenir posibles arrastres con el vapor, y que éstos vayan a parar a la turbina.


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La forma de operar esta purga, depende de la caldera de la que se trate. En unidades pequeñas, normalmente la válvula está abierta parcialmente, y se regula manualmente un drenaje continuo. Normalmente los operadores de caldera se refieren a la “purga continua”. En tamaños intermedios, donde la significación económica de esa pérdida continua puede ser más importante, se puede regular esta descarga por tiempo, reduciendo de esta forma la pérdida, fundamentalmente de energía ya que el agua se recupera, que la purga implica. En calderas muy grandes, se controla automáticamente la purga, de acuerdo a la necesidad. El indicador de la necesidad de purga es la conductividad del agua de caldera. Se toma una muestra de la misma y se la conduce a una celda de conductividad cuya señal es la variable medida para controlar la apertura de una válvula de control de flujo de la purga continua. Nuevamente, cuando las variaciones de carga son grandes, rápidas, y/o frecuentes, se necesita implementar un feedforward para anticipar las mismas. Esto es más así, puesto que el lazo de control de conductividad no puede ajustarse con ganancia muy alta, tanto por las características de la variable controlada, que tiene constante de tiempo apreciable, como por las perturbaciones que puede ocasionar sobre el control de nivel de Domo. Dado que los sólidos que entran al Domo, es dable pensar que vienen con el agua de alimentación, es lógico tomar el caudal de éste como señal feedforward para el lazo de conductividad.

8.5. – Desgasificación del Agua de Alimentación Al tratar el tema del agua de alimentación de una caldera, hemos hablado sobre la corrosión que produce en la caldera, la presencia de oxígeno disuelto en el mismo. Es entonces esencial para la vida útil de la caldera, eliminar de la misma los gases disueltos en el agua. Fundamentalmente el oxígeno, pero también el CO2, u otros gases corrosivos. Esto se realiza en los desgasificadores, que combinan acción físico – química, aprovechando la disminución de solubilidad de los gases en el agua con la temperatura, y la ley de Henry, que indica que la solubilidad de un gas es proporcional a la presión


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parcial del mismo en la atmósfera circundante, con acción mecánica, permitiendo un contacto estrecho entre el agua y la atmósfera de vapor, haciéndolos circular en contra corriente sobre bandejas metálicas. El Desgasificador es un calentador de contacto directo. El control del dispositivo es simple, tal como se puede ver en la figura 8.06. Se trata de un lazo simple de nivel, con la única particularidad de que tiene una doble actuación, con una válvula regulando el ingreso de agua, desde el tanque de alimentación, y otra regulando el retorno al tanque. Las dos válvulas actúan en sentido opuesto. Un segundo lazo controla el ingreso de vapor, para mantener una presión – temperatura constante, lo más cercana posible a la del vapor saturado.

8.6. – Precalentadores de Agua de Alimentación Hemos dicho que en los ciclos regenerativos, hay varias etapas de precalentamiento del agua de alimentación, una forma de recuperar calor, que de otra manera se transferiría a la atmósfera. Son varias pues para tratar de hacer el intercambio lo más reversible posible, el salto térmico entre vapor de calefacción y agua, debe ser el menor posible. La cantidad de etapas está limitada por la ecuación económica, costo de equipos instalados vs. delta de eficiencia lograble. En grandes calderas de alta presión, sub y supercríticas, es dable esperar hasta siete u ocho etapas de calentamiento. El control de estos calentadores es muy simple, pues el propio proceso, la demanda de calor, regula el flujo de vapor al intercambiador, y el control se remite a la evacuación del condensado. (figura 8.07)

8.7. – Calentamiento del Combustible Hemos visto que los combustibles gaseosos no requieren acondicionamiento alguno, salvo un control de presión, al valor de diseño de los quemadores. Los combustibles sólidos por su parte, su preparación para el quemado es toda una planta aparte, ya sea que se quemen en trozos, sobre quemadores de grilla móvil, ya sea pulverizado, y no vamos a entrar en detalles sobre el tema.


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Los combustibles líquidos livianos, se manejan en forma similar a los combustibles gaseosos, y en cambio el fuel-oil pesado, Nº 6 o Bunker C, requiere ser preparado para poder ser alimentado a los quemadores. La preparación consiste fundamentalmente en llevar su viscosidad al valor de diseño de los quemadores. Esto se realiza por medio de calentamiento, la viscosidad de los aceites pesados es función inversa de la temperatura, y dicho calentamiento se realiza en intercambiadores de calor convencionales. Los calentadores de fuel-oil se controlan normalmente en temperatura, ya que, al contrario de lo visto para el agua de alimentación, donde solo interesa agregar la mayor cantidad de calor posible, en el caso del combustible, ni es bueno que la temperatura sea menor de lo especificado, ya que la viscosidad será mayor que la de diseño de los quemadores, y la mezcla del aire y el fuel-oil no será la adecuada para lograr la combustión completa con el exceso de aire óptimo, ni lo es que la temperatura sea muy superior, ya que los baffles de los quemadores tampoco funcionan en forma óptima cuando la viscosidad es muy baja, lo mismo que las bombas de fuel-oil. Además estaríamos gastando energía en exceso.


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Por todo ello se trata de mantener la temperatura constante. En caso de tener un combustible líquido pesado, de composición muy variable, en cuyo caso la viscosidad no mantiene una relación constante con la temperatura, puede requerirse un viscosímetro en línea midiendo en forma continúa de la que se toma la señal de control. Nuevamente estamos ante un tema aplicable a los combustibles líquidos. En el caso de contar con quemadores con atomización mecánica, el sistema carece de control, solo hay que asegurar que a los quemadores, el combustible llegue con la presión adecuada. Esto normalmente se realiza mediante un lazo de control que actúa sobre una válvula que recircula el exceso de combustible bombeado, a la aspiración de la bomba. Esta recirculación está presente siempre con combustibles líquidos, pues durante el arranque, se recircula el combustible a través del sistema de acondicionamiento, hasta alcanzar la temperatura y la viscosidad adecuadas, antes de habilitar los quemadores.


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8.8. – Atomización del Combustible En el caso de contar con quemadores con atomización por vapor, el caso más común en la actualidad, se agrega al anterior, un lazo de control de la presión del vapor de atomización. La presión del vapor de atomización debe estar entre 10 y 15 bar por encima de la presión del combustible, dependiendo del diseño del quemador. Por ende, es habitual usar dicha diferencia de presión como variable de control.

8.9. – Presión del Hogar

El funcionamiento de Sobrecalentadores, Recalentadores, Economizador, y Calentador de Aire, dependen aunque sea en parte, de la circulación de los gases de combustión. Por esta causa, es importante controlar una circulación estable de los mismos. Esta circulación depende de los dos ventiladores, el ventilador de tiro forzado y el ventilador de tiro inducido. El ventilador de tiro forzado, se controla para regular la combustión y la relación aire combustible. Para regular la presión de hogar, y de esa forma asegurar la circulación de gases estable, se utiliza el ventilador de tiro inducido. Como se puede ver en la figura 8.12, hay una fuerte interacción entre los dos lazos de control. Estamos actuando sobre dos flujos en serie, tratando de regularlos en base a dos variables diferentes, siendo que, cualquier acción sobre una de ellas, afectará directamente a la otra.


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Esto hace que no sea aconsejable el control directo de la Presión de Hogar, mediante un lazo simple directo, como el de la figura 8.13. Esto se agrava por el hecho de ser la señal de presión una señal muy ruidosa, que dificulta la sintonía del mismo. La única ventaja de este esquema es su costo mínimo. En caso de utilizarse este esquema es recomendable utilizar un transmisor de rango amplio, para reducir el ruido sin agregar amortiguación al lazo. Para eliminar los problemas del lazo simple, es conveniente utilizar un feedforward de caudal de aire, como se indica en la figura 8.14. Este esquema permite reducir la ganancia del lazo de presión en forma apreciable, dando mayor énfasis a la acción integral. Con ello se reduce la interacción de los dos lazos, dando estabilidad al sistema, mientras que, como el ventilador de tiro inducido es el encargado de remover el aire del hogar, el feedforward se encarga de reacomodar el control en los transitorios para evitar grandes desvíos de la presión.

Las ventajas de este esquema son:

- Se puede ajustar en forma estable - Desacopla los lazos de control del VTF y el VTI


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8.10. – Soplado de Hollín En las calderas que queman combustibles líquidos pesados, combustibles sólidos, y combustibles no convencionales, productos residuales y subproductos industriales, es común el arrastre de residuos sólidos de la combustión por los gases de combustión. Esos residuos constituyen el hollín. Parte de ese hollín se adhiere a las paredes de los tubos de intercambiadores de calor, paredes de agua, sobrecalentadores, recalentadores, economizador, etc., reduciendo paulatinamente el coeficiente de transmisión de calor, y por ende, la eficiencia térmica. Para evitar esto, se instala en las zonas afectables, lanzas de vapor, caños con picos rociadores motorizados, con guías, que penetran periódicamente rociando las zonas con depósito y efectuando un lavado con vapor a alta presión, para desprender dichos depósitos. Estos dispositivos se denominan sopladores de hollín.


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En la figura 8.16 se muestra un ejemplo típico de puntos de soplado en una Caldera de Recuperación de la Industria Celulósica, que es un caso especialmente afectado por la formación de hollín. El número de lanzas de soplado, puede variar entre 12 y 100, según el tamaño de la caldera, el diseño de los intercambiadores, y las características del combustible utilizado.

Tradicionalmente el soplado se controla a través de un secuenciador. Se establece un ciclo, barriendo en el orden que siguen los gases, es decir, primero los más cercanos al hogar y luego los siguientes en dirección a la chimenea. Esto es lógico puesto que el hollín desprendido de los tubos en un punto, puede adherirse a los siguientes aguas abajo. Una vez completado el ciclo, se reinicia inmediatamente con el primero. En calderas grandes, el significado económico del soplado, puede ser importante, dado el volumen del vapor consumido por el mismo. En esos casos se justifica un control


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más sofisticado, evaluando la real necesidad de soplar cada sección, en base a la pérdida de carga, (presión diferencial), de los gases en esa sección, la pérdida de transferencia de calor en la misma, (comparar el calor entregado por los gases por medio del delta de temperatura y una evaluación del volumen que circula en base a los datos de combustión o de producción, y compararlo con el calor absorbido por el vapor o el agua dentro de los tubos, mediante la diferencia de temperatura y el caudal), las variaciones del diferencial de temperatura entre gases y agua y vapor, y la temperatura de los metales en la zona. Normalmente se analizan varias de estas señales y se toma una decisión en base a varios datos ya que ninguna de ellas es segura y confiable de por sí. Una frecuencia de soplado demasiado alta, eleva el costo del consumo de vapor para tal fin, en demasía, haciéndolo antieconómico. Una frecuencia demasiado baja, reduce la transferencia de calor por ensuciamiento, elevando el consumo de combustible.

El punto óptimo es el mínimo de la curva resultante de la combinación de los dos efectos. Este es el punto que hay que buscar mediante las mediciones anteriores, calculando ambos costos, y buscando el mínimo combinado ilustrado en el gráfico. El control del soplado se realiza en base a este análisis por sectores, calculando el punto óptimo para cada uno de ellos, cada vez. Se fija además un tiempo mínimo y un tiempo máximo entre soplados, no efectuando soplado hasta no superar el mínimo, y soplando en todos los casos alcanzado el máximo.

9. – ENCENDIDO DE UNA CALDERA Una caldera es un equipo de alto riesgo en diferentes etapas de su operación. Hay dos fuentes de riesgo principales a tener en cuenta, la explosión en el hogar, por entrar en combustión una mezcla explosiva de combustible – oxígeno acumulado con anterioridad, o la destrucción de paredes de agua por falta de refrigeración, al quedar la caldera sin la cantidad mínima de agua requerida estando encendida. Esto último puede en casos extremos provocar incendio o sobre-presión y aún explosión de vapor. El primero de los peligros, se da habitualmente ante un procedimiento incorrecto de encendido, o re-encendido, si durante el lapso en que estuvo apagado, se acumuló


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combustible en el hogar por pérdidas en los dispositivos de bloqueo, por no haber sido cerrados correctamente, o por haberse tratado de re-encender luego de un apagón, sin los pasos correctos del procedimiento. También existe la posibilidad de que ocurra esto durante la marcha normal, si se apaga algún quemador, y sigue fluyendo el combustible dentro del hogar. El segundo problema puede darse ante un error operativo de arranque, se enciende el fuego con la caldera sin agua suficiente, o una falla en el suministro de agua de alimentación durante la marcha normal. Para prevenir todas estas contingencias posibles, las calderas actualmente están equipadas con sistemas de seguridad cuya misión es impedir los errores que pueden poner en riesgo los equipos o la seguridad de las personas, o producir el apagado de la caldera y el cierre del combustible, si se produce durante la marcha una situación de las mencionadas con anterioridad. De acuerdo al tamaño de la caldera, del combustible utilizado, y de los criterios operativos de la planta, la implementación del sistema de seguridad puede ser:

1. – Manual: Donde la operatoria del encendido y la supervisión de marcha es responsabilidad exclusiva del operador, y solo es asistido por un mínimo de alarmas y enclavamientos, que le avisan si algo anda mal y puede implicar un riesgo. Este tipo de implementación se utiliza solamente en calderas muy pequeñas y de muy baja presión, hoy en día.

2. – Manual Supervisado: Hay todo un sistema completo de enclavamientos que impide cualquier acción incorrecta en la secuencia del encendido de la caldera, pero la decisión de cada paso es del operador, que da la orden correspondiente mediante un pulsador, un botón, un “enter”, o cualquier elemento que requiere su intervención manual para continuar.

3. – Automático: En este caso la secuencia se realiza paso a paso automáticamente, iniciando la lógica cada paso cuando se cumplieron el paso anterior y los requisitos de seguridad para su iniciación. Esto puede ser completo, o con alguna intervención manual del operador, dependiendo de los criterio anteriormente mencionados, o las posibilidades tecnológicas o el costo de implementación de la operación en forma totalmente automática. (Por ejemplo, el encendido de quemadores de chips de madera o corteza en forma automática).

Los requisitos y los pasos a cumplir en el procedimiento de encendido de una caldera, están normalizados en Estados Unidos, en los folletos Nº 85, de la NFPA, “National Fire Protection Association”, habiendo también normas establecidas por la FM, “Factory Mutual” la Asociación de Compañías de Seguro. El sistema de encendido comprende tres partes.

1. – Sistema de Barrido 2. – Lógica de los Quemadores Piloto 3. – Lógica de los Quemadores Principales

El primero consiste en eliminar toda posible acumulación de mezcla explosiva del hogar, antes de iniciar cualquier intento de encender la caldera. Esto se realiza mediante el barrido, es decir, hacer circular aire, a máximo caudal o cercano, para producir el arrastre de todos los gases que pudieran haberse acumulado. Esto se hace durante un tiempo mínimo igual al necesario para renovar 5 veces el volumen total de aire del sistema. El segundo paso es iniciar el encendido de los quemadores auxiliares, siguiendo pasos establecidos en forma precisa, y verificando en cada uno, que se cumplen las condiciones de seguridad establecidas. El tercero es lo mismo, pero para los quemadores principales.


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Los pasos para el encendido son, dependiendo algunos de ellos del tipo de combustible y el diseño de la caldera y los quemadores, los siguientes:

1. – Hemos dicho que el barrido se realiza con un caudal de aire máximo, o por lo menos, superior al 60%. Una vez cumplido el barrido, se lleva el caudal de aire a un mínimo, de generalmente 30%.

2. – El nivel de Domo debe estar entre los límites normales 3. – La temperatura y la presión de los combustibles de ignición y principal deben

ser los correctos. (Para la presión de combustible hay enclavamiento por baja presión y por alta presión). En caso de combustible líquido, presión correcta de vapor de atomización.

4. – Los equipos principales como VTF, VTI, Calentador de aire, Bomba de Agua, etc., deben verificar que están en marcha, para lo cual, deben contar con detector de velocidad mínima sobre el eje, no señalizar con contacto auxiliar desde el CCM.

5. – Una vez cumplidas las condiciones, se pone en funcionamiento el encendido del ignitor. El combustible utilizado en los quemadores de ignición es normalmente gas o combustible líquido liviano. Para su encendido se utiliza la chispa de una bujía de alta tensión.

6. – La bujía de encendido, se apaga una vez que se detecta llama en el ignitor. 7. – Luego de encendido los pilotos, se puede, cumplidas todas las condiciones ya

mencionadas, abrir el combustible principal a los quemadores elegidos. 8. – Cuando el detector de llama del quemador principal, detecta el encendido de

esta, y transcurrido un tiempo prudencial que permita suponer que esa llama se ha establecido en forma estable, se puede proceder a apagar el correspondiente piloto.

9. – Toda esta secuencia, se debe realizar en un tiempo máximo establecido, a partir de la finalización del barrido, pues en caso contrario, cumplido ese tiempo, si no hay ningún quemador encendido, se debe reiniciar el proceso, volviendo a efectuar el barrido.

El detector de llama utilizado habitualmente para los quemadores piloto, es el detector de ionización. La llama en su zona caliente, ioniza los gases de combustión que se generan, y eso crea una atmósfera de plasma conductora.


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Una varilla con diferencia de potencial respecto a las partes metálicas de la estructura de la caldera, conducirá una corriente a través de dicho plasma, cerrándose a través de dicha estructura. En caso de desaparecer la llama, deja de conducir corriente. Para detectar la llama del quemador principal, se utilizan detectores de luz ultravioleta o infrarrojo. El detector ultravioleta se basa en el principio del detector Geiger-Müller. Los fotones de luz ultravioleta arrancan electrones de un cátodo de tungsteno, que, acelerado por el campo entre el cátodo y el ánodo, choca con moléculas de la atmósfera de helio que llena el tubo, arrancando nuevos electrones, y produciendo una avalancha que establece una corriente ánodo-cátodo. El detector infrarrojo, puede ser similar o de estado sólido, como la celda de Sulfuro de Plomo. En este último caso, siendo este tipo de celda muy dependiente de la temperatura, se lo debe ubicar en una zona protegida, conduciendo la luz hasta ella mediante fibra óptica. Actualmente los detectores infrarrojos detectan el “flicker” o parpadeo de la llama, no respondiendo a la emisión continua, dado que a la temperatura del hogar, puede haber emisión continua infrarroja de partes metálicas de la estructura, refractarios, etc.,

produciendo una falsa detección. En el caso de fallar un intento de encendido del primer quemador, o uno de los primeros, según el tamaño de la caldera, la disposición de los quemadores y el criterio de diseño, hay que re-iniciar el proceso de encendido, volviendo a barrer el Hogar. La figura 9.01 indica los sensores con que debe contar una Caldera de un solo quemador de gas o de combustible líquido pesado, para implementar el sistema de encendido. En la figura 9.02 podemos ver una lógica de encendido típica (NFPA 8501).


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En el caso de quemadores múltiples, el esquema típico para quemadores piloto de combustible líquido liviano es el de la figura 9.03.

En el caso de utilizar Gas como combustible para los quemadores piloto, el esquema es el que se muestra en la figura 9.04.

Es dable observar que para el caso de Gas, las normas recomiendan utilizar doble válvula de bloqueo, para evitar toda posibilidad de pérdidas que entren al hogar, con un venteo intermedio, para que en caso de pérdidas de la primera válvula, estas se ventean y la segunda no puede perder por carecer de presión diferencial. El esquema de la figura 9.05 muestra la instrumentación de campo para el sistema de seguridad de una Caldera con quemadores múltiples de Fuel-oil.


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La variante para el caso de Gas se muestra en la figura 9.06.

Como ejemplo, mostramos también el caso de una Caldera alimentada con Carbón pulverizado. Se puede ver en la figura 9.07, y en él se indica también la secuencia de arranque, con los elementos de seguridad para prevenir accidentes. Es evidente que el orden de peligrosidad de los combustibles es el Gas en primer término, el más peligroso de todos, luego los líquidos, siendo el carbón el menos peligroso.


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En el Caso de Calderas grandes, y sobre todo con combustibles líquidos o sólidos, es conveniente agregar a los elementos indicados en estos diagramas, un switch de caudal mínimo de combustible para cada piloto individual, para asegurar que el piloto genera la energía térmica suficiente para un encendido seguro del combustible principal. Este caudal mínimo debe incorporarse a los requisitos para habilitar el combustible principal. En el caso de grandes calderas, se encomienda al sistema de supervisión del encendido, supervisar también, una vez normalizado el fuego en el Hogar, la secuencia de puesta en automático de los lazos de control, para obligar al operador a hacerlo en el orden correcto. La lógica no permite pasar a automático un controlador, si los controladores de mayor prioridad en la secuencia, no lo están ya. Una secuencia típica de prioridad para pasar a automático la Caldera es:

1. – Control del VTI 2. – Control del VTF 3. – Control del O2 4. – Control del Combustible 5. – Control de Temperatura del Vapor 6. – Boiler Master 7. – Master de Usina

10. – SEGURIDAD DE LLAMA

En realidad el tema de la seguridad de llama está íntimamente vinculado con el tema de la secuencia de encendido, y no es fácil separar ambos. Muchos elementos de los vistos en las distintas figuras del capítulo anterior son comunes a ambos sistemas, y también lo es el circuito lógico que analiza las señales y toma las decisiones. Se quiso separar el proceso operativo del encendido de la Caldera, del


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seguimiento de la marcha normal, dado que el primero es el que exige del operador la máxima atención y concentración en los pasos sucesivos de su ejecución, pues aún en las Calderas más automatizadas, gran parte de la responsabilidad en el arranque cae sobre él. En la marcha normal, en cambio, la mayoría de las Calderas modernas, medianas y grandes, requieren mucho menos atención, y las contingencias todas tienen su alarma o su interlock en los casos extremos. En el caso del sistema de seguridad, también se cumple que la sofisticación del sistema depende del tamaño de la Caldera y de la presión y temperatura a la que trabaja. En pequeñas calderas de baja presión, como son las calderas “paquete”, aún se puede ver sistemas de control y seguridad como el de la figura 10.01. Aquí un flotante que mide el nivel de domo, con un juego de contactos realiza el control de la bomba de alimentación, en forma on-off, emite una alarma de bajo nivel, y produce en una segunda instancia el bloqueo de combustible, en caso de falta de agua.

El objetivo principal del Sistema de Seguridad de Llama es evitar una explosión en el Hogar. El segundo riesgo potencial que debe prevenirse, como ya dijimos antes, es la destrucción de las paredes de agua, con posibilidad de explosión de vapor, por mantener el fuego sin contar en los tubos con suficiente agua para su refrigeración. La explosión en el Hogar se produce por una rápida expansión de los gases producidos por la ignición instantánea de un volumen muy grande de mezcla de combustible con aire. Luego, la forma de evitar su ocurrencia es limitando en todo momento la cantidad de mezcla inflamable que pueda acumularse en el Hogar. Las dos formas de evitar esta acumulación son:

1. – Antes del encendido, mediante el barrido como ya hemos visto. 2. – Durante la marcha de la caldera, produciendo la ignición de toda mezcla aire -

combustible en el momento mismo que ingresa al hogar, no permitiendo su acumulación.

Los factores que determinan la magnitud de la explosión que puede producir una acumulación determinada de mezcla, se relacionan con el factor de explosión: Masa de Mezcla Cambio de Composición Factor de Explosión = ---------------------------- x ------------------------------------- Volumen del Hogar Tiempo transcurrido Cada Caldera tiene un valor límite para este factor, que si se excede, se puede


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producir una explosión fatal. Si se produce la explosión en condiciones de factor menor que el límite, la explosión será no – destructiva. La posibilidad de acumulación se produce en marcha normal, cuando por algún motivo se apaga un quemador. Si en esas condiciones no se interrumpe el flujo de combustible, se puede producir una acumulación localizada, que en un momento dado se pondrá en contacto con la llama de otro quemador, produciendo la explosión. De aquí el rol importante de los detectores de llama, y la importancia de contar con detectores confiables. En marcha normal, la forma de detectar llama en la caldera depende del diseño de esta. En las calderas con pared frontal de quemadores, cada quemador cuenta con su detector propio, y este debe detectar exclusivamente la llama de ese quemador. Es responsabilidad del diseño lograr que cada detector “vea” solo la llama de su quemador y no de los quemadores vecinos. Esto funciona igual que lo visto para el caso del proceso de encendido. En las calderas con quemadores tangenciales, la situación es la misma durante el proceso de encendido y durante el calentamiento con bajo fuego, donde los quemadores tienen cada uno su llama individual, como en el caso anterior. A cargas normales se forma la “bola de fuego” en el centro del hogar como hemos visto, luego esa es la llama que ven todos los detectores. En esas condiciones, se ponen en paralelo todos los detectores de llama, actuando por votación. (Si algunos ven llama y otros no, el sistema de seguridad decide por la mayoría).

Una lógica típica que contempla todo lo dicho, recomendada por la NFPA como seguridad de calderas, es la que se muestra en la figura 10.03 Un párrafo aparte merece la implementación física de la lógica de un Sistema de Seguridad. Tradicionalmente estos sistemas fueron implementados mediante relay electromecánicos, con los problemas típicos de durabilidad de los elementos mecánicos con partes móviles. Luego comenzó a usarse lógica de estado sólido. Este era más confiable, pero seguía teniendo la dificultad de realizar modificaciones cuando la modificación del proceso, o la experiencia de campo, lo exigían. La solución surgió con los Controladores Lógicos Programables, (PLC), que permiten configurar una lógica compleja fácilmente, tienen una confiabilidad desconocida


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hasta su aparición, y se puede realizar cualquier modificación del proyecto original en forma fácil y económica.


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Con ello surgió una nueva era en los Sistemas de Seguridad. En la actualidad hay sistemas sumamente elaborados, con un Hardware especialmente diseñado para la función, que permiten reducir la probabilidad de un bloqueo de caldera por falla del sistema, al mínimo. A pesar del avance de la confiabilidad de la electrónica digital, y de la implementación de autodiagnóstico muy sofisticado, siempre existe una posibilidad de falla, que puede tener como consecuencia una parada de caldera. Un primer paso para reducir esta posibilidad es la redundancia de procesamiento. Contar con dos procesadores en paralelo, recibiendo toda la información y ejecutando el mismo programa, uno en función activa, enviando las órdenes a los elementos finales de control, y el otro pasivo. Cuando el autodiagnóstico detecta una falla en el procesador activo, lo pasa automáticamente a pasivo, activando el back-up, y emitiendo a su vez una alarma para avisar al operador de la situación. Esto reduce enormemente la probabilidad de falla del sistema por falla de procesamiento. Sin embargo, la ya larga experiencia con estos equipos ha demostrado que alrededor del 80% de las fallas se produce con los circuitos de entrada – salida, y los sensores de campo, no con los procesadores en sí. En el caso de los circuitos de entrada – salida, se puede recurrir a la misma solución anterior, la redundancia. Esto implica duplicar aquellos que pueden producir un corte de servicio, y organizar a su vez toda una lógica de conmutación, que elimine del circuito activo aquellos que acusen falla y transfiera en ese caso la función al back-up. En el caso de elementos de campo el problema es más complejo. Si bien se puede también implementar la redundancia de los mismos, en muchos casos se trata de sensores con un simple contacto, que carecen de la posibilidad de un diagnóstico, en otros son instrumentos de medición continua, donde una de las fallas puede ser un corrimiento de calibración no detectable por diagnóstico. Para que un sistema de protección contra fallas pueda prevenir este tipo de inconvenientes, se ideó el sistema de triple redundancia, en el cual, además de contar con una instancia más en la cadena de redundancias y de esa forma aumentar más el tiempo medio entre fallas, este tipo de problemas no detectables por diagnóstico, se resuelven por votación 2 de 3, alarmando a su vez por la discrepancia.

De esta forma surgieron toda una línea de productos especialmente diseñados para sistemas de seguridad, implementados con redundancia triple en procesador, circuitos de entrada – salida, y la posibilidad de conectar a través de los mismos, 3 sensores o 3 actuadores, que ofrecen una seguridad muy grande contra fallas. El correcto estudio de la lógica de Seguridad de la Caldera, protege a la misma de


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contingencias de riesgo. La correcta selección del equipo de seguridad a utilizar, protege a la Caldera de la posibilidad de un bloqueo por falla del equipo de seguridad o una falsa señal, o la posibilidad de que el Sistema de Seguridad no actúe ante una contingencia por falla de alguno de sus componentes. Generalmente cuando se produce un bloqueo de caldera, se activan todas las alarmas y enclavamientos de la misma, pues al salir de servicio la caldera, todas las variables entran en estado de falla. Para el personal de operación es importante saber que es lo que causó el problema. Para ese fin es importante que el sistema de seguridad tenga implementado un sistema de detección de primera falla. En esa forma, recurriendo al mismo, se puede llegar al origen del problema.

11. – CONTROL DE CALDERAS MÚLTIPLES Se puede presentar el caso de que dos o más calderas alimenten un colector común desde el cual se envía el vapor a los diferentes consumos. Es un caso muy común en instalaciones industriales, donde hay calderas que queman subproductos o residuos de procesos, y otros quemando combustibles convencionales. También es habitual que la eficiencia de estas calderas no sea igual, y que los costos de los distintos combustibles sean diferentes. En el caso de instalaciones industriales quemando residuos, puede haber también limitaciones de disponibilidad, o necesidad de quemar todo el que se genera. El control de combustión para cada una de estas calderas, deberá ser implementada a partir de la presión única de este colector, que deberá ser el Master general para todos los controles de combustión. En este caso se habla de Plant Master. La figura 11.01 muestra la forma más simple de encarar el tema.

En este caso el operador manualmente reparte la carga entre las distintas calderas mediante las estaciones de Bias. En la figura 11.02 se puede observar un lazo de control del balance energético con compensación dinámica para una instalación con múltiples calderas alimentando un colector común. Esta posibilidad de distribución de cargas puede ser tanto una ventaja como un engorro.


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Las ventajas de tener varias calderas son, entre otros, de confiabilidad, al tener la carga distribuida entre varias unidades, la falla de una provoca un problema parcial, no general, como en el caso de tener todo el sistema alimentado desde una sola caldera. Otra ventaja es la de poder utilizar algunas de las calderas, las más eficientes, como “calderas de base”, es decir, hacerlas trabajar en el punto de su máxima eficiencia, utilizando otras, de respuesta más rápida, para absorberlas variaciones de carga, y de esta forma maximizar la eficiencia general. Sin embargo, esta mayor flexibilidad de operación crea también sus dificultades. Determinar la distribución de carga óptima para un sistema de 5 calderas, es mucho más difícil que para 2. Por otra parte, el sistema de control de calderas múltiples, debe estar capacitado para responder igualmente bien, si están en servicio todas las calderas, o si algunas están paradas. Estos son problemas difíciles de resolver, pero deberán resolverse si se quiere sacar ventaja de la instalación de calderas múltiples.

Con respecto al esquema de la figura 11.02, cualquier sistema de control con múltiples salidas para controlar una misma variable, debe cumplir los siguientes requisitos:

1. – Permitir al operador distribuir las cargas 2. – Prevenir que el operador pueda mandar el control fuera de límite. 3. – Controlar en forma uniforme, independientemente de la cantidad de calderas

del total en servicio. El sistema de control del esquema responde a estas exigencias.


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El control de demanda total reparte la carga de acuerdo a lo prefijado por el operador, mediante el ajuste de los ratio, (ajuste del porcentaje de la carga total que corresponde a cada caldera). Si el operador cambia la relación, por lo tanto la distribución, el caudal total de combustible cambiará, causando que el controlador reajuste el conjunto para volver el sistema a su equilibrio anterior. Como la respuesta de los lazos de caudal es rápido, el sistema se reacomodará en menos de 5 segundos. Otra alternativa es que la demanda creciente lleve a alguna de las válvulas de combustible a su límite. En este caso, el control llevará a las demás al punto de satisfacer la demanda total, independientemente de los porcentajes fijados por el operador. La ganancia del lazo depende de los controladores en servicio, luego, el ajuste del lazo de demanda total debe hacerse con todas las calderas en servicio y en automático, y al salir de servicio alguna, la ganancia disminuirá, asegurando que el sistema siempre esté estable. El bias en cada estación individual permite ajustar los límites entre los que funcione cada lazo en particular. Una caldera de eficiencia elevada a carga normal, puede ser menos eficiente que otras a carga baja. La operación óptima de un conjunto de calderas, debe contemplar la posibilidad de transferir en cada punto de funcionamiento, todo aumento de carga al a caldera más eficiente, hasta que este llegue a su límite de operación. Lo mismo cada reducción de carga debe ser efectuada sobre la caldera menos eficiente, hasta alcanzar el límite. Además hay decisiones que tomar en determinadas situaciones, sobre la alternativa de si conviene reducir en una situación dada la carga de una caldera, o pararla y distribuir su carga entre las otras. Estos son problemas de optimización, que requieren calcular la eficiencia de cada caldera en cada instante y realizar tomas de decisión complejas que vamos a analizar en el último capítulo de este curso.

12. – CALDERAS INDUSTRIALES ESPECIALES Hay industrias que utilizan grandes cantidades de vapor, en procesos de calentamiento y de secado. Cuando el tamaño de la caldera lo justifica, la producción de vapor es alta, es económicamente rentable producir el vapor a alta presión, por la mayor eficiencia térmica lograble, y luego reducir la presión en una turbina, aprovechando esa energía para generación eléctrica, hasta el valor de uso en los procesos industriales. Hemos dicho ya reiteradamente que en muchos casos, este proceso de generación de vapor es aprovechado para quemar subproductos o productos residuales de los procesos. Esto trae sus problemas de control, ya que, estos subproductos en la mayoría de los casos son mucho más difíciles de manejar que los combustibles convencionales, y además suelen traer restricciones adicionales como limitación de disponibilidad o necesidad de quemar el total generado. Estos combustibles residuales son principalmente sólidos, líquidos o gaseosos, y según sean es la forma de tratar la operación de la caldera y su control.

12.1. – Combustibles Sólidos Hay una serie de industrias que generan residuos sólidos pasibles de ser quemados en una caldera, como pueden ser algunas industrias alimenticias, o la industria del papel. También algunas industrias petroleras o petroquímicas generan coque, que luego queman en una caldera u horno, pero este puede ser considerado como una variedad de


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carbón, y ser tratado como tal, aplicando lo visto anteriormente para el caso. Los combustibles más habituales que podemos considerar en esta categoría son el bagazo, de la Industria Azucarera, corteza, chips de madera o aserrín de la Industria Papelera o Maderera, cáscara de arroz, paja de trigo, etc. El tratamiento de este tipo de combustible es similar al de un combustible sólido, y desde el punto de vista del control, podemos utilizar un esquema de “Parallel Metering” con algunas particularidades especiales a tener en cuenta. Por una parte, la medición precisa de este combustible es imposible. Normalmente se utiliza medición inferencial, generalmente la velocidad de una cinta transportadora de alimentación. Esta medición es muy imprecisa, dado que presupone una carga siempre uniforme sobre la misma, lo cual dista mucho de ser real. Se puede mejorar la medición de caudal, midiéndolo con una balanza continua para cinta transportadora, pero así y todo, habrá una incertidumbre grande sobre el flujo de poder calorífico, ya que esta va a ser en general muy variable. El otro tema se refiere al control del combustible suplementario que necesariamente va a requerir una caldera de este tipo, para el proceso de arranque y calentamiento, luego de una parada, o para complementar al combustible base en marcha normal, cuando hace falta. El exceso de oxígeno requerido por la combustión de cualquiera de estos combustibles no convencionales, es mucho mayor que el requerido por el combustible suplementario convencional. Esto hace que sea conveniente operar los dos en forma totalmente independiente y medir y controlar los caudales de aire primario de uno y otro combustible en forma independiente.

En la figura 12.01 vemos una disposición típica de una caldera que quema un combustible sólido del tipo mencionado, (bagazo, corteza, aserrín, chips, paja, etc.), y un combustible secundario que puede ser gas o fuel-oil. El aire primario para el combustible secundario se mide en forma independiente y con esa medición se regula la relación aire – combustible en forma separada para el mismo. A su vez, se mide el aire para el quemador de combustible sólido, (bagazo, corteza, aserrín, chips, paja, etc.), y hay un lazo de control de relación aire – combustible para este. En la figura 12.02 vemos la estrategia de control a utilizar en estos lazos. Este esquema es el más completo, en él manejamos los dos combustibles en forma totalmente


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independiente. El combustible secundario se mantiene con una relación aire combustible teórica, a través de f(x) configurado en base a un poder calorífico promedio. El combustible primario en cambio, dada la variabilidad generalmente grande de su poder calorífico, es importante ajustar su relación aire – combustible a través del analizador de oxígeno, para lograr una eficiencia térmica óptima. No es habitual un esquema de control tan completo, dado que se considera que el combustible primario, al ser un sub-producto o un residuo, es de bajo costo, pero este razonamiento es correcto solamente si se dispone de dicho residuo en exceso a las necesidades la mayor parte del tiempo. En cambio, si habitualmente hay que complementarlo con combustible secundario, hay que calcular que toda pérdida de eficiencia se paga a precio de combustible secundario. Ambos combustibles son manejados en base a la señal de demanda energética, y en caso de sistemas donde las variaciones de carga son lentas e infrecuentes, se puede aplicar el circuito visto para dar prioridad al combustible primario, hasta llegar al límite de disponibilidad. Sin embargo, en el caso de estos combustibles, la reacción del sistema a las variaciones de demanda son generalmente lentas, por lo que en caso de que estas fuesen rápidas y frecuentes, es conveniente lentificar la respuesta del lazo primario, y acelerar la del secundario, para poder seguir las variaciones de carga con el último, y ajustar lentamente el combustible primario para que siga las variaciones promedio de la carga, absorbiendo el mayor porcentaje posible de ese promedio, pero dejando que el combustible secundario se encargue de seguir las variaciones instantáneas de la carga.

12.2. – Combustibles Gaseosos Hay varios ejemplos de utilización de subproductos o residuos gaseosos como combustible en la industria. Desde el punto de vista del criterio para su control a aplicar, podemos dividirlo en dos categorías fundamentales. Los que se pueden medir y los que no es factible su medición. En la primera categoría entra el llamado Gas de Alto Horno de la Industria Siderúrgica. Este se genera en el proceso de fabricación del acero, al quemar carbón en presencia de alto exceso de aire, y es básicamente monóxido de carbono con alto contenido de nitrógeno. Es un combustible difícil de quemar, con bajo poder calorífico, con alto contenido de cenizas, sucio y abrasivo, por una parte, y por otra, complica su control el hecho de participar de un ciclo de procesos encadenados e interdependientes, de los que participan tanto procesos batch como continuos, lo que complica su coordinación. La caldera genera vapor que es utilizado en una turbina que mueve al compresor de aire que inyecta aire al alto horno, donde se produce el gas que quema la caldera. El alto horno es generalmente un proceso batch, mientras la caldera y el conjunto turbina compresor son procesos continuos. Podemos observar una instalación típica en la figura 12.03. La estrategia de control recomendada se muestra en la figura 12.04. Podemos ver una estrategia similar a la vista para dos combustibles, cuando se quiere quemar todo el combustible primario disponible, con algunas variantes. Dado que el gas de Alto Horno es un combustible pobre, es necesario mantener un quemado mínimo de combustible secundario en forma permanente. La demanda energética, menos esta cantidad mínima de combustible secundario, es el set-point del control de gas de alto horno.


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El límite de disponibilidad del gas de alto horno lo detectamos por la presión de la misma. Cuando esta llega al límite mínimo fijado, bloquea a través del selector de mínima en serie con la señal al registro regulador de caudal de gas de alto horno, cualquier aumento de demanda de ese combustible. En esas condiciones, de producirse un aumento de demanda, se producirá una diferencia entre el set-point y el valor medido del controlador de combustible, y la salida del sumador dejará de ser cero. La diferencia se sumará al set-point de combustible secundario.

La relación aire – combustible se fija para la suma de los dos combustibles, y la curva de exceso de aire se configura para el de menor poder calorífico, es decir, el gas de alto horno. Un ejemplo típico del segundo caso, donde el gas residual utilizado como combustible no es medible, es el quemado de monóxido de carbono, producto del cracking catalítico, en la industria petrolera. En el esquema de la figura 12.05 podemos ver la estrategia de control generalmente utilizada. Este esquema nuevamente es el correspondiente al control de dos combustibles. En este caso, el monóxido de carbono del Cracking Catalítico se maneja manualmente, y el combustible secundario por medio de la demanda energética. Cuando hay variaciones frecuentes de carga, y/o el caudal de monóxido no es constante, es aconsejable tomar el caudal de vapor como señal de inferencia del caudal de monóxido. En estos casos comúnmente se van a producir variaciones de presión de vapor, por lo que es aconsejable corregir la señal de caudal por presión. Además, como el caudal de vapor es indicativo del caudal de combustible solamente en los transitorios, se introduce un circuito lead – lag de compensación para conformar la velocidad de la señal a los requerimientos de seguridad para el caso de aumento o disminución, asegurando siempre el exceso mínimo de aire necesario para evitar combustión incompleta. En este caso también podemos hacer control continuo de exceso de oxígeno,


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aunque no es habitual. Su uso depende del factor económico.


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12.3. – Combustibles Líquidos

Un ejemplo muy particular de combustible líquido, subproducto de un proceso


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industrial, es el licor negro de la industria celulósica papelera. Es un ejemplo interesante puesto que desde el punto de vista de su control, como de su sistema de seguridad, presenta aspectos que difieren de los criterios Standard de otros combustibles. El licor negro es el residuo del proceso de cocción de la madera con licor blanco, que es una solución de hidróxido de sodio y sulfuro de sodio, y su composición es fundamentalmente carbonato de sodio y sulfato de sodio con productos orgánicos disueltos como lignina, ácidos grasos vegetales y carbohidratos. La función principal del proceso de recuperación es recuperar la soda cáustica y el sulfuro de sodio, para reciclarlo en el proceso de pulpado, con el doble efecto económico y ambiental, pues de no recuperarse, sería un efluente altamente problemático.

La eliminación de los componentes orgánicos se realiza mediante el quemado de los mismos, y el hacerlo en una caldera, permite generar aproximadamente el 50% de las necesidades de vapor de la fábrica de papel, que no es poca, ya que se puede estimar en unas 1.200 tn a 1.500 tn por cada 100 tn de papel producidos. En el hogar de la caldera de recuperación se producen dos reacciones al mismo tiempo. La oxidación de los compuestos orgánicos del licor negro, en la parte superior del hogar, y la reducción del SO4Na2 a SNa2, en el fondo del mismo. En la figura 3.12 podemos ver una construcción típica de Caldera de Recuperación. Desde el punto de vista de su control de combustión, es una caldera que quema dos combustibles, uno primario, el licor negro, y uno secundario, un combustible convencional que cumple dos funciones, el de calentamiento en el arranque en frío, y el de complementar al combustible primario de acuerdo a la demanda energética, durante la marcha normal. Normalmente estas funciones son cumplidas por dos grupos distintos de


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quemadores, dos pisos. Los quemadores de arranque, localizados en el piso inferior, más cerca del fondo del hogar, y los quemadores de carga, ubicados en el piso superior, más cerca de los tubos de agua y vapor. El licor negro se quema en lanzas pulverizadoras, oscilantes en un plano vertical, en el piso más bajo de quemadores. El control de caudal de licor negro a quemadores se hace en función de la necesidad del proceso de pulpado, en general manualmente, pero si no es así, de acuerdo a una señal función de la producción de pasta. El combustible secundario de los quemadores de carga, reciben su set-point de la señal de demanda energética. La caldera puede marchar quemando solamente combustible primario, cuando el suministro de este es normal y estable, y en ese caso, las variaciones de carga se absorben con la segunda caldera, sobre todo si este es de combustible convencional. Pero en ese caso en general los operadores prefieren mantener al menos un quemador de combustible convencional por razones de seguridad. Otra particularidad de estas calderas es en cuanto a la distribución de aire de combustión. Además del aire primario y secundario de las calderas convencionales, cuentan con un aire terciario, en el caso de algunos fabricantes, y en el caso de otros, que tienen solo aire primario y secundario, este último se separa en dos flujos que se inyectan a distintos niveles, para tratar de completar la combustión de un líquido difícil. En el caso de contar con aire primario, secundario y terciario, estos tienen cada uno su medición de caudal y control individual. En caso contrario, se mide y controla los aires primario y secundario, y la distribución de este último entre la entrada superior e inferior se hace con dos registros manuales.

El esquema de control de combustión del licor negro lo podemos ver en la figura 12.07.


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Como podemos ver en la figura, la estrategia de control tiene particularidades propias, derivadas de lo dicho anteriormente. En primer lugar, estamos presentando la alternativa de contar con una señal de Producción de Pasta, que ajusta la combustión de licor negro, a las necesidades de consumo de licor blanco. Esto requiere el ajuste del combustible auxiliar por medio de la demanda energética, y si se acerca a cero, es decir, la energía calórica suministrada por el licor negro iguala o supera la demanda energética, habrá que reducir la marcha de otra caldera para reacomodar la generación de vapor a la situación. El operador tendrá que decidir si opera la CR con licor negro solamente, o mantiene algún quemador de combustible convencional, reduciendo aún más la producción de la otra caldera. La línea de alimentación de licor negro a quemadores, debe contar con dos analizadores de sólidos secos, 2 refractómetros, por razones de seguridad. Se utiliza la señal de estos para calcular el caudal de sólidos secos y controlar la combustión por medio de ese dato. La relación aire – combustible se fija en base a la suma de los dos combustibles, y el ajuste del exceso de oxígeno, regula los aires secundario y terciario. Dado que se trata de un combustible problemático, que presenta dificultades de quemado y además alto contenido de hollín en los gases de combustión, con alto contenido de compuestos de azufre y anhídrido sulfuroso, es decir altamente contaminante, se recomienda agregar el analizador de CO en los gases, además del analizador de oxígeno. La combustión completa minimiza el hollín y las emisiones. Debido a lo anterior, estas calderas cuentan con un precipitador electrostático a la salida de los gases, antes de la chimenea, para eliminar la emisión de sólidos. En lo demás el control sigue los lineamientos generales antes vistos. La Caldera de Recuperación ofrece una particularidad también desde el punto de vista de su sistema de seguridad. Cuenta con todos los elementos de encendido y seguridad antes vistos para calderas convencionales, pero además, dada la extrema peligrosidad de un derrame de agua sobre el lecho fundido, cuenta con un drenaje de emergencia, que permite vaciarla de agua, drenar todo el agua, rápidamente en caso de detectarse una pinchadura en la tubería. Esto puede ser manual o automático, por medio del balance calculado entre el agua de alimentación menos la purga continua, y el vapor generado más el utilizado por los servicios esenciales, como el soplado de hollín, que por lo antes apuntado, insume un porcentaje importante del vapor producido, tanto como hasta un 10%. Esto por otra parte, nos indica que es muy importante controlar eficientemente el soplado de hollín, dado que puede generar ahorros muy grandes de energía. Dado el volumen y significado económico del soplado de hollín en estas calderas, se justifica utilizar los sistemas de control más elaborados vistos en el punto 8.10.

13. – OPTIMIZACIÓN DEL PROCESO Desde hace varios años se está hablando de la aplicación de “Control Moderno” para el control de Centrales Termoeléctricas. La necesidad de esta opción se plantea desde dos puntos de vista, por un lado, la posibilidad de mejorar la performance del sistema de control, mediante técnicas que superan al control PID monolazo desde ese punto de vista. Por otro lado, el costo de los combustibles convencionales invita a tratar de optimizar su consumo, para reducir al mínimo el costo de operación de la Planta. Demás está decir que ambas argumentaciones tienen trasfondo económico en última instancia, pues con la mejora de la performance del control, se busca reducir la variabilidad del proceso, y con ello, poder llevar el punto de operación más cerca de los límites óptimos, sin correr riesgo de trasponer esos límites entrando en zona peligrosa.


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Una Central Termoeléctrica es un sistema multivariable. Eso lo podemos ver analizando los distintos lazos de control que hemos visto hasta ahora. Hay variables que se utilizan en varios controles diferentes, como feedforward, como señal de compensación, etc. Una variación del caudal de combustible hace variar la presión de Domo, y esta, el caudal de vapor, el caudal de gases de combustión, y estos hacen variar todas las temperaturas. Una variación del caudal de agua de alimentación, produce variación en el caudal de combustible, en el de aire de combustión, en el caudal de agua de atemperación del saturador de los Sobrecalentadores. En fin, hay interacción de casi todas las variables, con casi todas las otras. Es lógico pensar entonces que las técnicas de control multivariable puedan lograr mejorar la performance de control. Es encarar en forma más sistemática y ordenada, lo que hacemos en los esquemas de control anteriormente vistos con los feedforward y las compensaciones. En la actualidad el MPC, (Multivariable Predictive Control – Control Predictivo Multivariable) es la técnica que se utiliza para encarar los problemas como los que estamos viendo. Básicamente consiste en generalizar el diagrama en bloque de un lazo de control, expresándolo mediante una matriz de múltiples entradas y múltiples salidas. De esta forma, el problema se resuelve como si fuera un solo lazo de control.

donde r señal de referencia y variables de proceso εεεε

error εεεε

= y – r u acción de control El Controlador es una matriz tal que Cuando una acción de control ui no tiene influencia sobre la variable yj el coeficiente de la matriz Cji será nula. El diseño del controlador consiste en determinar los coeficientes Cij de la matriz de control.


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Hay varias maneras de encarar esto, pero en general los programas de control que emplean este tipo de algoritmo, cuentan con programas de ayuda para realizar la tarea. Estos programas emplean una o más de las tres técnicas siguientes:

1. – Determinar funciones que relacionen cada variable de entrada con cada variable de salida, en base a las funciones de transferencia, o las ecuaciones de estado. En muchos productos comerciales, se pueden seleccionar de entre un set de funciones gráficas predeterminadas.

2. – Determinar la función transferencia entre cada par de entradas salidas por medio de una perturbación escalón, (bump test). Se aplica una variación escalón a cada acción de control ui y el sistema levanta la curva de variación de cada yj y calcula la función inversa y el coeficiente Cij correspondiente.

3. – Levantar datos de proceso durante la marcha normal de la planta, y determinar las relaciones en base al análisis de las perturbaciones aleatorias. Normalmente esto se hace en base a análisis estadístico, (TSA o Time Series Análisis).

El término Predictivo significa que el controlador precalcula, “predice”, una trayectoria de cada variable durante un período de tiempo prefijado a partir del instante actual, llamado “horizonte de predicción”, en base al modelo de la Planta, y en base a esa predicción calcula las correcciones que debe efectuar para llevar las variables a los valores de referencia rj. Este es el Control Predictivo Basado en Modelo o MBPC, (Model Based Predictive Control), y su esquema es el de la figura 13.04.

x

C1 C12 C13 ... C1n C21 C2 C23 ... C2n C31 C32 C3 ... C3n ... ... ... ... ... Cn1 Cn2 Cn3 ... Cnn

= εεεε1 εεεε2222 εεεε3333 ............

εεεεννννu1 u2 u3 ... un


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Los cálculos de las acciones de control, tienen en cuenta los valores de las variables medidas, además de las predichas por el modelo, corrigiéndose paulatinamente, y llevando las variables a su valor de referencia a través de sucesivos pasos pequeños y graduales, recalculando todo el conjunto en cada nuevo paso. El control predictivo basado en modelos se basa principalmente en los siguientes elementos

- El uso de un modelo matemático del proceso que sirve para predecir la evolución futura de las variables controladas sobre un horizonte de predicción

- La imposición de una estructura en las variables manipuladas futuras

- El establecimiento de una trayectoria deseada futura, o de referencia, para las variables controladas

- El cálculo de las variables manipuladas optimizando una cierta función objetivo o función de costo

- La aplicación del control siguiendo una política de horizonte móvil La metodología de control de los controladores MBPC consiste en los siguientes pasos


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1. – Las salidas futuras para un horizonte de predicción N son predichas en cada instante t, usando un modelo del proceso. Estas salidas predichas y(t+j) depende de los valores conocidos hasta t ( entradas y salidas pasadas) y además de las señales de control futuras u(t+j) que se quieren calcular. 2. – Las acciones de control futuras u(t+j) son calculadas optimizando una función objetivo de manera de llevar la salida del proceso lo más cerca posible de una trayectoria de referencia dada. 3. – Solo se aplica u(t) al proceso, debido a que en el instante siguiente t+1 se tiene los valores de todas las variables controladas hasta t+1 y variables manipuladas hasta t. A este modelo se le puede agregar las restricciones impuestas al control por el proceso, y de esa manera asegurar que el sistema se mantendrá siempre en la zona permitida, sin violar las restricciones impuestas. Estas restricciones pueden ser:

1. – Restricciones de rango en las variables manipuladas umin O u(t+i-1) O umáx para i = 1, 2, ..., Nu 2. – Restricciones de variación de las variables manipuladas ∆∆∆∆umin O ∆∆∆∆u(t+i-1) O ∆∆∆∆umáx para i = 1, 2, ..., Nu 3. – Restricciones de rango en las variables controladas ymin O y(t+j) O ymáx para j = 1, 2, ..., Ny 4. – Restricciones de variación de las variables controladas ∆∆∆∆ymin O ∆∆∆∆y(t+j) O ∆∆∆∆ymáx para j = 1, 2, ..., Ny 5. – Restricciones para asegurar comportamiento monotónico y(t+j) O y(t+j-1) para y(t) < w(t) y(t+j) P y(t+j-1) para y(t) > w(t) 6. – Restricciones para evitar comportamiento de fase no mínima y(t+j) O y(t) para y(t) > w(t) y(t+j) P y(t) para y(t) < w(t)

donde w(t) es la función objetivo buscado, trayectoria de las variables deseada Estas estrategias ofrecen las siguientes ventajas que los hacen muy ventajosos:

1. – Identificación Multivariable: Confeccionan sus propios modelos. Cuando cuentan con una cantidad importante de puntos de muestreo (de 300 a 1000), pueden elaborar un modelo muy ajustado.

2. – Modelado Abierto: Permite al usuario simular y probar el modelo obtenido, permitiendo comprobar su robustez, y realizar correcciones si lo juzga necesario.

3. – Manejo de Problemas: Pueden seguir controlando el proceso aún en caso de perderse la acción de algunos actuadores. Por otra parte, realizan chequeo de la consistencia de los datos de los sensores, y descartan el dato que no es confiable.

4. – Independientes de la Plataforma: Pueden correr en cualquier computadora, DCS, etc.

5. – Son de Simple Implementación: Guían al usuario en la implementación, cuentan con buenos soportes de ayuda, y solo requieren buen conocimiento del proceso.

6. – Funciones de Entrenamiento de Operadores: El software de soporte de los modelos y prueba de controladores puede ser utilizado para simulaciones y entrenamiento de operadores.

Los beneficios que se logran con estos sistemas de control son principalmente menores oscilaciones y derivas de las variables ante las variaciones de carga. Esto deriva


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principalmente en menor sufrimiento de las componentes de la caldera por variaciones de las variables críticas, (temperaturas, menor stress térmico), lo que redunda a largo plazo en mayor vida útil de la Caldera y menor costo de mantenimiento. La tendencia en los usuarios es además elevar la temperatura del vapor sobrecalentado para hacer trabajar las turbinas a mayor temperatura. Hay varios casos de aumentos del orden de 8 a 8,5º C, lo que es un aumento significativo de la eficiencia térmica global. Las relaciones entre variables de entrada o de control, y las variables de salida o variables controladas, que permiten estructurar la o las matrices de modelo y control, se obtienen a partir de los balances de masa y energía de la Caldera. Podemos establecer los siguientes balances de masa en una caldera:

1. – Balance de masas vapor – agua

La entrada E Variación de la Masa Almacenada = Salida La masa almacenada decrece con la Velocidad de Evaporación

2. – Balance de masas combustible, aire y gases de combustión

Entrada = Salida E Depósitos en los Tubos

3. – Balance de masas de productos químicos en el agua

Entrada E Variación en los Químicos Almacenados = Salida


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Variaciones en la Salida, varían los Químicos Almacenados

4. – Balance de masas de los químicos del sistema combustible – aire

Entrada E Variación en Depósito de Cenizas = Salida El depósito de Cenizas crece con el ensuciamiento de la Caldera El depósito de Cenizas decrece con el Soplado de Hollín

5. – Balance de Energía – Balance Calórico Entrado E Variación de Energía Almacenada = Salida La energía Almacenada crece cuando crece el Fuego La pérdida por Soplado de Hollín es periódica


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El otro punto importante de estas estrategias de control es la posibilidad de hacer control óptimo. Es decir, calcular la trayectoria de las variables en base a una función objetivo, para maximizar eficiencia o minimizar costo. La eficiencia de la Caldera es la relación entre la energía (el calor) transportado por el vapor de salida, y la energía entregada por el combustible quemado. Contenido Calórico del Vapor de Salida Eficiencia = --------------------------------------------------------- Calor Entregado por el Combustible Este es el concepto de eficiencia, y es una de las formas posibles de calcularlo. Para Gas o Fuel-oil, el cálculo es: QV ( h1 – h2 ) + QPC ( h3 – h2 ) Eficiencia = ------------------------------------------ QC x HHV donde QV Caudal de Vapor generado QPC Caudal de la Purga Continua QC Caudal de Combustible h1 Entalpía del Vapor Sobrecalentado h2 Entalpía del Agua de Alimentación h3 Entalpía del Agua de la Purga Continua HHV Poder Calorífico Superior del combustible Sin embargo este método requiere la medición de caudal de la purga continua, que normalmente no es medida, y el poder calorífico del combustible, que es una medición que rara ves se puede justificar económicamente. Por otra parte, en la determinación de la eficiencia por este método, los errores de medición de los caudales de vapor y de combustible se transfieren en forma directa 1 a 1. De todos modos, este es el concepto, y en él se incorporan los balances de masa y de energía de la Caldera.


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El otro método propuesto por ASME para el cálculo de la eficiencia es el del cómputo de las Pérdidas de Energía. Por este método se calcula los porcentajes de pérdidas de energía más significativas, se hace una estimación adicional para las pérdidas no estimadas, como “pérdidas no computadas”, y se resta el total de 100%. Las pérdidas mayores son ocho:

1. – Pérdida de calor sensible en los gases de combustión secos Pérdida = Caudal MásicoGases x ( Tsalida – Tentrada ) La reducción del exceso de aire reduce las pérdidas 2. – Pérdida de calor sensible con el contenido de agua del aire combustión Pérdida = Caudal MásicoAire x % H2O x ( Tsalida – Tentrada ) 3. – Pérdida de calor sensible con el contenido de agua del combustible Pérdida = Caudal MásicoCombustible x % H2O x ( Tsalida – Tentrada ) 4. – Pérdida de calor latente con el contenido de agua del combustible Pérdida = Caudal MásicoCombustible x % H2O x Calor Latente del Agua 5. – Pérdida de calor latente con el agua formado por el hidrógeno

generado por la combustión. El análisis del combustible permitirá determinar la cantidad de H2 presente y la cantidad de agua que genera su combustión

Pérdida = (Caudal MásicoCombustible x % H2 + ½ O2) x Calor Latente del Agua Las pérdidas de los puntos 4 y 5 se pueden estimar en: 9% para Gas Natural 5,5% para Fuel-oil Nº 2 5% para Fuel-oil Nº 6 (2,7 + (12,8 x (M2 + M)))% para Carbón M fracción del contenido de agua en el carbón 6. – Pérdida de combustible no quemado en la extracción de cenizas 7. – Pérdida de combustible no quemado en los gases de combustión Pérdida = ( Combustibles + CO)Gases x Poder Calorífico 8. – Pérdida de calor por radiación Dato de diseño de la Caldera

El correcto mantenimiento del “hausing” y la aislación mantiene su valor en los datos de diseño Se puede obtener un valor estimativo de las tablas de ABMA 9. – Pérdidas no computadas 1,0% para Gas o Fuel-oil 1,5% para carbón

La eficiencia calculada por este medio es Eficiencia = 100% – 1 – 2 – 3 – 4 – 5 – 6 – 7 – 8 – 9 o si se utiliza los datos estimativos de las tablas Eficiencia = 100% – 1 – 2 – 3 – 5 – 7 – 8 – 9


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Estos valores se obtienen de sencillas mediciones de temperatura, temperatura de bulbo seco y bulbo húmedo, las tablas de vapor, tabla psicométrica del aire. Sin embargo requiere realizar un análisis químico del combustible y la medición continua de O2, CO y Combustibles en chimenea, para una evaluación más exacta. Tiene la ventaja que los errores tienden a cancelarse. La optimización del proceso consiste en maximizar la eficiencia de la Caldera. Esto es relativamente simple para el caso de una caldera o turbo grupo, pero se va complicando si el sistema se compone de varias calderas que alimentan un colector común, y más aún si a su ves de este colector se alimentan varias turbinas, y si entre estas hay turbinas con extracción, que alimentan consumos de procesos industriales, y/o turbinas de contrapresión. El caso de máxima complicación se da cuando a su ves hay calderas que queman distintos combustibles, sobre todo si estos son combustibles no convencionales, subproductos o residuos industriales, en cuyo caso hay que tener en cuenta las restricciones de su uso, y hacer el análisis de los distintos costos de los diferentes combustibles. Esta optimización se realiza estableciendo una función objetivo, que representa la eficiencia que se quiere maximizar, o el costo que se quiere minimizar, y luego se calcula el máximo o el mínimo de dicha función. Esta función puede ser de la forma J = [ w(t+1) = y(t+1)]2 donde w(t+1) es la referencia o salida deseada en el instante t+1 y(t+1) es la salida predicha para el instante t+1 Para reducir variaciones en la variable manipulada o sobreactuación del control, se puede utilizar la siguiente función objetivo J = [ w(t+1) = y(t+1)]2 + λλλλ [∆∆∆∆u(t)]2 donde λλλλ es un coeficiente que pondera el comportamiento futuro Cuando el sistema incluye fase no mínima y/o sistemas inestables, se puede utilizar la siguiente función objetivo, que incluye horizontes de predicción y de control mayores N2 Nu J = ΣΣΣΣ δδδδ(t) [ w(t+j) = y(t+j)]2 + ΣΣΣΣ

λλλλ(i) [∆∆∆∆u(t+i=1)]2 j=N1 i=1 donde δδδδ(t) y λλλλ(t) son coeficientes que ponderan el comportamiento futuro y(t+j) es la variable predicha en el instante t+j w(t+j) representa la trayectoria óptima deseada N1 y N2 son los horizontes mínimo y máximo de predicción Nu es el horizonte de control La estructura del controlador es el de la figura 13.12


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Conclusión A pesar de ser complejo el problema del control óptimo en la mayoría de los casos, estos programas permiten la implementación fácil sin requerir mayores conocimientos por parte del usuario, salvo un buen conocimiento de su proceso, y por otra parte, estos controladores se pueden implementar en los sistemas de control habituales, sin riesgo de sobrepasar la capacidad de memoria o de procesamiento, pues a los problemas matemáticos complejos, los resuelven aplicando métodos de resolución numérica que no requieren gran capacidad computacional. En la actualidad a esta tecnología se suman también las técnicas de Control Difuso y de Redes Neuronales, ya sea como alternativa para la optimización de Sistemas de Generación de Vapor y Energía, o en combinación de dos de estas tecnologías para el mismo fin, por ejemplo, un optimizador como el analizado en combinación con un controlador difuso, o un modelo de red neuronal.


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BIBLIOGRAFIA

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control de calderas - zoltán l. barkász

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