centrales térmicas de vapor y generadores de vapor

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA

INSTITUTO TECNOLOGICO DE ORIZABA

SISTEMAS DE GENERACION DE ENERGIA

TRABAJO UNIDAD 1: CENTRALES TERMICAS DE VAPOR Y GENERADORES DE VAPOR

ALUMNO:

1


TEMA

PAG

DEFINICIÓN Y FUNCIÓN DE LAS CENTRALES TÉRMICAS DE VAPOR

3

CLASIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN, FUNCIÓN E INSTALACIÓN DE LAS 4 PRINCIPALES PARTES DEL GENERADOR DE VAPOR.

CONDENSADORES Y SISTEMAS DE ALIMENTACIÓN. …………………….

23

CLASIFICACIÓN Y FUNCIONAMIENTO

30

TORRE DE ENFRIEMIENTO ……………………………………………………….

32

CICLO HIDROLÓGICO

37

IMPUREZAS, DUREZA Y EFECTOS………………………………………………. 38 SISTEMA DE TRATAMIENTO DEL AGUA DE ALIMENTACIÓN 44 CALENTADORES DEL ALIMENTACIÓN……………………………………

AGUA

DE 53

COMFORMACIÓN 56 CICLO RANKINE…………………………………………………………………………… 2

59

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA CICLO BRAYTON 65 CICLO ………………………………………………………………………

COMBINADO

DEFINICIÓN Y FUNCIÓN DE LAS CENTRALES TÉRMICAS DE VAPOR

OBJETIVO DE FUNCIÓN

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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA Las centrales térmicas convencionales queman gas natural, carbón, fuel-oil para producir electricidad por medio de la combustión.

DEFINICIÓN DE CENTRAL TERMICA Una central térmica es una instalación que produce energía eléctrica a partir de la combustión de carbón, fuel-oil o gas en una caldera diseñada al efecto. El funcionamiento de todas las centrales térmicas, o termoeléctricas, es semejante. El combustible se almacena en parques o depósitos adyacentes, desde donde se suministra a la central, pasando a la caldera, en la que se provoca la combustión. Esta última genera el vapor a partir del agua que circula por una extensa red de tubos que tapizan las paredes de la caldera. El vapor hace girar los álabes de la turbina, cuyo eje rotor gira solidariamente con el de un generador que produce la energía eléctrica; esta energía se transporta mediante líneas de alta tensión a los centros de consumo. Por su parte, el vapor es enfriado en un condensador y convertido otra vez en agua, que vuelve a los tubos de la caldera, comenzando un nuevo ciclo. El agua en circulación que refrigera el condensador expulsa el calor extraído a la atmósfera a través de las torres de refrigeración, grandes estructuras que identifican estas centrales; parte del calor extraído pasa a un río próximo o al mar. Las torres de refrigeración son enormes cilindros contraídos a media altura (hiperboloides), que emiten de forma constante vapor de agua, no contaminante, a la atmósfera. Para minimizar los efectos contaminantes de la combustión sobre el entorno, la central dispone de una chimenea de gran altura (llegan a los 300 m) y de unos precipitadores que retienen las cenizas y otros volátiles de la combustión. Las cenizas se recuperan para su aprovechamiento en procesos de metalurgia y en el campo de la construcción, donde se mezclan con el cemento.

FUNCIONAMIENTO DE UNA CENTRAL TÉRMICA En las centrales térmicas convencionales, la energía química ligada por el combustible fósil (carbón, gas o fuel -óil) se transforma en energía eléctrica. Se trata de un proceso de refinado de energía. El esquema básico de funcionamiento de todas las centrales térmicas convencionales es prácticamente el mismo, independientemente de que utilicen carbón, fuel -óil o gas.

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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA Las únicas diferencias sustanciales consisten en el distinto tratamiento previo que sufre el combustible antes de ser inyectado en la caldera y el diseño de los quemadores de la misma, que varía según el tipo de combustible empleado. El vapor de agua se bombea a alta presión a través de la caldera, a fin de obtener el mayor rendimiento posible. Gracias a esta presión en los tubos de la caldera, el vapor de agua puede llegar a alcanzar temperaturas de hasta 600 ºC (vapor recalentado). Este vapor entra a gran presión en la turbina a través de un sistema de tuberías. La turbina consta de tres cuerpos; de alta, media y baja presión respectivamente. El objetivo de esta triple disposición es aprovechar al máximo la fuerza del vapor, ya que este va perdiendo presión progresivamente. Así pues, el vapor de agua a presión hace girar la turbina, generando energía mecánica. Hemos conseguido transformar la energía térmica en energía mecánica de rotación. El vapor, con el calor residual no aprovechable, pasa de la turbina al condensador. Aquí, a muy baja presión (vacío) y temperatura (40ºC), el vapor se convierte de nuevo en agua, la cual es conducida otra vez a la caldera a fin de reiniciar el ciclo productivo. El calor latente de condensación del vapor de agua es absorbido por el agua de refrigeración, que lo entrega al aire del exterior en las torres de enfriamiento. La energía mecánica de rotación que lleva el eje de la turbina es transformada a su vez en energía eléctrica por medio de un generador asíncrono acoplado a la turbina.

CLASIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN, FUNCIÓN E INSTALACIÓN DE LAS PRINCIPALES PARTES DEL GENERADOR DE VAPOR. La generación de vapor para el accionamiento de las turbinas se realiza en instalaciones generadoras comúnmente denominadas calderas. La instalación comprende no sólo la caldera propiamente dicha, sino, además, componentes principales y accesorios tales como:  Economizadores y chimeneas.  Sobrecalentadores y recalentadores.  Quemadores y alimentadores de aire.  Condensadores.  Bombas y tanques de alimentación.  Domos.

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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA En la caldera propiamente dicha se produce el calentamiento, la evaporación y posiblemente el recalentamiento y sobrecalentamiento del vapor. La caldera puede incluir en su estructura alguno de los componentes citados. Las calderas se pueden clasificar según: a) El pasaje de fluidos, en humotubulares o acuotubulares. b) El movimiento del agua, de circulación natural o circulación forzada. c) La presión de operación, en subcríticas y supercríticas. Las calderas primitivas consistían en un gran recipiente lleno de agua que era calentado por un fuego en su parte inferior. El gran volumen de agua en estado de ebullición generaba fácilmente situaciones de gran riesgo al excederse la presión máxima admisible. Para aumentar la superficie de contacto gas-metal, y disminuir la cantidad de agua en ebullición se crearon primero las calderas humotubulares, en las que los gases de combustión circulan por tubos inmersos en el agua. El próximo paso en el desarrollo fue la creación de las calderas acuotubulares, en las que el agua circula por tubos que forman las paredes del hogar. De este modo se maximiza la transferencia de calor y se minimiza el volumen de agua reduciendo el riesgo de explosión. 2. Calderas humotubulares Son calderas pequeñas, comúnmente utilizadas para producir agua caliente para calefacción y proceso, aunque las hay productoras de vapor de relativamente baja presión (hasta 12 atm). Las hay de uno o varios pasos de los gases por los tubos, de distintas configuraciones (fondo y/o piso húmedo o refractario, compactas, verticales). Si bien la limpieza de los tubos de humo es sencilla, requieren buena calidad de agua, pues la limpieza de los tubos en su parte externa ( depósitos calcáreos) es dificultosa.

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Caldera humotubular de un paso (Shield)

3. Calderas acuotubulares Los tubos de agua se unen y conforman para formar el recinto del hogar, llamado de paredes de agua. El recinto posee aberturas para los quemadores y la salida de gases de combustión. La circulación del agua puede ser natural, debida a la diferencia de densidad entre agua fría y caliente. El agua en ebullición se acumula en un recipiente llamado domo donde se separa el vapor del agua:

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Caldera acuotubular de 2 pasos de humos y circulación natural (Shield) Estas calderas son económicas por la ausencia de las bombas de líquido pero de baja producción de vapor por la baja velocidad de circulación del agua. Para obtener mayores caudales de vapor y mayores presiones se utilizan bombas de alimentación de agua, pudiendo operarse incluso por encima del punto critico de la campana de vapor (21.7 Mpa = 220 atm) La figura siguiente ilustra un circuito típico del tipo Benson. Si se añade una bomba de recirculación, para mover rápidamente el agua en los tubos evaporadores, y un domo para separar el vapor se tiene el tipo Lamont.

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COMPARATIVA DE CALDERA PIROTUBULAR Y ACUOTUBULAR La generación de vapor a escala industrial cuenta con más de 200 años de historia. El primer siglo se caracteriza exclusivamente por calderas comparables con las actuales calderas pirotubulares. En el año 1875 [1], es decir, 106 anos después de que James Watt inventase la caldera y la máquina de vapor, la empresa Steinmuller diseño la primera caldera acuotubular. Desde entonces, el desarrollo de las calderas acuotubulares ha sufrido un espectacular cambio de rumbo en lo que se refiere a presión y capacidad. En 1927 entro en servicio la primera caldera Benson con una capacidad de 30 t /h a 180 bar y 450 oC. Ya en los años sesenta, se diseñaron calderas supercriticas, con una presión superior a 350 bar y temperaturas de más de 600 oC. En 1970 se consiguió una producción máxima de 1 000 t /h. Solo 5 años más tarde fue posible fabricar calderas de tubos de agua con capacidades de vapor de más de 2 000 t /h. Debido al principio de diseño, no pueden conseguirse unas producciones tan grandes ni unos parámetros de vapor tan extremos en calderas pirotubulares. Sin embargo, las calderas pirotubulares son aún objeto de mejoras hoy en día. Algunos ejemplos de mejoras – inicialmente implantadas por Bosch Industriekessel GmbH – es la introducción en 1953 de una caldera de tres pasos con cámara de inversión refrigerada por agua, el desarrollo de una caldera de doble hogar de combustión (1956) o los electrodos de seguridad para controlar el nivel mínimo de agua (1977). De esta manera, hoy en día pueden cubrirse con seguridad y de forma económica unas producciones de vapor de hasta 55 t /h casi exclusivamente mediante una única caldera pirotubular. Dependiendo del tamaño, 9

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA pueden alcanzarse presiones de hasta 30 bar y temperaturas de hasta 300 ºC en vapor sobrecalentado. La figura 1 muestra el diseño de una moderna caldera pirotubular con doble hogar de combustión. Todos los aspectos mencionados anteriormente demuestran que los dos principios de diseño tienen su justificación. En términos generales, no es ni razonable ni posible sustituir un diseño por el otro en determinados casos claramente definidos.

Seguridad En algunos países en vías de desarrollo de Asia y de Sudamérica las calderas pirotubulares no están demasiado extendidas. Los fabricantes locales de estas calderas proporcionan unos niveles de calidad que no alcanzan en ningún modo los niveles alemanes. Lo mismo puede decirse de los elementos de seguridad referidos al exceso de presión y a la falta de agua. En consecuencia, los niveles de seguridad son bajos. Debido al temor que producen las consecuencias catastróficas de la explosión de una caldera, se favorece el diseño acuotubular, dada la mayor capacidad de agua de las calderas pirotubulares y también, a veces, debido a la actitud extremadamente conservadora de algunos proyectistas y empresas de ingeniería. Además de los factores de seguridad, un aspecto decisivo en los países antes citados es la escasa vida útil de las calderas pirotubulares fabricadas en estos países. Aspectos de Funcionamiento Esta sección del informe trata de los requisitos de calidad del agua, el mantenimiento y de las revisiones periódicas de seguridad. La calidad del agua de la caldera y del agua de alimentación, es de gran importancia para todo tipo de calderas de vapor. Sin embargo, existen importantes diferencias – económicas, por ejemplo – en los requisitos referidos a la calidad del agua. En el caso de las calderas acuotubulares, no es aconsejable su funcionamiento con salinidad en el 10

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA agua, en la mayor parte de diseños [6]. En las calderas acuotubulares, la salinidad representa una conductividad del agua de la caldera de ≤ 2 000 μS/cm. En los flujos de calor locales > 250 kW/m², se necesita normalmente agua sin sales, al objeto de evitar la obstrucción en los tubos y que impida la transferencia térmica. Estos requisitos solo pueden ser satisfechos mediante la instalación de complicados y costosos sistemas de tratamiento de agua. En principio, las calderas pirotubulares pueden funcionar con salinidad en el agua (conductividad ≤ 6 000 μS/cm). No se producen efectos perjudiciales sobre la superficie de calefacción de la caldera, debido a los depósitos de sal. Pueden utilizarse sencillas plantas de descalcificación de agua para su tratamiento. El tipo de tratamiento de agua viene determinado por aspectos económicos, así como por la calidad del agua disponible. El factor decisivo es la duración de la amortización de los sistemas de tratamiento de agua de alta calidad, que puede resultar de una reducción en el volumen de desmineralización. Otra diferencia es el tamaño en relación con la capacidad térmica. Normalmente, las calderas pirotubulares requieren menos espacio para similares capacidades. El mantenimiento puede llevarse a cabo de una forma más sencilla en las calderas pirotubulares que en las acuotubulares. Esto se debe en gran parte a unos esfuerzos claramente menores durante la puesta en marcha y durante el paro, asi como al facil acceso a las superficies de calefacción. Lo mismo puede decirse en referencia a las revisiones periódicas. Para las calderas pirotubulares fabricadas de conformidad con las anteriormente citadas normas de seguridad, se ha comprobado la viabilidad de un sistema muy sencillo, claro y económico; es decir, una inspección ocular de los principales componentes de la caldera, seguida de una prueba hidrostática bajo presiones de prueba incrementadas – véase [3]. Esto permite evitar casi totalmente las revisiones de carácter no destructivo tales como las mediciones con ultrasonidos. En las calderas acuotubulares, no se han podido aplicar las pruebas hidrostáticas con presiones de prueba incrementadas, por diversas razones cuya discusión no forma parte del presente informe. Por otra parte, varias zonas de una típica caldera acuotubular son inaccesibles a la inspección ocular (zonas aisladas). Por lo tanto, es necesario hacer un uso muy amplio de las mediciones con ultrasonidos. Características Físicas A continuación, se expondrán diversos aspectos que son el resultado directo de los respectivos principios de diseño: contenidos de agua, acumulaciones, características de la carga parcial. En relación con la capacidad térmica generada, la caldera pirotubular contiene mucha más agua que la caldera acuotubular. Por lo tanto, la caldera pirotubular es más resistente ante las fluctuaciones de vapor o demandas de vapor que excedan temporalmente la producción nominal de la caldera. Aparte de un aumento a corto plazo de la humedad del vapor, no cabe esperar otros efectos; no debe preverse una influencia negativa de la transferencia 11

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA térmica. Este „comportamiento inofensivo“no es el característico de las calderas acuotubulares en virtud de su diseño. Las fluctuaciones en la presión tendrán una influencia inevitable sobre los cambios en la densidad. Dada su menor capacidad de agua, la caldera acuotubular puede utilizarse en diversos países como lo que se denomina „caldera producto“; es decir, su instalación puede llevarse a cabo más fácilmente [7]. Un factor esencial en relación con la duración de las calderas de vapor es el número de arranques del quemador. En este sentido, es decisivo – aparte de un ajuste adecuado de la caldera /sistema – también el nivel de carga mínima que puede producir la caldera. En el caso de ciertos diseños de calderas acuotubulares generadoras de vapor sobrecalentado, esta carga mínima se corresponde con la mínima capacidad técnica proporcionada por el quemador. En las calderas acuotubulares, la carga mínima del quemador no puede normalmente proyectarse a la caldera ya que la reducción del caudal másico en la zona de agua, influye negativamente sobre la transferencia térmica causando efectos no deseados de avería por calor excesivo, con un rango de flujos térmicos elevados. Costes y Tiempo Siempre y cuando puedan cubrirse determinados requerimientos mediante diversos modelos de calderas pitotubulares, la elección de una caldera pirotubular representa una alternativa más económica, si los niveles de costes de fabricación y de calidad son comparables. Por otra parte, los plazos de entrega así como el tiempo necesario para instalar la planta son más reducidos. Por regla general, las calderas pirotubulares ofrecen un mayor rendimiento que las calderas acuotubulares. Esto ocurre también mientras están funcionando ya que pueden someterse a operaciones de mantenimiento con facilidad durante su funcionamiento; es decir, las calderas pirotubulares se caracterizan por una mayor economía también mientras funcionan. Sumario Normalmente, las gamas de aplicación de las calderas pirotubulares y las calderas acuotubulares están claramente definidas. Es sencillamente imposible utilizar una caldera pirotubular para generar 1 000 t /h de vapor a 180 bar y 450 ºC. Hasta una producción de aproximadamente 200 t /h, 30 bar y 300 ºC, la mejor elección es, generalmente, el uso de una o más calderas pirotubulares, debido a que son más económicas en su adquisición y mantenimiento. Los modernos procesos de fabricación y la observación de las normas relativas al diseño de seguridad inherente, permiten un alto grado de seguridad y duración. Los anteriores aspectos se encuentran resumidos en la tabla presentada.

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Criterios

Calderas Pirotubulares

Calderas Acuotubulares

Calidad del agua

Menores exigencias, posible funcionamiento con salinidad del agua

Mayores exigencias, es necesario un bajo nivel de salinidad para su funcionamiento

Mantenimiento

fácil de limpiar

Más costoso

Revisiones periódicas

Inspección ordinaria, seguida de una prueba hidrostática, raramente son necesarias otras pruebas de carácter no destructivo, como por ej. as mediciones con ultrasonidos, en caso contrario se efectúan en zonas muy reducidas

Son necesarias mediciones con ultrasonidos además de prueba hidrostática; es decir, pruebas costosas en tiempo y dinero

Costes para niveles comparables de gasto de fabricación y calidad

Menores

Mayores

Rendimiento

Mayor, de fácil mantenimiento

Características de la carga parcial

Puede aprovecharse el control del quemador; cuando caiga por debajo de la carga mínima, el quemador puede apagarse sin problemas

Menor; es más difícil realizar su mantenimiento en funcionamiento En el caso de determinados diseños, debe limitarse la carga parcial; el quemador no puede apagarse manualmente

Contenido de agua

Mayor, debido a su diseño

Menor

Capacidad de acumulación

Debido al alto volumen de agua, no es susceptible a las fluctuaciones de presión y carga

Susceptible a las fluctuaciones de presión y carga resultantes del proceso

Plazo de entrega (Bosch)

Más corto

Más largo

Tiempo necesario para montaje y puesta en marcha inicial Necesidades de espacio

el

Más prolongado Reducido Reducidas

Elevadas

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Principales sistemas del generador de vapor Debido a la extensa gama de sistema que conforman un generador de vapor, a continuación se describen solo tres sistemas o circuitos con sus respectivos equipos, que están involucrados en este trabajo, que son: Circuito de aire de combustión, circuito de gases de combustión y circuito de agua-vapor.

Circuito de aire de combustión 

Este circuito es el sistema que se encarga de suministrar el aire, para que junto al combustible , se realice la combustión. Pero este aire a su paso tiene que atravesar unas series de equipos de recuperación de calor, encargados de absorber la energía que pudieran arrastrar hacia la chimenea los humos, el vapor y el condensado (ya utilizados) antes de ser tratado nuevamente.



A continuación se describe el recorrido del aire solo por ramal o lado, porque el otro es simétrico. Se especifican las características principales de los equipos que atraviesa a su paso el aire, rumbo al hogar de la caldera para la combustión, el cual comienza por el:



- Ventilador de tiro forzado (VTF): Es un ventilador centrifugo que toma el aire de la atmósfera a 30 ºC y lo succiona para descargarlo en un ducto cuadrado de metal a cierta presión baja en mmca ( milímetro de columna de agua) para que llegue al hogar (Figura. 6):

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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA Figura 6. Ventilador de tiro forzado (Fuente [2] y el autor) - Calentador de aire con condensado (CAC): Son varios paneles compuesto cada uno por un colector (entrada de condensado) superior, unido a otro similar colector inferior (de descarga) mediante tubos con aletas, para una mejor transferencia de calor entre el condensado en su interior (proveniente de los CAV) y el aire que pasa entre los tubos con aletas (Figura 7).

Figura 7. Calentador de aire con condensado (CAC) (Fuente: El autor) Su función principal es aumentar la temperatura al aire hasta 80 ºC a expensas del calor del condensado proveniente de los CAV, disminuyendo la presión del aire, para luego pasar al: - Calentador de aire a vapor (CAV): Equipo similar a los CAC pero en su interior pasa vapor saturado (Figura 8).

Figura 8. Calentador de aire a vapor (CAV) (Fuente: El autor)

Su función es de aumentar la temperatura del aire a 140 ºC, pero su presión cae para entrar al:

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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA - Precalentador de aire regenerativo ( Luvo): Es un intercambiador de calor gasgas, circular, de 5 mts de diámetro por uno de alto, que rota a una velocidad angular(?) de 1 a 3 rpm, debido a un motor acoplado a una caja reductora de engranajes.(Figura 9) Estos "luvos" están compuestos por láminas corrugadas (u onduladas) paralelas y concéntricas a su eje de rotación. A la entrada y salida del precalentador, se conforma un ducto con una pared divisoria longitudinalmente que origina dos secciones (canales) en el precalentador: un canal para el aire y otro (en sentido contrario) para los gases. A medida que el "Luvo" gira, los gases de combustión, que vienen de atravesar y calentar los serpentines del economizador, entran al precalentador y pasan paralelamente entre las planchas corrugadas y las calientan. Debido al constante giro, estas planchas ya calientes, se colocan en el paso o trayectoria del aire, saliendo este último con una temperatura de 312ºC, rumbo al hogar de la caldera para la combustión. Luego estas láminas enfriadas por el aire se colocan nuevamente, debido a la constante rotación, en la trayectoria de los gases para ser calentadas nuevamente, y así sucesivamente.

Figura 9. Precalentador de aire regenerativo (PAR). (Fuente [8] y [10])

La presión del aire en este equipo cae y llega a la: - Caja de aire: Es el recinto que cubre a los quemadores y deja pasar el aire a los; - Registros: Son laminas colocadas en forma solapada ( semejante a las persianas de una ventana circular ) encargadas de regular el aire de combustión, al estar abiertas dejan pasar el aire y al estar cerrada forman un cilindro que no deja pasar el aire hacia su interior, en donde se encuentra la lanza del quemador. (Figura 10).

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Figura 10. Caja de aire y registros (Fuente el autor)

- Quemador: El aire al salir del precalentador de aire regenerativo viaja por un ducto hasta llegar a la caja de aire en donde se encuentran 24 quemadores (12 para la parte frontal,4 en cada nivel y 12 para la trasera, también 4 por nivel) y en donde cada quemador ( Figura 11 ) tiene la función de: 

a) Inyectar el combustible: En forma directa el gas y en forma atomizada si es líquido.



b) Dar paso al aire necesario para efectuar la combustión, el cual se logra mediante el registro de paletas.



c) Crear una gran turbulencia en el aire suministrado y en el combustible debido a los difusores, formando una mezcla homogénea, buena para la combustión.



d) Aumentar la turbulencia cuando se utilice gas, con las estrías del ladrillo o material refractario, con las que están moldeada las cavidades alrededor de los quemadores.

Figura 11. Quemador (Fuente [2])

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- Hogar o evaporador: Es la última parada del aire, ya que es la zona de radiación del generador de vapor en donde se produce el calor necesario para la generación de vapor, mediante la combustión de la mezcla aire-combustible, la cual origina la llama o fuego. Por cada generador de vapor están colocando 24 quemadores de aceite y gas, 12 unidades en la pared delantera y 12 unidades en la pared trasera de la caldera, siempre en una caja de aire común. El evaporador se compone exclusivamente de superficie de calefacción de radiación y forma las paredes envolventes de hogar. Estas paredes se componen de tubos sin aletas, los cuales están unidos estancamente entre sí mediante almas soldadas o membranas (Figura.12).

Figura 12. Tuberías con almas soldadas o membranas (Fuente [2] y el autor)

El evaporador está dividido en 4 paredes envolventes del hogar, o sea la pared anterior, la cual forma simultáneamente la parte anterior del hogar, las dos paredes laterales compuestas exclusivamente de panales tubulares verticales, el techo y la pared posterior del hogar (Figura.13).

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Figura 13. Corte longitudinal del evaporador del generador de vapor (Fuente: El autor)

La parte superior de la pared posterior forma simultáneamente el paso al sobrecalentador, que es influenciado por los gases de combustibles que consta de tubos sueltos. Esta parte del generador de vapor llamada "Evaporador" está formada por haces de "tubos de subida" situados de forma vertical (paredes frontal, trasera y laterales) y horizontal (techo y piso) que se unen por la parte superior con el domo y por la parte inferior con unos colectores que son alimentados por los "tubos bajantes" provenientes del domo (ver figura 13). Esta zona recibe una temperatura aproximada de 1426ºC debido al calor producido por la llama directa y por los humos de la combustión.

Circuito de gases de combustión Al quemarse la mezcla combustible-aire en el hogar de la caldera o zona de radiación (figura 13), se forman los humos o gases de combustión, los cuales son conducidos a través de la caldera(por toda la zona de convección), desde el hogar por el paso ascendente (primer paso vertical), luego pasa al tiro horizontal (paso horizontal) y por ultimo recorre el paso descendente (segundo paso vertical). En su recorrido los gases de combustión le transmiten su calor a los sobrecalentadores, recalentador, economizador y precalentador de aire. Estos equipos se definen de la siguiente forma: - Sobrecalentadores: 19

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA Es la sección de tubos que aprovecha el calor de los gases de escape para elevar la temperatura del vapor generado por encima de la temperatura de saturación. El vapor sobrecalentado aumenta el rendimiento del ciclo del vapor. En una turbina, por cada 40ºC de incremento de temperatura sobre la de saturación, se obtiene un aumento del 3 % sobre el rendimiento. El vapor sobrecalentado evita condensaciones en las tuberías y a la vez erosiones y desequilibrios en los equipos. El sobrecalentador es de tipo convectivo, el cual permite que la temperatura de recalentamiento sea independiente de la carga de la caldera. También hay que decir que está subdividido en cuatro sobrecalentadores, en donde en los dos últimos hay una pequeña inyección de agua a través de un atemperador para controlar la temperatura de salida del sobrecalentador 3. Esta división del sobrecalentador en cuatro secciones es la siguiente: - Sobrecalentador 1: Este es el único equipo que no está en suspensión desde el techo de la caldera (Figura 14). La primera etapa está formada por las paredes envolventes del tiro horizontal ( paso horizontal) soldadas y formando paredes, techo y suelo con tubos con membranas, así como el espacio situado debajo para los colectores y el atemperador de inyección, las paredes envolventes del tiro de convención vertical ( segundo paso vertical). Los distintos sistemas están conectados en paralelos y afinados de tal manera uno con otro, quien los puntos de separación de los sistemas paralelos no se pueden originar diferencias de temperatura inadmisibles. Los humos a una temperatura de 1426 ºC le transfiere el calor a estas paredes y techo, bajando la temperatura de los gases a 1339 ºC, para luego pasar al: - Sobrecalentador 3: El sobre calentador de alta presión 3 está suspendido del techo y dispuesto como primera superficie de calefacción en el flujo de gases de combustión en el paso horizontal, después del hogar y está compuesto por manojos de tubos paralelos y verticales en forma de serpentines y separados uno de otro a una distancia de 37 mm (Figura 15).

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Figura 14. Sobrecalentador 1 (Fuente [7] y el autor)

En los tubos la temperatura uniforme se logra mediante una selección adecuada de los grosores de pared y mediante una selección correspondiente de las longitudes. Aquí los gases entran a una temperatura de 1339 ºC, ceden su calor y salen a una temperatura de 1189 ºC, para luego pasar al:

Figura 15. Sobrecalentador 3. (Fuente [7] y el autor)

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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA - Sobrecalentador 4: A igual que el sobrecalentador 3, está suspendido desde el techo. La unión al sobrecalentador de la etapa 4, se realiza del cabezal de salida del atemperador a través de 24 tubos de unión con 133 mm de diámetro exterior, del sobrecalentador de alta presión 3. Los serpentines de tubos de los sobrecalentadores 3 y 4, quedan colgados mediante resortes a través de dispositivos especiales de suspensión, que a su vez atraviesan el techo del tiro horizontal. Estos resortes compensan la diferencia de dilatación entre la dilatación de las paredes envolventes y de los tubos. Los gases entran a este sobrecalentador a una temperatura de 1179, al ceder su calor estos gases salen con una temperatura de 995 ºC, y luego se desvían hacia el tiro vertical descendente (segundo paso vertical) y atraviesa otro grupo o manojos de serpentines tubos que van de arriba hacia abajo y uno después del otro, los cuales forman el: - Recalentador: El recalentador de presión media está suspendido desde el techo y dispuesto como intercambiador de calor de manojos de serpentines de dos etapas horizontales y dispuestos en el tiro de convención vertical descendente, como superficie de calefacción superior y es fluido en contracorriente en la primera etapa y en la segunda etapa en corriente paralela a los gases de combustión (Figura 16). Los humos a una temperatura de 983 ºC le transfiere el calor a estas paredes y techo, bajando la temperatura de los gases a 673 ºC, para luego pasar al: - Sobrecalentador 2: Estos serpentines están dispuesto horizontalmente en el tiro de convección vertical (Figura 17). Los gases entran a 642 ºC, ceden su calor y salen con una temperatura de 381 ºC, y luego pasan al

Figura 16. Recalentador (Fuente [7] y el autor)

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Figura 17. Sobrecalentador 2 (Fuente [7] y el autor)

- Economizador: Los economizadores cubren la misma función que los calentadores de agua (de recibir el agua de las bombas de agua de alimentación y descargarla a una temperatura mayor en el tambor de separación del generador de vapor), estos se usan en lugar de incrementar la superficie generadora de vapor dentro de la caldera, ya que el agua absorbe calor al estar a una temperatura menor que la de saturación, los gases pueden enfriarse aún más, para lograr mayor recuperación de calor y aumentar la eficiencia. Este elemento está suspendido desde el techo, colocado debajo del recalentador de presión media. El economizador está dispuesto como intercambiador de calor como un manojo de tubos de aleación de acero en forma serpentines, en una etapa horizontal perpendicular al los gases de combustión, los cuales pasan entre ellos paralelamente (Figura 18). Los gases lo atraviesa y le ceden su calor saliendo con una temperatura de 381 ºC. Al final de la caldera, los gases de combustión son desviados horizontalmente hacia abajo y llevados, simétricamente respecto al centro de la caldera, en dos ducto de sección rectangular a los:

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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA Figura 18. Economizador (Fuente [2] y el autor)

- Precalentadores de aire regenerativo: Es un equipo para recuperar calor de los gases de combustión (Figura 9). El aire pasa a través de este cambiador de calor antes de ser mezclado con el combustible, y dado que la temperatura de los gases es superior a temperatura ambiente, se transfiere una cantidad de calor que reduce las pérdidas de energía. El calor añadido al aire pasa al hogar, reduciendo el combustible necesario en una cantidad igual, en valor calorífico, al que ha sido transferido al aire. Aproximadamente por cada 25ºC que se eleve la temperatura del aire, se ahorra un 1% de combustible. Los gases de combustión o humos entran con una temperatura de 334 ºC y salen del precalentador de aire con una temperatura de 154 ºC, por un canal que se divide en dos: el primero envía una parte de los humos con una temperatura de 148ºC a la chimenea y el otro envía el resto de los gases de combustión al: - Ventilador recirculador de gases (VRG): A igual que el VTF,es un ventilador centrifugo que absorbe parte de los gases de combustión y lo inyecta por debajo del generador de vapor (ver figura 5), para subir la temperatura en el hogar y disminuir el consumo de combustible.

Circuito de agua - vapor El agua es succionada por las bombas de agua de alimento, donde cada unidad o planta cuenta con tres bombas de 50% cada una (dos en servicio y una de reserva ).Dichas bombas impulsan el agua a través de los precalentadores de alta presión, la cual es conducida a la caldera a un precalentador llamado "economizador"( Figura 18 ), en donde el agua se calienta por convección en el interior de las tuberías de estos serpentines, los cuales fueron calentados por convección en el exterior, por los gases producidos en la combustión y que van hacia la chimenea. Esta agua entra al economizador con una temperatura de 249 º C y sale con una de 306 º C, atraviesa el paso vertical ascendente de la caldera y entra al Domo o tambor principales funciones son:

de

separación: En

donde

sus

cuatros

A) Separación del agua del vapor: Consiste en la separación del líquido que pudiera arrastrar el vapor que sale del tambor hacía el sobrecalentador y evitar que la evaporación del líquido en el sobrecalentador dejen depósitos que dificulten sus condiciones de transferencias de calor y ocasionen recalentamiento y posibles

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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA quemado de sus tubos. Esta separación la realiza mediante dos mecanismos de separación: Primario y Secundario( Figura 19)

Figura 19. Tambor de separación o Domo. (Fuente [2])

A.1) La separación primaria: Este mecanismo se efectúa mediante la acción de gravedad, acción centrifuga e impacto. A.1.1) Acción de gravedad: Al entrar la mezcla agua-vapor al domo se aprovecha la mayor densidad de líquido respecto al vapor, procurando la mayor superficie de evaporación (nivel medio del tambor el agua desciende y el vapor asciende) y el máximo recorrido del vapor por las placas deflectoras turbulencia, vórtices y bajas velocidades de flujo) A.1.2.) Acción centrifuga: Multiplica la diferencia de densidades mediante una aceleración artificial (centrifuga) obtenida en los ciclones, campanas de reversión o cambios bruscos de dirección. A.1.3.) Impacto: El impacto se la burbuja de vapor contra pantallas u otros tipo de obstáculos, ayuda a romper la tensión superficial de la película envolvente. A.2.) La separación secundaria o secado: La separación de las minúsculas gotas de líquidos que viajan en suspensión dentro del vapor, se logra haciéndolo pasar por recorridos intrincados (filtros de malla, viruta o placas perforadas). B) Lavado del vapor: En los generadores de vapor, es posible que juntos con el agua se evaporen algunas impurezas del tipo sílice, las cuales pasan por los sobrecalentadores y eventualmente se condensan en la turbina donde pueden ocasionar erosión y desbalance de las paletas. El lavado se puede realizar por atomización de agua destilada en el vapor que va a salir del domo( con una temperatura de 358 ºC), bajándole la temperatura a las partículas en el vapor, obligándola a precipitar en el líquido para después expulsarla mediante la purga continua de las sustancias perjudiciales para el generador de vapor, en la parte inferior del domo.

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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA C) Suministro de agua fría a los tubos de descenso y ascenso: Del domo el agua sube su temperatura y desciende por los tubos de caída o bajada (por fuera de la caldera), hasta unos colectores debajo de la caldera que distribuyen el agua por los tubos de ascenso o de subida, que son las "paredes de agua" o "evaporador", hacia arriba hasta llegar de nuevo al domo. A medida que el calor producido por la combustión, calienta el agua que va por las "paredes de agua", esta empieza a evaporarse, con lo que se forma una mezcla agua- vapor, que es conducida a un colector arriba y luego entra al domo. Este proceso cíclico que cumple el agua domo - tubos de descenso o caída -tubos de ascenso o de subida - domo, es lo que se denomina" Circulación Natural" (la densidad del agua es mayor que la del vapor), ya que debido al peso del agua en los tubos de caída, esta impulsa a la mezcla agua-vapor por los tubos de ascenso hacia el domo (Figura 20).

Figura 20. Circulación natural del agua-vapor. Fuente [2]

La mezcla agua-vapor al entrar al domo sufre una separación. El agua separada del vapor se mezcla con el agua que viene del economizador, aumentando la temperatura de esta mezcla a 332 ºC la cual entra a los tubos de caída. D) Tratamiento interno del agua del generador de vapor: El tambor de separación es el lugar más conveniente para provocar la sedimentación de impurezas (destilación intensa), para evitar que estas se adhieran al metal, para extraer agua de alta concentración de impurezas y para controlar la corrosión del metal por parte del agua. Esto se logra mediante alimentación de aditivos químicos tales como soda o potasa caustica o fosfatos (aceleran la sedimentación), compuestos coloidales 26

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA (reducen la adherencia) y anticorrosivos. La eliminación de agua de alta concentración se realiza mediante sistemas de purga de las zonas de mayor precipitación. El vapor separado sale del domo, ya como vapor saturado a una temperatura de 358 ºC y pasa al sobrecalentador 1, que son las "paredes de tubos" de la caldera, pero en la parte convectiva (tubos en contacto con los gases de combustión en el canal horizontal y en el segundo canal vertical).Del sobrecalentador 1, el vapor sale con una temperatura de 379 ºC hacia el sobrecalentador 2, que son serpentines en paralelos formando un banco o panel suspendidos desde la parte exterior del techo, calentados por los gases, y sale con una tempertura de 401 ºC. Después el vapor pasa al sobrecalentador 3 en donde eleva su temperatura a 455 ºC y luego este vapor pasa por una estación de "Atemperamiento" donde se disminuye su temperatura, para asegurar que absorberá el calor suficiente en el próximo y ultimo, que es el sobrecalentador 4, para salir a una temperatura de 541 ºC y entrar a la turbina de alta presión. Este vapor que sale del último sobrecalentador (4) va a la turbina de alta presión, donde se expande contra los alabes de ésta y la energía cinética y térmica del vapor se convierte en energía mecánica, imprimiéndole un movimiento rotatorio al eje de la turbina. Esto induce a que el vapor pierda gran parte de su energía térmica bajando su temperatura a 343 ºC y su presión a 43

El vapor es conducido nuevamente a la caldera hacia el elemento denominado "recalentador", donde su presión baja a 41,5 pero su temperatura aumenta a 540ºC y sale hacia la turbina de media presión. Aquí nuevamente, la energía térmica se convierte en energía mecánica y coayuda al movimiento del eje de 27

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA turbina, para luego pasar a la turbina de baja presión, donde realiza de nuevo su trabajo y entra al condensador donde vuelve a su estado líquido.

CONDENSADORES Y SISTEMAS DE ALIMENTACIÓN Un condensador es un intercambiador térmico, en cual se pretende que el fluido que lo recorre cambie a fase líquida desde su fase gaseosa mediante el intercambio de calor (cesión de calor al exterior, que se pierde sin posibilidad de aprovechamiento) con otro medio. La condensación se puede producir bien utilizando aire mediante el uso de un ventilador (aerocondensadores) o con agua (esta última suele ser en circuito semicerrado con torre de refrigeración, o en circuito abierto proveniente de un río o del mar). El tipo de condensador más empleado en centrales termoeléctricas es el que utiliza agua como fluido refrigerante, que además utiliza un circuito semiabierto de refrigeración con una torre evaporativa como sumidero del calor latente de vaporización.

Los aerocondensadores se utilizan cuando no se dispone de agua suficiente para alimentar una torre evaporativa. Aunque son más caros y provocan en el ciclo agua-vapor una pérdida de rendimiento, se utilizan cuando no existe otra posibilidad para condensar el vapor. El propósito del condensador termodinámico es pues provocar el cambio de estado del vapor a la salida de la turbina para así obtener máxima eficiencia e igualmente obtener el vapor condensado en forma de agua pura de regreso al tren de generación de vapor. Las razones para condensar el vapor son tres: 28

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA 

Se aprovecha el vapor a la salida de la turbina, cerrando el ciclo del agua

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Se reduce la presión a la salida, incluso por debajo de la atmosférica, con lo que el salto de presión es mayor y por lo tanto el rendimiento y la potencia de la turbina aumentan



El posterior aumento de presión del fluido puede realizarse en una bomba hidráulica, con un consumo energético menor que si se realiza en una caldera o en un compresor

Adicionalmente, el condensador recibe los siguientes flujos: 

Las purgas de los calentadores y otros elementos, que una vez enfriadas son incorporadas al circuito de condensado.

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El aire que procede de entradas furtivas en los diversos elementos del ciclo agua-vapor, a través de los cierres de la turbina de vapor o con el agua de reposición al ciclo. Éste debe ser extraído y enviado al exterior mediante eyectores o bombas de vacío.



El vapor procedente del escape de la turbo-bomba de agua de alimentación si la hay en la instalación.



El vapor de los by-pass de las turbinas, que en determinados modos de operación transitorios (arranques, paradas, disparos, cambios bruscos de carga) conducen directamente al condensador todo el vapor generador en la caldera una vez atemperado.

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El agua de aportación al ciclo para reponer las purgas, fundamentalmente la purga continua. Esta agua es desmineralizada y proviene del tanque de reserva de condensado.

Las condiciones en el interior del condensador son de saturación, es decir, está a la presión de saturación correspondiente a la temperatura de condensación del vapor. Esta presión es siempre inferior a la atmosférica, es decir, se puede hablar de vacío. Son intercambiadores de calor que utilizan agua fría (de una corriente natural o enfriada en una torre de enfriamiento) para enfriar y condensar el vapor de escape de la turbina. Al ser el flujo caliente bifásico (vapor y liquido) su diseño y operación es muy complejo. Se debe notar que como la bomba de condensado extrae el mismo caudal másico que entra, la presión queda fijada por el cambio de volumen de 29

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA vapor a líquido (del orden de 300/1), por lo que el condensador, y las últimas etapas de la turbina, trabajan a presión inferior a la atmosférica. La diferencia que esto puede producir es notable: del diagrama de Mollier (unidad 8) obtenemos sobre la curva de vapor saturado (fin de la expansión, ingreso al condensador) para: P=10 atm (T=180ºC), i=677 kcal/kg P=1 atm (T=100ºC), i=640 kcal/kg P=0.05 atm (T= 35ºC), i=613 kcal/kg Si el punto de ingreso a la turbina fuera 10 atm, 800ºC (i=850 kcal/kg), el salto entálpico sería de 173, 210 o 237 kcal/kg (10% y 37%). Al estar parte del circuito bajo vacío es inevitable que entre aire al circuito (y quizás otro gases no condensables como CO2). Se hace necesario extraer estos gases del condensador que está bajo vacío. Esto puede hacerse con bombas de vacío (costoso) o con eyectores de vapor. Una disposición típica sería:

Los eyectores pueden ser de uno o más pasos, condensando el vapor de eyección entre pasos:

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Los condensadores pueden ser de superficie o de mezcla. a) Condensadores de superficie: El agua fría circula por tubos y el vapor por el exterior de los tubos (mayor área de transmisión de calor) El diseño busca minimizar las pérdidas de carga debidas al paso del vapor y aprovechar el intercambio entre el liquido ya condensado y el vapor. Parte del vapor puede utilizarse para volver a calentar el condensado a la salida, creando así un poco de regeneración ( el agua que retorna a la caldera esta menos fría que lo estaba al condensar) La figura siguiente ilustra una disposición típica:

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Se aprecia que los tubos de agua están más próximos a medida que el vapor se va enfriando y condensando b) Condensadores de mezcla: Cuando, aparte de la turbina, hay otros usos del vapor que hacen necesario reponer una cantidad sustancial de agua, pueden utilizarse condensadores de mezcla, en los que el vapor condensa por contacto con el agua fría:

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Estos condensadores también pueden ser apropiados si hay abundante agua fría de buena calidad (arroyos de montaña). La condensación puede mejorarse pulverizando el agua fría:

Existen también condensadores de mezcla barométricos, que aprovechan el peso de la columna de agua para mantener vacío en el recipiente de mezcla:

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CLASIFICACION

CENTRALES TERMICAS CLASICAS O CONVENCIONALES

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Centrales Térmicas de Carbón FUNCIONAMINETO, CARACTERISTICAS, VENTAJAS Y DESVENTAJAS Las centrales térmicas que usan como combustible carbón, pueden quemarlo en trozos o pulverizado. La pulverización consiste en la reducción del carbón a polvo finísimo (menos de 1/10 mm de diámetro) para inyectarlo en la cámara de combustión del generador de vapor por medio de un quemador especial que favorece la mezcla con el aire comburente. Con el uso del carbón pulverizado, la combustión es mejor y más fácilmente controlada. La pulverización tiene la ventaja adicional que permite el uso de 35

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA combustible de desperdicio y difícilmente utilizado de otra forma. En estas se requiere instalar dispositivos para separar las cenizas producto de la combustión y que van hacia el exterior, hay incremento de efecto invernadero por su combustión, altos costos de inversión, bajo rendimiento y arranque lento

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Centrales Térmicas de Fuel-Oil FUNCIONAMIENTO, CARACTERISTICAS, VENTAJAS Y DESVENTAJAS En las centrales de fuel, el combustible se calienta hasta que alcanza la fluidez óptima para ser inyectado en los quemadores. Las de fuel-óil presentan como principal inconveniente las oscilaciones del precio del petróleo y derivados, y a menudo también se exigen tratamientos de desulfuración de los humos para evitar la contaminación y la lluvia ácida. El consumo de un millón de litros de gasolina emite a la atmósfera 2,4 millones de kilogramos de Dióxido de Carbono (CO2), el principal causante del cambio climático mundial. Arranque lento y bajo rendimiento.

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Centrales Térmicas de Gas Natural FUNCIONAMIENTO, CARACTERISTICAS, VENTAJAS Y DESVENTAJAS En vez de agua, estas centrales utilizan gas, el cual se calienta utilizando diversos combustibles (gas, petróleo o diesel). El resultado de ésta combustión es que gases a altas temperaturas movilizan la turbina, y su energía cinética es transformada en electricidad por un generador. El uso de gas en las centrales térmicas, además de reducir el impacto ambiental, mejora la eficiencia energética. Menores costos de la energía empleada en el proceso de fabricación y menores emisiones de CO2 y otros contaminantes a la atmósfera. La eficiencia de éstas no supera el 35% .

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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA CENTRALES TERMICAS NO CONVENCIONALES

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Centrales Térmicas de Ciclo Combinado FUNCIONAMIENTO, CARACTERISTICAS, VENTAJAS Y DEVENTAJAS Un ciclo combinado es, la combinación de un ciclo de gas y un ciclo de vapor. Sus componentes esenciales son la turbina de gas, la caldera de recuperación la turbina de vapor y el condensador. El ciclo de gas lo compone la turbina de gas, y el ciclo de vapor está constituido por la caldera de recuperación, la turbina de vapor y el condensador. La tecnología de las centrales de ciclo combinado permite un mayor aprovechamiento del combustible y, por tanto, los rendimientos pueden aumentar entre el 38 por ciento normal de una central eléctrica convencional hasta cerca del 60 por ciento. Y la alta disponibilidad de estas centrales que pueden funcionar sin problemas durante 6.500-7500 horas equivalentes al año. Uno de los principales problemas que plantean las centrales térmicas es que se trata de un proceso relativamente complejo de conversión de energías. Utilizan combustible de alto grado de calidad. Provocan contaminación con la alta emisión de gases.

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Centrales Térmicas de Combustión de Lecho Fluidizado FUNCIONAMIENTO; CARACTERISTICAS; VENTAJAS Y DESVENTAJAS Consiste en quemar carbón en un lecho de partículas inertes, a través del cual se hace pasar una corriente de aire. Esta soporta el peso de las partículas y las mantiene en suspensión, de modo que da la impresión de que se trata de un líquido en ebullición. Permitiría obtener rendimientos de hasta el 50%, disminuyendo al mismo tiempo la emisión de anhídrido sulfuroso. Su eficiencia es de 40 a 42% en ciclos combinados En la tecnología de lecho fluidizado se inyecta caliza directamente dentro de la caldera para capturar y remover el azufre del combustible como un subproducto seco. La temperatura del gas dentro de la caldera va de los 820°C a los 840°C, lo cual determina su diseño y el arreglo de las superficies de transferencia de calor. Este tipo de calderas puede ser atmosférico o presurizado.

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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA 

Centrales Térmicas Gicc Gasificación de Carbón Integrada en ciclo combinado FUNCIONAMIENTO, CARACTERISTICAS, VENTAJAS Y DESVENTAJAS La gasificación del carbón es un proceso que transforma el carbón sólido en un gas sintético compuesto principalmente de CO e hidrógeno (H2). El carbón es gasificado controlando la mezcla de carbón, oxígeno y vapor dentro del gasificador. La potencia media de estas centrales viene a ser de 300 MW, muy inferior todavía a la de una térmica convencional. Las ventajas medioambientales que ofrecen estas centrales se fundamentan en los bajos valores de emisión de óxidos de azufre y otras partículas. En la actualidad las IGCC alcanzan eficiencias de 45%, una eliminación de 99% de azufre. Bajos costos de combustible, admite combustible de bajo grado de calidad, bajo grado de emisiones, alto rendimiento, tecnología sin completa prueba de eficiencia, altos costos de inversión, plantas complejas, arranque lento.

TORRE DE ENFRIAMIENTO Las torres de enfriamiento son equipos que se usan para enfriar agua en grandes volúmenes, extrayendo el calor del agua mediante evaporación o conducción. El proceso es económico, comparado con otros equipos de enfriamiento como los cambiadores de calor donde el enfriamiento ocurre a través de una pared. Las torres de enfriamiento tienen como finalidad enfriar una corriente de agua por vaporización parcial de esta con el consiguiente intercambio de calor sensible y latente de una corriente de aire seco y frío que circula por el mismo aparato. Las torres pueden ser de muchos tipos, sin embargo el enfoque se centra en un equipo de costo inicial bajo y de costo de operación también reducido. Con frecuencia la armazón y el empaque interno son de madera. Es común la impregnación de la manera, bajo presión con fungicidas. Generalmente el entablado de los costados de la torre es de pino, poliéster reforzado con vidrio, o cemento de asbesto. Funcionamiento de una Torre de Enfriamiento El agua se introduce por el domo de la torre por medio de vertederos o por boquillas para distribuir el agua en la mayor superficie posible. El enfriamiento ocurre cuando el agua, al caer a través de la torre, se pone en contacto directo con una corriente de aire que fluye a contracorriente o a flujo cruzado, con una temperatura menor a la temperatura del agua, en estas condiciones, el agua se enfría por transferencia de masa (evaporación), originando que la temperatura del aire y su humedad aumenten y que la temperatura del agua descienda; la 38

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA temperatura límite de enfriamiento del agua es la temperatura del aire a la entrada de la torre. Parte del agua que se evapora, causa la emisión de más calor, por eso se puede observar vapor de agua encima de las torres de enfriamiento. Para crear flujo hacia arriba, algunas torres de enfriamiento contienen aspas en la parte superior, las cuales son similares a las de un ventilador. Estas aspas generan un flujo de aire ascendente hacia la parte interior de la torre de enfriamiento. Además, en el interior de las torres se monta un empaque con el propósito de aumentar la superficie de contacto entre el agua caliente y el aire que la enfría. Como ya hemos dicho, el enfriamiento de agua en una torre tiene su fundamento en el fenómeno de evaporación. La evaporación es el paso de un líquido al estado de vapor y solo se realiza en la superficie libre de un líquido, un ejemplo es la evaporación del agua de los mares. Las torres de enfriamiento se clasifican según la forma de suministro de aire en: l Torres de circulación natural 1. Atmosféricas 2. Tiro natural l Torres de tiro mecánico 1. Tiro inducido 2. Tiro Forzado l Otros tipos: Torres de flujo cruzado TIPOS DE TORRES DE ENFRIAMIENTO l Torres de Circulación natural 1. Atmosféricas: El movimiento del aire depende del viento y del efecto aspirante de las boquillas aspersoras. Se usan en pequeñas instalaciones. Depende de los vientos predominantes para el movimiento del aire. 2. Tiro natural: El flujo de aire necesario se obtiene como resultado de la diferencia de densidades, entre el aire más frío del exterior y húmedo del interior de la torre. Utilizan chimeneas de gran altura para lograr el tiro deseado. Debido al inmenso tamaño de estas torres (500 pie alto y 400 pie de diámetro), se utilizan por lo general para flujos de agua por encima de 200000 gpm. Son ampliamente utilizadas en las centrales térmicas. Torres de Tiro mecánico El agua caliente que llega a la torre puede distribuirse por boquillas aspersoras o compartimientos que dejan pasar hacia abajo el flujo de agua a través de unos orificios. El aire usado para enfriar el agua caliente es extraído de la torre, en cualquiera de las dos formas siguientes: 1. Tiro Inducido: El aire se succiona a través de la torre mediante un ventilador situado en la parte superior de la torre. Son las más utilizadas.

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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA 2. Tiro forzado: El aire se fuerza por un ventilador situado en el fondo de la torre y se descarga por la parte superior. Estas torres están sujetas particularmente a la recirculación del aire caliente y húmedo que es descargado, dentro de la toma del ventilador, debido a la baja velocidad de descarga y que materialmente reduce la efectividad de la torre. El tiro inducido con el ventilador en la parte superior de la torre evita esto y además permite una distribución interna más uniforme del aire. Torres de flujo cruzado: El aire entra a los lados de la torre fluyendo horizontalmente a través del agua que cae. Las corrientes de aire laterales se unen en un pasaje interno y dejan la torre por el tope. Las torres de flujo cruzado requieren más aire y tienen un costo de operación más bajo que las torres a contracorriente.

Equipo mecánico 1. Ventiladores 2. Motores l Sistema de distribución del agua: 1. Las torres a contracorriente dispersan el flujo a través de un sistema de distribución de spray a baja presión, desde un sistema de tuberías distribuido a lo largo de toda la torre. 2. Los diseños de flujo cruzado tienen un sistema de distribución del agua caliente por gravedad a través del empaque. La eficiencia global de una torre de enfriamiento esta directamente relacionada con el diseño del sistema de distribución de agua caliente. La consideración principal en la selección del tipo de sistema de distribución de agua para una aplicación específica es la cabeza a vencer por la bomba. La cabeza de la bomba impuesta por una torre de enfriamiento consiste de la altura estática (relativa a la altura desde la entrada, más la presión necesaria para mover el agua a través del sistema de distribución y sobre el relleno. 40

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA La cabeza de bombeo varía de acuerdo a la configuración de la torre.

Torres contracorriente: utilizan un sistema de distribución de spray a alta presión para lograr cubrir todo el relleno de la torre. El patrón de spray de las boquillas es sensible a los cambios en el flujo de agua, y a los cambios en la presión de las boquillas. Las torres a contracorriente tienen un área de presión menor que las de flujo cruzado pero requieren altura adicional, altura estática y cabeza dinámica para alcanzar el mismo efecto de enfriamiento. Las torres a flujo cruzado utilizan un sistema de distribución diferente. El agua caliente es distribuida a través de los empaques por gravedad a través de unos pequeños orificios ubicados en el piso de la base de entrada. Tal sistema no es un sistema de distribución en spray. El aire se mueve horizontalmente a través del empaque y se cruza con el agua que cae. En las torres de flujo cruzado el componente de presión interna de la cabeza de bombeo es insignificante debido a que el flujo es principalmente por gravedad Comparadas a las torres de flujo cruzado las contracorriente pueden requerir de 5 a 6 psig adicionales de cabeza para alcanzar una distribución adecuada del spray. Esta elevada cabeza de bombeo conduce a mayores costos iniciales y anuales por consumo de energía de las bombas. En las torres contracorriente la resistencia al flujo ascendente del aire por parte de las gotas que caen resulta en una elevada pérdida de presión estática y una mayor potencia del ventilador que en flujo cruzado.

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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA Las torres a flujo cruzado contienen una configuración del relleno a través de la cual el aire se mueve horizontalmente a través del agua que cae. Las torres de flujo cruzado utilizan esencialmente toda la altura de la torre para las rejillas de ventilación, reduciendo la velocidad de entrada del irá, y minimizando la recirculación y pérdida de tiro. Relleno: l Distribuido dentro de la torre suministra el área superficial para la transferencia de masa y calor. l Eliminadores de desviación l Base recolectora del agua fría El agua fría es recogida por la base del fondo l Desviadores del flujo de aire l Cubierta de redistribución En torres de flujo cruzado se necesita romper la corriente de agua que baja.

SELECCIÓN Se requiere el volumen por unidad de tiempo del agua a enfriar, la temperatura de entrada así como la temperatura de salida del agua. También, es necesaria la temperatura de bulbo húmedo, la temperatura de bulbo seco y la presión atmosférica o la altura sobre el nivel del mar. Con toda esta información es posible trazar una curva de saturación de humedad del medio ambiente y de esa manera compararla con la curva de operación de la torre de enfriamiento seleccionando el equipo que se encuentre más cercano entre ambas curvas. El relleno de la torre se encuentra dispuesto de manera tal, que las gotas de agua se encuentran más tiempo en contacto con el aire, proporcionando mayor 42

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA enfriamiento en el agua. Éste es fabricado en lamina corrugada de P.V.C o aluminio. Cuando se tienen temperaturas de entrada a la torre por encima de los 45°C, se recomienda utilizar relleno de aluminio que cuenta con un ánodo de sacrificio de zinc. CICLO HIDROLÓGICO El ciclo del agua, también conocido como ciclo hidrológico, describe el movimiento continuo y cíclico del agua en el planeta Tierra. El agua puede cambiar su estado entre líquido, vapor y hielo en varias etapas del ciclo, y los procesos pueden ocurrir en cuestión de segundos o en millones de años. Aunque el equilibrio del agua en la Tierra permanece relativamente constante con el tiempo, las moléculas de agua individuales pueden circular muy rápido. El sol dirige el ciclo calentando el agua de los océanos. Parte de este agua se evapora en vapor de agua. El hielo y la nieve pueden sublimardirectamente en vapor de agua. Las corrientes de aire ascendentes toman el vapor de la atmósfera, junto con el agua de evapotranspiración, que es el agua procedente de las plantas y la evaporación del suelo. El vapor se eleva en el aire, donde las temperaturas más frías hacen que se condense en nubes. Las corrientes de aire mueven las nubes alrededor del globo. Las partículas de las nubes chocan, crecen y caen del cielo como precipitación. Algunas caen como precipitaciones de nieve y pueden acumularse como casquetes polares y glaciares, que almacenan el agua congelada durante miles de años. En climas más cálidos, los bloques de nieve a menudo se descongelan y se derriten cuando llega la primavera, y el agua derretida fluye por la tierra. La mayor parte de la precipitación cae sobre los océanos o la tierra, donde, debido a la gravedad, fluye sobre la superficie. Una parte de ese agua entra en los ríos a través de valles en el paisaje, y la corriente mueve el agua hacia los océanos. El agua filtrada pasa a las aguas subterráneas, que se acumulan y son almacenadas como agua dulce en lagos. No toda el agua fluye por los ríos. La mayor parte de ella empapa la tierra comoinfiltración. Un poco de agua se infiltra profundamente en la tierra y rellena acuíferos (roca subsuperficial saturada), que almacenan cantidades enormes de agua dulce durante períodos largos del tiempo. Algunas infiltraciones permanecen cerca de la superficie de la tierra y pueden emerger, acabando como agua superficial (y oceánica). Algunas aguas subterráneas encuentran grietas en la tierra y emergen. Con el tiempo, el agua sigue fluyendo, para entrar de nuevo en el océano, donde el ciclo se renueva.

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IMPUREZAS, DUREZA Y EFECTOS Las acciones más perjudiciales y más importantes para los procesos de una central termoeléctrica debidas a las impurezas del agua que deben ser evitadas con el tratamiento adecuado son las siguientes: • Incrustaciones. • Corrosiones. • Fragilidad cáustica. • Arrastres y formación de espumas. 5.1.1.- Incrustaciones. Se deben fundamentalmente a las sales de Calcio y Magnesio, presentes en el agua en cantidades apreciables, que por calentamiento que concentran y precipitan, formando depósitos duros y térmicamente aislantes. Estos compuestos de calcio y magnesio, ocasionalmente se cementan con Sílice. Incluso en condiciones severas se pueden construir silicatos complejos y óxidos de hierro y cobre mezclado. Los efectos directamente ocasionados son: • Reducción de coeficiente de transmisión del calor. • Reducción de la sección libre del paso del fluido. • Rotura de tubos de agua por sobrecalentamiento. La solución preventiva consiste en eliminar o reducir al máximo, el contenido de estas sales en el agua de alimentación, mediante procedimientos adecuados. 5.1.2.- Corrosiones. Son ocasionados principalmente por el oxígeno disuelto en el agua, por el dióxido de carbono libre o por ácidos minerales. La consecuencia siempre es una disolución del metal (en caldera de recuperación, tuberías, etc.) y, por tanto, pérdida de espesor y resistencia mecánica del material, además de formación de sedimentos que pueden acumularse en determinados puntos produciendo efectos perjudiciales. La solución consiste en eliminar los ácidos minerales totalmente dentro del proceso de tratamiento de agua de aporte, y reducir los gases libres al mínimo, en especial el oxigeno disuelto y el dióxido de carbono. En este caso, estos gases se reducen fuertemente en el condensador, quedando en pequeñas cantidades, para lo que ésta necesario un acondicionamiento químico en distintas etapas del ciclo agua-vapor de la central termoeléctrica 5.1.3.- Fragilidad cáustica. Esta se produce en puntos donde el metal trabaja a altas tensiones y además existe una elevada concentración de hidróxidos alcalinos. 44

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA Generalmente se produce una rotura ínter cristalina del metal. Se evita con un acondicionamiento adecuado del agua en el interior de la caldera (tratamiento coordinado). 5.1.4.- Arrastres y formación de espumas. Se debe químicamente a la presencia excesiva de sólidos disueltos o en suspensión, de alta alcalinidad y presencia de aceite y materia orgánica. También puede producirse por alta velocidad de vaporación. Las consecuencias son sobrecalentamientos erráticos por depósitos de sustancias en zonas de vapor y, depósitos de productos en alabes de turbina. Se evita manejando la purga adecuadamente; con separadores mecánicos en el calderín, manteniendo el nivel del calderín bajo, no sobrepasando la vaporización máxima o en caso extremo con adición de antiespumantes orgánicos. 5.2.- PARÁMETROS FUNDAMENTALES. A continuación se exponen los parámetros más fundamentales que definen cada tipo de impurezas. De acuerdo a la dureza, las aguas se clasifican en: Dulce 0 ≤ ppm ≤ 150 Duras 150 < ppm ≤ 220 Muy duras 220 < ppm ≤ 350 Durísima 350 < ppm 5.2.1.- Alcalinidad. La alcalinidad o basicidad del agua, es decir, el aumento de oxhidrilos sobre el estado neutro o, lo que es lo mismo, la disminución de hidrogeniones por debajo del estado neutro, puede ser provocada por bases que al ionizar dan los correspondientes oxhidrilos, o también puede ser provocada por substancias neutras por naturaleza, las cuales provocan reacciones que dan como resultado la aparición de unos oxhidrilos que ellas mismas no poseen. A las substancias que le ocurren esto se les dice que tienen “reacción alcalina”. Entre ellas se encuentra el Carbonato de sodio (Na2SO4), el sulfito de sodio (Na2SO3) y el fosfato trisódico, el cual puede ser Anhidro (Na3PO4) o tener agua en su composición como el fosfato trisódico comercial (Na3PO4.12H2O). Así por ejemplo, el carbonato de sodio reacciona con agua según la ecuación.

Produciendo Sosa Cáustica, causa de la reacción alcalina, como en este caso, una sal reacciona con el agua en que se disuelve, este fenómeno es llamado hidrólisis. La medición de la alcalinidad tiene por objeto establecer un número que permita conocer la posibilidad de que el agua pueda defenderse contra un descenso de pH. 45

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA Para ello se han establecido el índice sódico y el índice de alcalinidad de los cuales se puede decir que mientras el pH mide la acidez o la alcalinidad actual, estos miden la acidez o la alcalinidad potencial, siendo necesario recurrir a ellos cuando el pH > 9. El índice sódico (i), en el que se toman en cuenta el hidróxido de sodio, el carbonato de sodio, el sulfito de sodio y el fosfato trisódico, se calcula con la formula siguiente.

Se entiende por índice de alcalinidad de un agua alcalina, la cantidad necesaria de centímetros cúbicos de disolución decimonormal de ácido para poder neutralizarla. Se distingue el índice de alcalinidad a la fenoftaleína (P), del índice de alcalinidad al metilnaranja (M), con el fin de deducir las alcalinidades, es decir, el número de ppm de hidróxido de sodio, carbonato de sodio y de bicarbonato de sodio que contiene el agua problema. 5.2.2.- Grado de acidez pH. El pH da el grado de acidez de un medio. En las aguas utilizadas en instalaciones industriales, este deberá controlarse de acuerdo con las características de los materiales utilizados y con otros parámetros (carácter incrustante o corrosivo del agua), de manera que existirá un pH óptimo para cada proceso. El pH de una solución acuosa se determina por uno de los siguientes métodos: a) Electrométrico: Se funda en las pilas de concentración cuyo funcionamiento viene regido por la ley de Nersnst. En las cuales la fuerza electromotriz generada (medida en minivoltios por su pequeño valor) es directamente proporcional al pH de la solución acuosa utilizada. Este método es el más comúnmente utilizado dada su sencillez en el manejo, así como la brevedad con que se obtiene su medición. Los medidores de pH para indicación o registro continuo, se fundamentan en este método. b) Colorimétrico: Se funda en el conocimiento y empleo de los indicadores, los cuales son substancias orgánicas empleadas en disolución muy diluida, para evitar influencia en el líquido problema.

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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA Estos tienen la propiedad de cambiar de color en medio ácido o alcalino, debido a que su molécula disociada y aquél de sus iones que permanece después de la acción del ácido, o de la base, son de distinto color. 5.2.3.- Salinidad. Se refiere a la cantidad total de substancias disueltas en el agua, la cual se puede medir por tres métodos: desecación, determinación de la densidad y determinación de la conductividad. a) Método por desecación: Es el método más preciso, pero tiene el inconveniente de ser muy lento ya que requiere llevar a sequedad una muestra de agua y pesar posteriormente el residuo. b) Método por medida de la densidad: Es un método muy poco preciso y que emplear solamente cuando se tiene un contenido salino muy elevado. c) Método por determinación de la conductividad: Con este método se conoce el aporte del conjunto de sales a la conductividad total, pero no de que sales se trata ni la cantidad de cada una de ellas. Es la más habitual y rápida, esta medición se fundamenta en la variación que sufre la conductividad con la variación de la concentración de sales disueltas (electrolitos), que son un conductor de segunda especie. La medida se realiza con el conductivímetro, el cual es un puente de Wheatstone alimentado por corriente alterna. El equipo mide la conductividad específica (N), que es proporcional a la conductividad de todas las sales disueltas (aniones y cationes. La unidad de medida en aguas muy puras µmho/cm ó siemens/cm). Es muy interesante medir la conductividad catiónica, que es la conductividad resultante después de pasar la disolución en cuestión, por un lecho de resinas catiónicas. El objeto de todo es eliminar algunos cationes del medio, de los cuales se conoce su presencia, que pueden enmascarar las impurezas que realmente interesa controlar. Al eliminar los cationes, quedan en la disolución los ácidos correspondientes a las sales de procedencia, aumentando así el valor de la conductividad. Por ejemplo, el amoníaco, que se presenta como NH4+ +OH- al entrar en la columna catiónica da la siguiente reacción:

Dando una consiguiente disminución en la medida de la conductividad. Por otra parte, mejora la sensibilidad a la medida de salinidad y dureza debido a la formación de los ácidos respectivos. Por ejemplo, el cloruro de sodio:

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Como la conductividad de los hidrogeiones (H+) es cinco o más veces mayor que la de los iones metálicos (Na+), la sensibilidad de la medida se ve mejorada, siendo más fácil detectar las variaciones en el contenido de impurezas. 5.2.4. Materia en suspensión. A efectos de tratamiento de aguas es importante conocer el contenido de la materia en suspensión en el agua cruda. La materia en suspensión y coloidal debe eliminarse mediante coagulaciónfloculación y posterior filtración. Conviene conocer dicha materia, a fin de ajustar los reactivos a utilizar. 5.2.5.- Turbiedad. Este parámetro da una idea del contenido de materias coloidales en el agua, tanto de origen mineral como orgánico. Esta relacionado con la transparencia y, es indispensable su conocimiento en el análisis de un tratamiento. 5.2.6.- Color. El color verdadero se debe generalmente a la presencia de materias orgánicas disueltas o. coloidales. Es por tanto otro parámetro importante para el estudio de tratamientos de agua. No existe una relación entre el color y el contenido de materia orgánica, pues esta puede ser o no coloreadas. El método más empleado para su medición es el del platino-cobalto y, se compara el agua a analizar con soluciones de platino-cobalto de diferentes concentraciones conocidas. El color de estas soluciones se expresa por la concentración de platino en ppm. 5.2.7.- Agresividad. El conjunto de los factores ambientales que actúan sobre la corrosión de un elemento se denomina agresividad. La agresividad de un líquido respecto a un metal se define como el peso que pierde éste por unidad de superficie, durante un tiempo determinado al sumergirse en dicho líquido. En la tabla 1 se da la agresividad relativa de diversas sales en disolución acuosa 0.01 N respecto al agua pura, que se toma igual a la unidad. Se observa que los cloruros son más agresivos que los sulfatos y que de todos ellos él más agresivo es el cloruro de magnesio. Disolución de cloruro de sodio Disolución de sulfato de sodio Disolución de cloruro de calcio Disolución de sulfato de calcio Disolución de cloruro de magnesio Disolución de sulfato de magnesio Agua pura

31.1 18.8 19.0 10.5 51.5 20.5 1.0

Tabla 1.- Agresividad relativa de las sales en disolución acuosa. 48

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA En la figura 1 se representa la velocidad de agresividad con el pH para aceros al carbono, en la cual se observa un mínimo para pH comprendido entre 9 y 10.

Agresividad de las soluciones para aceros al carbono, de acuerdo al pH Los coloides son partículas de tamaño inferior a 0.2 micras que no pueden ser retenidas por filtración y que pueden permanecer en suspensión por tiempo indefinido, además poseen cara eléctrica del mismo signo, lo cual impide que se aglomeren entre si. En las aguas naturales los coloides poseen normalmente carga negativa. Para tal efecto se emplea la dosificación de Cloruro Férrico (FeCl3) en la línea de alimentación al descarbonatador, este anula las fuerzas repulsivas o actúa sobre la hidrofilia de las partículas coloidales por medio del catión, una aglomeración de los coloides "descargados" que resulta de diversas fuentes de atracción ente partículas puestas en contacto, conduce a un tamaño suficiente de los flóculos que precipitan mas fácilmente. El Cloruro Férrico es indispensable para aumentar la densidad de los Iodos de CaCO3 en el Clarificador/Descarbonatador. Es frecuente usar el cloruro férrico con cal en ablandamiento o descarbonatación, la reacción es:

El precipitado voluminoso es el Fe(OH)3 Se dosifican de 5 a 50 g/m3 del producto comercial (generalmente liquido) FeCl3. 6H2O. Se necesita como un medio más de cal que de cloruro férrico.

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SISTEMA DE TRATAMIENTO DEL AGUA DE ALIMENTACIÓN INTRODUCCIÓN AL CONCEPTO DE ÓSMOSIS INVERSA. Para comprender el concepto de ósmosis inversa en necesario conocer y entender los siguientes conceptos básicos: Concepto de Ósmosis (Ósmosis directa). La ósmosis es un proceso natural que ocurre en todas las células vivas. La ósmosis permite la vida del reino vegetal y del reino animal, incluyendo a los seres humanos, al inducir que el agua fluya por difusión desde zonas donde se encuentra relativamente pura, con baja concentración de sales, a zonas donde se encuentra con altas concentraciones a través de una membrana semipermeable. En pocas palabras es la extracción de agua pura del medio ambiente. Concepto de Membrana semipermeable. Es cualquier membrana animal, vegetal ó sintética en la que el agua puede penetrar y traspasar con mucha más facilidad que los otros componentes que se encuentran en solución en la misma. Por ejemplo, las raíces de las plantas permiten extraer del suelo el agua por el proceso de ósmosis. El agua que se encuentra en el suelo relativamente pura, pasa por difusión a través de las membranas de las raíces para diluir la alta concentración de sales que normalmente tiene la savia de la planta, ya que a esta el agua se le evapora continuamente por las hojas. El objetivo de la ósmosis natural es permitir que los seres vivos puedan absorber o chupar agua del medio ambiente. Concepto de Ósmosis inversa. Este es un proceso inventado por el hombre en el cual se invierte el fenómeno de la ósmosis natural. Como ya mencionamos, el objetivo de la ósmosis natural es absorber y en efecto contaminar agua pura. El objetivo de la ósmosis inversa es obtener agua pura de agua relativamente impura o salada. Esto se logra separando un caudal de agua contaminada con sales a un caudal de agua pura. En le proceso de la ósmosis inversa, se le aplica presión a la solución que tiene más alta concentración de sales y se hacer pasar a través de una .membrana semipermeable sintética y así se forza a obtener un caudal inverso de agua pura. La ósmosis inversa es un proceso continuo que siempre tiene tres corrientes diferentes de agua, una de entrada y dos de salida. De las tres ya mencionamos dos, El agua contaminada con sales (agua de alimentación), el agua pura (agua producto), pero existe otra corriente de agua en un equipo de ósmosis inversa que consideramos la más crítica: el rechazo o concentrado. Esta corriente arrastra continuamente casi todas las sales y demás contaminantes que rechaza la 50

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA membrana. Las sales que se encuentran en solución a punto de saturarse, se extraen del sistema acarreadas por dicho caudal de rechazo. Como podemos ver, la ósmosis inversa es también un concentrador de sales, que además de sales el rechazo contiene en suspensión concentrada de materia orgánica, virus, bacterias, algas y demás impurezas que contiene el agua de alimentación.

Existen 5 principales factores que afectan a una membrana de O.I. A. Presión. B. Hidrólisis. C. Bacterias. D. Temperatura. E. Oxidación. F. Dureza.

A. La presión excesiva tiende a deformar o deformar a la membrana. La deformación causa que la membrana sea menos porosa provocando un decremento en el flujo de producto. B. La hidrólisis es un ataque químico por cambio de pH y temperatura. Esto ocurre cuando la temperatura es alta y el pH está por debajo de 3 o por arriba de 8. Para una óptima operación, el valor de PH debe ser entre 5 y 6. C. Las bacterias tienden a instalarse y crecer en la membrana. Esto daña irreversiblemente a la capa de rechazo de sales de la membrana y permite el paso relativamente libre de sales e impurezas. D. Una temperatura por encima de los 40 °C deberá evitarse ya que, según aumenta el agua puede permear a través de la membrana más fácilmente. La presión disminuye un 5 % por cada grado que aumente la temperatura. 51

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA E. Los oxidantes a la larga dañan a las membranas de ósmosis inversa y, por lo tanto, conviene controlar el exceso de éstos. La oxidación por cloro es la más común, el nivel residual de cloro se deberá reducir a cero para alargar la vida útil de la membrana. F. La dureza es uno de los problemas más comunes que ocurren en la operación del equipo O.I. Los iones de Calcio y Magnesia (causantes de la dureza) tienden a depositarse en la membrana, éstos tapan a al superficie de la membrana ocasionando que bajen los niveles de producción del equipo. Definiciones y Términos De Los Parámetros De La Ósmosis Inversa. Agua de alimentación: Agua con que se alimenta al equipo de O.I. Agua producto: Agua pura producida por el equipo de O.I. Agua de Rechazo: Agua de desecho de la O.I. Que va directo al drenaje. Membrana: Se refiere a la membrana de O.I. GDP (galones por día): Medida estándar en que es medida la capacidad de producción de agua producto en un equipo de O.I. PPM (partes por millón): Método en que es medida la calidad de agua producto. % de recuperación: Cantidad de agua de alimentación que es recuperada por la membrana de O.I. En forma de agua producto. Por ejemplo, si se introducen 100 galones como agua de alimentación, y de estas se producen 60 galones como agua producto y 40 como rechazo, entonces se dice que la recuperación es de 60 %. % de rechazo: Porcentaje de sales y minerales que son rechazadas por la membrana en relación con el agua de alimentación.

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Tabla de principales componentes químicos que afectan las membranas de O.I. Componente

Efectos que produce

Modos de controlar

Calcio(Ca++) y alcalinotérreos pesados(Sr++ y Ba++)

Forma incrustaciones en las membranas con el CO3 y el SO4

Evitar altas concentraciones de este catión y tratarse con antiincrustantes

Magnesio (Mg++)

Similar a los anteriores pero más soluble que ellos

Igual que los anteriores. Además puede eliminarse por lavado sencillo de las membranas (Flushing)

Sodio (Na+) y potasio (K+)

A altas concentraciones afecta a la calidad del producto (son difíciles de rechazar)

Mantener alto los flujos de rechazo

Forma incrustaciones con el calcio y el magnesio

Dosificando ácido al agua de alimentación de O.I.

Sulfatos (SO4=)

Precipita en las membranas como CaSO4 a partir de 2.5 ppm

Utilizar aditivos (Hexametafosfato de Sodio)

Cloruros (Cl-) y Fluoruros (F-)

Son difíciles de rechazar por O.I. La concentración de Cl se usa como una norma de rechazo

Mantener alto los flujos de rechazo

Cloro libre (Cl2)

Perfora las membranas

Mantener la concentración al límite

Sílice coloidal (SiO2)

Afecta relativamente poco a la obturación de las membranas

Se elimina por lavado de membranas con detergente de fosfato

Sílice reactiva (SiO3H-)

Forma incrustaciones sobre las membranas. Cuando su concentración es 110 ppm a 25 º C Sobre todo en presencia de Al y Fe

Mantener alto los flujos de rechazo y lavar las membranas periódicamente

El Fe2+ no afecta, el Fe3+ y Al3+ forman incrustaciones con el sílice

Utilizar tuberías no ferricas y/o evitar oxidaciones. Lavados periódicos de las membranas

Colmata las membranas

Filtrado previo y lavado

Carbonato (CO3-) Bicarbonato (HCO3-)

Hierro (Fe2+, aluminio (Al3+)

Turbidez

Fe3+)

y

y

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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA de membranas pH

A pH alto precipitan las Bajar el pH a 6.5 sales de CaCO3, CaSO4, etc.

La aplicación de la ósmosis inversa a la solución de problemas en el tratamiento de agua, requiere del entendimiento de los mecanismos que comprende el proceso, las limitaciones y los requisitos de un pretratamiento. El equipo está cuidadosamente diseñado para asegurar que se mantenga un flujo suficiente dentro de la membrana. Este factor es importante para hacer eficiente la operación de la membrana. La razón es que cuando el agua pasa a través de la membrana a presión, deja detrás en la superficie de la membrana, un alto porcentaje de sales disueltas y sólidos en suspensión, y esto se concentra más y más en cada paso del sistema. Hay que recordar que la ósmosis inversa es también un proceso concentrador de sales. Según aumenta el porcentaje de recuperación, aumenta la concentración de sales en el agua de rechazo. Llega un momento en que si se excede el límite de precipitación de la solubilidad, se forman cristales sobre las membranas. Cuanto más sea el porcentaje de recuperación, mayor es el factor de concentración de las sales del agua de alimentación como se describe en la siguiente tabla: % de recuperación 50% 67% 75% 80% 83% 88% 90% 95%

Factor de concentración

2C 3C 4C 5C 6C 8C 10C 20C Tabla 2.- Porcentaje de recuperación contra el factor de concentración.

Es por esto que se debe mantener suficiente flujo dentro de la membrana para lograr que las sales sean transportadas fuera de la membrana con más eficiencia. Por esta razón no se deben exceder los límites de operación diseñados para el equipo. Entre menos concentración mantengamos, mejor está la calidad de agua producto. En otras palabras, a menor % de recuperación, mejor será la calidad del agua.

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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA Es importante saber que el flujo de agua producto es relativamente descargado a presión atmosférica, regularmente a un tanque con ventilación. No se podrá operar el equipo con una válvula en la línea de descarga de agua producto a menos que se instale una válvula de seguridad. La razón es que, la alta presión que existe en el sistema, transporta al agua a través de la membrana, y un flujo cero del agua producto ocasiona que se igualen las presiones en ambos lados, y las líneas que transportan el agua producto no resistirán alta presión. Las membranas son capaces de resistir 200 psi de presión" positiva" (alimentación de agua en dirección al agua producto), pero no pueden tolerar presión "negativa" (agua producto en dirección al agua de alimentación). Esta presión negativa no deberá ser mayor a 2 psi. Para prevenir un daño a las membranas por este factor es necesario instalar una válvula check en la línea de agua producto, para que cuando el sistema deje de operar, la presión negativa sea en la válvula. Cuando el sistema de O.I. Es apagado y no hay presión en las membranas, una parte de agua de alimentación se queda dentro de la membrana y esta se mezcla con el agua producto, y el resultado es cuando se enciende el equipo, la primer parte de agua producto tiene un alto contenido de sales que tienden a bajar a los pocos segundos. La calidad de agua producto se relaciona con la concentración del agua de alimentación. Por ejemplo, si el agua de alimentación está a 50 ppm en sólidos disueltos, el agua producto tendrá una salinidad de aprox. 2 a 5 ppm. Si el agua de alimentación tiene 500 ppm de SDT, el agua producto estará entre 20 y 25 ppm. Para medir esto se utiliza un medidor de sólidos disueltos totales (SDT). Importancia Del Pretratamiento Sistemas De Ósmosis Inversa. Para el agua de alimentación a la ósmosis inversa debe ser retratada en casi todos los casos con el fin de evitar incrustaciones y obstrucciones en la membrana con materia en suspensión. Todas las plantas de O.I. Deben tener filtros cartucho antes de la bomba de alta presión. Los filtros cartucho protegen a la bomba contra cualquier partícula abrasiva que pueda dañarla. También protege a las membranas contra taponamiento u obstrucción. El tamaño de los filtros cartucho depende del flujo de agua y otra manera de especificar el tamaño es atribuir una caída de presión máxima de 2 psi cuando estén limpios. INTRODUCCIÓN AL TRATAMIENTO DE DESMINERALIZACIÓN. Definición De Intercambiador lónico. Son redes tridimensionales de tipo macromolecular. Tienen cargas fijas por unidad estructural. Las cargas fijas están neutralizadas por iones de signo contrario que pueden moverse entre las mallas de la red, los cuales se denominan iones intercambiables o móviles. Según que las cargas fijas sean negativas o positivas, se tendrán respectivamente, intercambiadores de cationes o de aniones. 55

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA Los intercambiadores de iones están formados por granos, esferas o películas macromoleculares sólidas, polares e insolubles, de origen mineral u orgánico, y constituidos por flóculos de gran superficie interna que poseen iones más o menos móviles. La más destacada característica de los intercambiadores de iones es su insolubilidad, temperatura máxima de trabajo, porosidad, densidad, y estabilidad frente a los agentes químicos. Íntimamente ligada a su estructura, esta también otra característica de gran importancia. Todas las resinas sintéticas intercambiadoras de iones presentan, en su forma comercial, un elevado contenido de humedad que varía del 40 al 60 %. Puede asimilarse un intercambiador iónico a una esponja, con los iones contrarios moviéndose por los poros. Al introducir la esponja en la disolución, los iones móviles pueden abandonar los poros y flotar en el líquido exterior, pero debe subsistir la electronegatividad. Por tanto si un ión móvil abandona el poro, debe penetrar otro ión móvil del mismo signo. Después de un tiempo se alcanza el "equilibrio de intercambio Iónico" y tanto el intercambiador como la disolución contienen especies iónicas móviles. En el equilibrio, las relaciones de concentraciones de las especies iónicas contrarias no es la misma en el intercambiador que en la disolución. La facultad para elegir entre varias especies se le denomina "Selectividad". Además de los iones móviles, también pueden entrar en los poros de la red partículas del disolvente, dando lugar a la "inhibición" o "hinchamiento" del intercambiador. La estabilidad química y térmica de las resinas es limitada. La mayoría de las resinas comerciales son estables en todos los disolventes orgánicos corrientes, excepto en presencia de agentes oxidantes o reductores fuertes. También se estropean a temperaturas superiores a los 100 °C. Los intercambiadores de aniones empiezan a deteriorarse al rededor de los 60 °C. La mayoría de las resinas intercambiadoras se presentan en forma granulada, con dimensiones comprendidas entre los 0.3 y 1.2 mm. El tamaño de la resina tiene mucha importancia, por la expansión del lecho, por la pérdida de carga y, porque el poder de cambio está directamente afectado por el tamaño de la partícula, ya que la reacción de cambio se produce generalmente en la superficie. La caída de presión disminuye cuando aumenta el tamaño de la partícula pero también disminuye la capacidad de cambio por tanto llega a una solución de compromiso. Es muy importante también la resistencia mecánica de la resina. Los intercambiadores iónicos se pueden agrupar como se indica:

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Definición De Intercambiador Aniónico. Estos intercambiadores permutan aniones (A-) por hidróxilos (OH-) obteniéndose un efluente alcalino, o bien permutan aniones unos por otros. Definición De lntercambiador Catiónico. Estos intercambiadores permutan los cationes (M+) por protones (H+), obteniéndose un efluente ácido debido a los H+ liberados, o bien unos cationes con otros sin variación de pH. Definición De Intercambiador De Lecho Mixto. Difieren esencialmente del procedimiento de lechos separados, ya que las dos resinas anión y catión, se encuentran en un mismo aparato. Su función es eliminar algunas trazas de cationes y aniones dando como resultado un efluente de pH neutro. Igualmente, en procesos en los que interesa mantener ciertas concentraciones de sales específicas, se permutan las sales indeseables por otras. Por ejemplo, si una sal de cloruro de fierro Fe2+ Cl2- entra al lecho mixto, el catión ferroso sería retenido por la resina catiónica liberándose el Li+ y el Cl- sería retenido en la resina aniónica con liberación de BO33+.

Estos desmineralizadores de lecho mixto no contienen la misma cantidad de resina aniónica que catiónica. La mezcla es aproximadamente 2 de aniónica por 1 de catiónica en proporción inversa de su capacidad de intercambio. De esta forma se asegura a la salida del lecho una neutralidad bajo el punto de vista de cargas. 57

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA Las resinas, antes de ponerse en servicio, se mezclan íntimamente por agitación con aire comprimido, y el conjunto se comporta como una infinidad de intercambiadores de cationes y aniones en serie. Con esta disposición se puede obtener un agua de gran pureza. Conductividad: Sílice: Salinidad: Ph:

0.05-0.20 µs/cm < 0.02 ppm Constante durante el ciclo ≈ 7 neutro

Las ventajas más importantes de lechos mezclados, con relación a lechos separados es la siguiente: • Agua de alta pureza y calidad constante. • Menor consumo de agua de enjuague. • Valor de pH prácticamente neutro. • Certeza en eliminación de iones que el análisis no detecta en el nivel de trazas. Tiene como inconveniente, menor poder de intercambio y un comportamiento más delicado. Hay que tener en cuenta además la necesidad de una separación de una separación y de una mezcla perfectamente correcta. DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO

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CALENTAORES DEL AGUA DE ALIMENTACIÓN Calentadores de tipo cerrado

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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA Los calentadores del tipo cerrado son usados frecuentemente entre la descarga de la bomba d alimentación y la caldera, para incrementar la temperatura del agua de alimentación y aproximarla a la temperatura de ebullición de la caldera. El calor del vapor que es extraído de la turbina después de una expansión parcial; es usado en el calentador en lugar de desperdiciarse en el condensador, incrementándose así la eficiencia del ciclo. Las cabezas o tapas de los calentadores así como las partes expuestas a la presión del agua de alimentación, deben ser de una construcción muy resistente a fin de soportar la presión del agua. Con el fin de evitar esfuerzos excesivos causados por la temperatura, se aconseja poner los calentadores en servicio lentamente y sin la alimentación de vapor. Generalmente, los calentadores están provistos de un bypass, así como de las válvulas necesarias en la línea de agua a cada lado del calentador. La válvula del bypass debe abrirse, por lo menos con una de las válvulas cerradas. Para poner un calentador en servicio deben abrirse las dos válvulas gradualmente, después de lo cual, la válvula de by-pass se cierra también hasta que el fluido completo de agua pase a través del calentador, el cual se calentará a la temperatura del agua de alimentación que pasa través de él. Cuando la presión del vapor extraído de la turbina es suficientemente alta, de modo tal que la temperatura de saturación correspondiente sea de algunos grados superior a la temperatura del agua e alimentación que llega al calentador, el vapor puede abrirse lentamente. La línea de vapor debe purgarse por completo y cuidadosamente calentada para evitar los golpes de aire hidráulico en la tubería. Si la presión de vapor es inferior a la atmosférica, las purgas se regresan al condensador o algún otro punto de arde baja presión para evitar el paso de aire hacia dentro de la tubería. Los venteos del calentador deben abrirse y comunicarse a algún punto de presión menor para sacar el aire u otros gases no condensables del calentador. A medida que el vapor se condensa en el calentador, es necesario extraes continuamente el condensado a fin de mantener las superficies de calefacción libres. El condensado puede ser succionado por la bomba de purgas a cual regresa a la línea de alimentación, pero generalmente se descarga a través de una válvula de control de flujo a un calentador de baja presión. Bajo algunas condiciones de carga puede ser que la diferencia de presión sea insuficiente para hacer fluir al condensado hacia el calentador de baja presión, y a no ser que se instale una conexión de purga alterna a un lado del sistema, aunque sea a más baja presión, el calentador puede inundarse temporalmente, y poco o ningún incremento se obtendrá en la temperatura del agua de alimentación. 60

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA A medida que la carga de la turbina aumenta y la diferencia de presión entre los puntos de extracción se incremente, generalmente los calentadores desalojan por sí solos el condensado que los llenaba; pero esto puede ocurrir de una manera rápida, con los cambios bruscos de temperatura que resultan en los calentadores, tubería y posible golpe hidráulico en la tubería de purgas. Si esto es posible, es mejor mantener los calentadores bien purgados continuamente. Si las conexiones de purga y venteo so adecuadas, los calentadores de agua de alimentación de tipo cerrado pueden dejarse en servicio durante una parada y arranque de la turbina. De este modo, el arranque requeriría una atención menor del operador y comunicará al calentador los cambios graduales de temperatura correspondientes a los cambios de carga de la turbina. Durante el arranque y mientras la turbina toma su carga, las válvulas de venteo se abren completamente, descargando a través de un orificio de un octavo a tres octavos de pulgada de diámetro. Después que se ha que se ha operado a carga constante y se ha alcanzado una presión de vapor de extracción superiora la atmosférica, las válvulas de venteo pueden cerrarse y dejarse en esta posición. Las purgas del calentador pueden sr desviadas a un apunto de baja presión temporalmente, antes de parar y mantenerse descargando a ese punto hasta que la carga aumente y la conexión normal de purga pueda trabajar satisfactoriamente. Especificaciones del calentador Los calentadores de agua de alimentación de tipo cerrado, se diseñan para un determinado cambio de calor por pie cuadrado de superficie de calefacción, por grados de diferencia de temperaturas. Esta especificación se expresa generalmente con un cierto número de grados de diferencia terminal a plena carga. La diferencia entre la temperatura de vapor saturado correspondiente a la presión del vapor a la entrada del calentador y la temperatura del agua de alimentación que abandona el calentador, nos permite una expresión conveniente para juzgar el trabajo efectuado por el calentador. Sin embargo en posible que las condiciones del vapor y el diseño particular del calentador, afecten el valor absoluto del diseño. Por ejemplo, los calentadores que utilizan vapores de extracción con varios cientos de grados de sobrecalentamiento, están dotados, con frecuencia, de una sección sobrecalentadora, la cual calienta el agua durante su pasada a través del calentador. La temperatura disponible puede ser suficiente de este modo para elevar la temperatura del agua de alimentación que sale del calentador algunos grados 61

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA sobre la temperatura de saturación del vapor; la forma como trabaje el calentador debe ser comprobada tan pronto como sea posible, después de que una planta sea puesta en operación por primera vez para cerciorarse que llena la garantía del fabricante. Si esta garantía no se alcanza se debe generalmente a tubos sucios, venteo impropio o insuficiente, o pasos indebidos de agua a través de los mamparos que dividen el calentador, excesiva caída de presión del vapor en el calentador o inundación de la superficies de intercambio de calor. La diferencia terminal dentro del calentador deberá comprobarse periódicamente asegurándose así que trabaja dentro o a uno o dos grados del diseño máximo original. Al tratar de corregir una diferencia considerable en la temperatura terminal, deberán considerarse las causas antes mencionadas. Los tubos se ensucian generalmente en el lado del agua. La limpieza puede efectuarse circulando soluciones químicas a través de los tubos o usando métodos de limpieza mecánicos. Deberán obtenerse muestras de los depósitos encontrados en la superficie para ser analizados y asegurar que la solución a usar efectúe la limpieza más efectiva. Deberá tenerse cuidado también para asegurar que la solución limpiadora sea circulada de modo tal que llegue a todas las superficies de los tubos; por supuesto, después de la limpieza con agentes químicos, debe utilizarse la solución neutralizante adecuada.

CONFORMACIÓN 62

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA PREPARATIVOS PARA LA PUESTA EN SERVICIO DE UN GENERADOR DE VAPOR

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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA PREPARATIVOS PARA GAS

PREPARTIVOS PARA COMBUSTOLEO

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CICLO RANKINE Como se sabe, el ciclo de Carnot es el más eficiente de los ciclos que operan entre dos límites especificados de temperatura. Así, es natural considerar primero a este ciclo como un prospecto de ciclo ideal para las centrales eléctricas de vapor. Si fuera posible, se adoptaría como el ciclo ideal. Sin embargo, el ciclo de Carnot no es un modelo apropiado para los ciclos de potencia. A lo largo de todo el análisis se ha considerado al vapor como el fluido de trabajo, ya que su uso predomina en los ciclos de potencia de vapor. Es posible eliminar muchos de los aspectos imprácticos asociados con el ciclo de Carnot si el vapor es sobrecalentado en la caldera y condensado por completo en el condensador, como se muestra de manera esquemática en un diagrama T-s en la figura 10-2. Lo que resulta es el ciclo Rankine, el cual es el ciclo ideal para las centrales eléctricas de vapor. El ciclo Rankine ideal no incluye ninguna irreversibilidad interna y está compuesto de los siguientes cuatro procesos: 1-2 Compresión isentrópica en una bomba 2-3 Adición de calor a presión constante en una caldera 3-4 Expansión isentrópica en una turbina 4-1 Rechazo de calor a presión constante en un condensador

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El agua entra a la bomba en el estado 1 como líquido saturado y se condensa isentrópicamente hasta la presión de operación de la caldera. La temperatura del agua aumenta un poco durante este proceso de compresión isentrópica debido a una ligera disminución en el volumen específico del agua. La distancia vertical entre los estados 1 y 2 en el diagrama T-s se exagera de manera considerable para mayor claridad. (Si el agua fuera realmente incompresible, ¿habría un cambio de temperatura durante este proceso?) El agua entra a la caldera como líquido comprimido en el estado 2 y sale como vapor sobrecalentado en el estado 3. La caldera es básicamente un gran intercambiador de calor donde el calor que se origina en los gases de combustión, reactores nucleares u otras fuentes, se transfiere al agua esencialmente a presión constante. La caldera, junto con la sección (sobrecalentador) donde el vapor se sobrecalienta, recibe el nombre de generador de vapor. El va por sobrecalentado en el estado 3 entra a la turbina donde se expande isentrópicamen te y produce trabajo al hacer girar el eje conecta do a un generador eléctrico. La presión y la temperatura del vapor disminuyen durante este proceso hasta los valores en el estado 4, donde el vapor entra al con densador. En este estado el vapor es por lo general un vapor húmedo con una alta calidad. El vapor se condensa a presión constante en el condensador, el cual es básicamente un gran intercambiador de calor, rechazando el calor hacia un medio de enfriamiento como un lago, un río o la atmósfera. El va por sale del condensador como líquido saturado y entra a la bomba, completando el ciclo. En áreas donde el agua es muy valiosa, las centrales eléctricas son enfriadas con aire en lugar de agua. Es te método de enfriamiento, que también se emplea en motor es de automóvil, es conocido como enfriamiento seco. Varias centrales eléctricas en el mundo, incluidas algunas en Estados Unidos, utilizan enfriamiento seco para 67

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA conservar el agua. Recuerde que el área bajo la curva del proceso en un diagrama T-s representa la transferencia de calor para procesos internamente reversibles; y observe que el área bajo la curva del proceso 2-3 representa el calor transferido hacia el agua en la caldera y que el área bajo la curva del proceso 4-1 representa el calor rechazado en el condensador. La diferencia entre estas dos (el área encerrada por el ciclo) es el trabajo neto producido durante el ciclo. Análisis de energía del ciclo Rankine ideal Los cuatro componentes asociados con el ciclo Rankine (la bomba, la caldera, la turbina y el condensador) son dispositivos de flujo estacionario, por lo tanto los cuatro procesos que conforman el ciclo Rankine pueden ser analizados como procesos de flujo estacionario. Por lo general, los cambios en la energía cinética y potencial del vapor son pequeños en relación con los términos de trabajo y de transferencia de calor, de manera que son insignificantes. Entonces, la ecuación de energía de flujo estacionario por unidad de masa de vapor se reduce a

La caldera y el condensador no incluyen ningún trabajo y se supone que la bomba y la turbina son isentrópicas, entonces la relación de conservación de la energía para cada dispositivo puede expresarse como:

68


La eficiencia de conversión de las centrales eléctricas estadounidenses se expresa a menudo en términos de la tasa térmica, que es la cantidad en Btu de calor suministrada para generar 1 kWh de electricidad. Cuanto menor es la tasa térmica, más grande será la eficiencia. Si se considera que 1 kWh = 3 412 Btu, y sin tomar en cuenta las pérdidas asociadas con la conversión de potencia en el eje a potencia eléctrica, la relación entre la tasa térmica y la eficiencia térmica puede expresarse como

Por ejemplo, una tasa térmica de 11 363 Btu/kWh es equivalente a una eficiencia térmica de 30 por ciento. La eficiencia térmica también puede interpretarse como la relación entre el área encerrada por el ciclo en un diagrama T-s y el área bajo el proceso de adición de calor. El uso de estas relaciones se ilustra en el siguiente ejemplo.

EJEMPLO 10-1 El ciclo Rankine ideal simple Considere una central eléctrica de vapor que opera en el ciclo Rankine ideal simple. El vapor de agua entra a la 69

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA turbina a 3 MPa y 350 °C y es condensado en el condensador a una presión de 75 kPa. Determine la eficiencia térmica de este ciclo. Solución: Se tiene una central eléctrica de vapor que opera en el ciclo Rankine deal simple. Se determinará la eficiencia térmica del ciclo. Suposiciones 1 Existen condiciones estacionarias de operación. 2 Los cambios en las energías cinética y potencial son insignificantes. Análisis: El es quema de la central y el diagrama T-s del ciclo se muestran en la figura 10-3. Observe que la central opera en el ciclo Rankine ideal, por lo tanto la turbina y la bomba son isentrópicas, no hay caídas de presión en la caldera ni en el condensador y el vapor sale de este último para entrar a la bomba como líquido saturado a la presión del condensador.

Primero se determinan las entalpías en varios puntos del ciclo, utilizando los datos de las tablas de vapor (tablas A-4, A-5 y A-6): Estado 1:

P1=75 kPa

h1=hf a 75 kPa=384.44 kJ /kg

.

Liquido saturado

v 1=v f a75 kPa =0.001037 m3 /kg

70


Estado 2:

P2=3 MPa

.

s 2=s1

m3 w =v P −P = 0.001037 [ ( 3000−75 ) kPa ] 1 kJ 3 ( ) 1 . bomba,entrada 1 2 kg 1kPa∗m

(

)

(

¿ 3.3 kJ /kg

.

h2=h1+ wbomba ,entrada= ( 384.44+3.03 ) kJ /kg=387.47 kJ /kg Estado 3:

P3=3 MPa

h3=3116.1 kJ /kg

.

T 3 =350ºC

Estado 4:

P4 =75 kPa(mezcla saturada)

.

s 4 =s 3

.

x 4=

.

h4 =h f + x 4 hfg =384.44 +.8861 ( 2 278.0 )=2403 kJ /kg

s 3=6.7450

kJ kg∗K

s4 −s f 607450−1.2132 = =0.8861 s fg 6.2426

Por lo tanto, q entrada=h3 −h2=(3 116.1 kJ /kg−387.47 kJ /kg )=2728.6 kJ /kg q salida =h4 −h1=(2 403.0 kJ /kg−384.44 kJ /kg)=2 018.6 kJ / kg

Y ηtér =1−

q salida 2 018.6 kJ /kg =1− =.260 ó 26 qentrada 2 728.6 kJ /kg 71

)

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA La eficiencia térmica también podría determinarse a partir de:

w turbina, salida =h3−h4=(3 116.1 kJ / kg−2 403.0 kJ /kg)=713.1 kJ /kg w neto=h3−h4 =wturbina ,salida −wbomba ,entrada=710.1 kJ /kg

w neto=q entrada−q salida =(2 728.6−2018.6)kJ / kg=710.0 kJ /kg

ηtér =

wneto 710.1kJ /kg = =.260 ó 26 qentrada 2728.6 kJ /kg

Es decir, esta central eléctrica convierte en trabajo neto 26 por ciento del calor que recibe de la caldera. Una central eléctrica real que opera entre los mismos límites de temperatura y presión tendrá una eficiencia menor debido a irreversibilidades como la fricción. También es interesante observar la eficiencia térmica de un ciclo de Carnot que opera entre los mismos límites de temperatura ηtér , Carnot =1−

T mín ( 91.76+273 ) K =1− =.415 ó 41.5 T máx ( 350+273 ) K

CICLO BRAYTON: EL CICLO IDEAL PARA LOS MOTORES DE TURBINA DE GAS El ciclo Brayton fue propuesto por George Brayton por vez primera para usarlo en el motor reciprocante que quemaba aceite desarrollado por él alrededor de 1870. Actualmente se utiliza en turbinas de gas donde los procesos tanto de compresión 72

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA como de expansión suceden en maquinaria rotatoria. Las turbinas de gas generalmente operan en un ciclo abierto, como se observa en la figura 9-29. Se introduce aire fresco en condiciones ambiente dentro del compresor, donde su temperatura y presión se elevan. El aire de alta presión sigue hacia la cámara de combustión, donde el combustible se quema a presión constante. Los gases de alta temperatura que resultan entran a la turbina, donde se expanden hasta la presión atmosférica, produciendo potencia. Los gases de escape que salen de la turbina se expulsan hacia fuera (no se recirculan), causando que el ciclo se clasifique como un ciclo abierto. El ciclo de turbina de gas abierto descrito anteriormente puede modelarse como un ciclo cerrado, como se indica en la figura 9-30, empleando las suposiciones de aire estándar. En este caso los procesos de compresión y expansión permanecen iguales, pero el proceso de combustión se sustituye por uno de adición de calor a presión constante desde una fuente externa, mientras que el proceso de escape se reemplaza por otro de rechazo de calor a presión constante hacia el aire ambiente. El ciclo ideal que el fluido de trabajo experimenta en este ciclo cerrado es el ciclo Brayton, el cual está integrado por cuatro procesos internamente reversibles:

1-2 Compresión isentrópica (en un compresor) 2-3 Adición de calor a presión constante 3-4 Expansión isentrópica (en una turbina) 4-1 Rechazo de calor a presión constante Los diagramas T-s y P-v de un ciclo Brayton ideal se muestran en la figura 9-31. Observe que los cuatro procesos del ciclo Brayton se ejecutan en dispositivos de flujo estacionario, por lo tanto deben analizarse como procesos de flujo estacionario. Cuando los cambios en las energías cinética y potencial son insignificantes, el balance de energía para un proceso de flujo estacionario puede expresarse, por unidad de masa, como

73

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA Por lo tanto, la transferencia de calor hacia y desde el fluido de trabajo es y

Entonces, la eficiencia térmica del ciclo Brayton ideal bajo las suposiciones de aire estándar frío se convierte en

Los procesos 1-2 y 3-4 son isentrópicos, por lo que P2 = P3 y P4 = P1. Por lo tanto,

Al sustituir estas ecuaciones en la relación de eficiencia térmica y al simplificar, se obtiene

es la relación de presión y k la relación de calores específicos. En la ecuación 9-17 se muestra que bajo las suposiciones de aire estándar frío la eficiencia térmica de un ciclo Brayton ideal depende de la relación de presión de la turbina de gas y de la relación de calores específicos del fluido de trabajo. La eficiencia térmica aumenta con ambos parámetros, que también es el caso para las turbinas de gases reales. Una gráfica de la eficiencia térmica contra la relación de presión se presenta en la figura 9-32 para k=1.4, el cual es el valor de la relación de calores específicos del aire a temperatura ambiente.

74


La temperatura más alta en el ciclo ocurre al final del proceso de combustión (estado 3) y está limitada por la temperatura máxima que los álabes de la turbina pueden resistir. Esto también limita las relaciones de presión que pueden utilizarse en el ciclo. Para una temperatura de entrada fija de la turbina T3, la salida de trabajo neto por ciclo aumenta con la relación de presiones, alcanza un máximo y después empieza a disminuir, como se observa en la figura 9-33. Por lo tanto, debe haber un compromiso entre la relación de presión (por consiguiente la eficiencia térmica) y la salida de trabajo neto. Con una menor salida de trabajo por ciclo se necesita una tasa de flujo másico más grande (y de este modo un sistema mayor) para mantener la misma salida de potencia, lo cual no puede ser económico. En muchos diseños comunes la relación de presión de turbinas de gas varía de 11 a 16. En turbinas de gas el aire realiza dos importantes funciones: suministra el oxidante necesario para la combustión del combustible y sirve como un refrigerante para mantener la temperatura de diversos componentes dentro de límites seguros. La segunda función se realiza al extraer más aire del necesario para la combustión completa del combustible. En turbinas de gas una relación de masa de aire y combustible de 50 o mayor es muy común. Por lo tanto, en un análisis del ciclo, considerar como aire a los gases de combustión no causará un error significativo. Además, el flujo másico por la turbina será más grande que a través del compresor, pues la diferencia es igual al flujo másico del combustible. Así, suponer una tasa de flujo másico constante en el ciclo produce resultados conservadores en motores de turbinas de gas de ciclo abierto. Las dos principales áreas de aplicación de las turbinas de gas son la propulsión de aviones y la generación de energía eléctrica. Cuando se emplean en propulsión de aviones, la turbina de gas produce la potencia suficiente para accionar tanto al compresor como a un pequeño generador que a su vez acciona al equipo auxiliar. Los gases de escape de alta velocidad son los responsables de producir el empuje necesario 75

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA para impulsar la aeronave. Las turbinas de gas también se utilizan como centrales eléctricas estacionarias que producen energía eléctrica como unidades independientes o en conjunto con las centrales eléctricas de vapor en el lado de alta temperatura. En estas centrales los gases de escape de las turbinas de gas sirven como fuente de calor para el vapor. El ciclo de turbina de gas también puede ejecutarse como un ciclo cerrado para su utilización en centrales nucleares, en las que el fluido de trabajo no se limita al aire y puede emplearse un gas con características más convenientes (como el helio). La mayor parte de las flotas navales del mundo occidental ya utilizan motores de turbinas de gas para propulsión y para la generación de energía eléctrica. Las turbinas de gas General Electric LM2500 utilizadas para impulsar barcos tienen una eficiencia térmica de ciclo simple de 37 por ciento. Las turbinas de gas General Electric WR-21 equipadas con interenfriamiento y regeneración tienen una eficiencia térmica de 43 por ciento y producen 21.6 MW (29 040 hp).

La regeneración también reduce la temperatura de escape de 600 °C (1 100 °F) a 350 °C (650 °F). El aire se comprime a 3 atm antes de entrar al interenfriador. Comparadas con la turbina de vapor y los sistemas de propulsión diesel, la turbina de gas ofrece mayor potencia para determinados tamaño y peso, alta confiabilidad, larga vida y operación más conveniente. El tiempo de arranque de la máquina se ha reducido de 4 horas requeridas para un sistema de propulsión típico con base en vapor de agua, a menos de 2 minutos para una turbina de gas. Muchos sistemas de propulsión marina modernos utilizan turbinas de gas junto con motores diesel debido al alto consumo de combustible de los motores de turbinas de gas de ciclo simple. En sistemas combinados de diesel y turbinas de gas, el diesel se utiliza para proporcionar de manera eficiente baja potencia y operación de crucero, mientras que la turbina de gas se emplea cuando se necesitan altas velocidades. En las centrales eléctricas de turbina de gas, la relación entre el trabajo del compresor y el trabajo de la turbina, denominada 76

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA relación del trabajo de retroceso, es muy alta (Fig. 9-34). Usualmente más de la mitad de la salida de trabajo de la turbina se utiliza para activar el compresor. La situación es aún peor cuando las eficiencias isentrópicas del compresor y de la turbina son bajas. Esto contrasta considerablemente con las centrales eléctricas de vapor, donde la relación de trabajo de retroceso es solamente un pequeño porcentaje. Sin embargo, esto no sorprende dado que un líquido se comprime en las centrales de energía de vapor en lugar de un gas, y el trabajo de flujo estacionario reversible es proporcional al volumen específico del fluido de trabajo. Una central eléctrica con una alta relación del trabajo de retroceso requiere una turbina más grande para suministrar los requerimientos de energía adicionales del compresor. En consecuencia, las turbinas utilizadas en las centrales de turbina de gas son más grandes que las que se utilizan en las de vapor que para la misma salida de potencia neta.

EJEMPLO DEL CICLO BRAYTON IDEAL SIMPLE Una central eléctrica de turbina de gas que opera en un ciclo Brayton ideal tiene una relación de presión de 8. La temperatura del gas es de 300 K en la entrada del compresor y de 1 300 K en la entrada de la turbina. Utilice las suposiciones de aire estándar y determine a) la temperatura del gas a la salida del compresor y de la turbina b) la relación del trabajo de retroceso c) la eficiencia térmica. Solución Se tiene una planta de energía que opera en un ciclo Brayton ideal. Se determinarán la temperatura del gas a la salida del compresor y de la turbina, la relación del trabajo de retroceso y la eficiencia térmica.

77

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA Suposiciones 1 Existen condiciones estacionarias de operación. 2 Son aplicables las suposiciones de aire estándar. 3 Los cambios de energía cinética y potencial son insignificantes. 4 Se considerará la variación de los calores específicos con la temperatura. Análisis El diagrama T-s del ciclo Brayton ideal descrito se muestra en la figura 9-35, en la que se observa que los componentes involucrados en el ciclo Brayton son dispositivos de flujo estacionario.

a) Las temperaturas del aire en la salida del compresor y la turbina se determinan de las relaciones isentrópicas: Proceso 1-2 (compresión isentrópica de un gas ideal): T 1 =300 K

h1=300.19 kJ /kg Pr 1=1.386

P r 2=

P2 P = ( 8 )( 1.386 )=11.09 P1 r 1

T 2 =540 K (a la salida del compresor) h2=544.35 kJ /kg 78


Proceso 3-4 (expansión isentrópica de un gas ideal): T 3 =1300 K

h3=1 395.97 kJ /kg Pr 3=330.9

Pr 4 =

P4 1 Pr 3 = ( 330.9 )=41.36 P3 8

()

T 4=770 K (a la salida de la turbina) h4 =789.37 kJ /kg

b) Para encontrar la relación del trabajo de retroceso, se necesita encontrar la entrada de trabajo al compresor y la salida de trabajo de la turbina: w comp ,entrada=h2−h 1=544.35−300.19=244.16 kJ /kg w turb, salida=h3−h 4=1 395.97−789.37=606.60 kJ /kg Por lo tanto, r bw =

w comp ,entrada 244.16 kJ / kg = =0.403 wturb , salida 606.60 kJ / kg

Es decir, 40.3 por ciento de la salida del trabajo de la turbina se emplea únicamente para activar el compresor. c) La eficiencia térmica del ciclo es la relación entre la salida de potencia neta y la entrada de calor total: q entrada=h3 −h2=1 395.97−544.35=851.62 kJ /kg w neto=w salida −w entrada=606.60−244.16=362.4 kJ /kg

Por lo tanto, 79

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA ηtér =

wneto 362.4 kJ /kg = =0.426 ó 42.6 qentrada 851.62 kJ /kg

La eficiencia térmica también podría determinarse de ηtér =1−

q salida qentrada

Donde q salida =h4 −h1=789.37−300.19=489.2 kJ /kg

CICLOS DE POTENCIA COMBINADOS DE GAS Y VAPOR La continua búsqueda de eficiencias térmicas más altas ha originado modificaciones innovadoras en las centrales eléctricas convencionales. El ciclo de vapor binario que se analiza posteriormente es una de esas modificaciones. Otra modificación aún más extendida incluye un ciclo de potencia de gas que remata a un ciclo de potencia de vapor, esto se denomina ciclo combinado de gas y vapor, o sólo ciclo combinado. El ciclo combinado que más interesa es el ciclo de turbina de gas (Brayton), el cual remata al ciclo de turbina de vapor (Rankine), y que tiene una eficiencia térmica más alta que cualquiera de los ciclos ejecutados individual mente. Los ciclos característicos de turbina de gas operan a temperaturas considerablemente más altas que los ciclos de vapor. La temperatura máxima del fluido a la entrada de la turbina está cerca de los 620 °C (1 150 °F) en las central es eléctricas de vapor modernas, pero son superiores a los 1 425 °C (2 600 °F) en las centrales eléctricas de turbina de gas. Su valor es superior a 1 500 °C en la salida del quemador en los turborreactores. El uso de temperaturas más elevadas en las turbinas de gas ha sido posible gracias a los recientes desarrollos en el enfriamiento de los álabes de la turbina y en el revestimiento de éstos con materiales resistentes a las altas temperaturas, como cerámicas. Debido a la temperatura promedio más alta a la cual se suministra el calor, los ciclos de turbina de gas tienen un potencial mayor para eficiencias térmicas más elevadas. Sin embargo, los ciclos de turbina de gas tienen una des ventaja inherente: el gas sale de la turbina a temperaturas muy al tas (por lo general arriba de 500 °C), lo que cancela cualquier ganancia potencial en la eficiencia térmica. Esto se puede mejorar un poco utilizando la regeneración, pero la mejoría será limitada. 80

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA Desde el punto de vista de la ingeniería, es conveniente aprovechar las características deseables del ciclo de turbina de gas a al tas temperaturas y utilizar los gas es de escape de alta temperatura como fuente de energía en un ciclo en un intervalo de temperaturas menores, como un ciclo de potencia de vapor. El resultado es un ciclo combinado de gas y vapor, como se muestra en la fi gura 1025. En este ciclo, la energía se recupera de los gases de escape y se transfiere al vapor en un intercambiador de calor que sirve como caldera. Generalmente más de una turbina de gas se necesita para suministrar suficiente calor al vapor. Además, el ciclo de vapor pudiera implicar regeneración de

así como recalentamiento. La energía para el proceso de recalentamiento puede ser suministrada quemando algún combustible adicional en los gases de escape ricos en oxígeno. Los recientes desarrollos tecnológicos para las turbinas de gas han logrado que el ciclo combinado de gas y vapor resulte muy atractivo desde el punto de vista económico, ya que el ciclo combinado aumenta la eficiencia sin incrementar mucho el costo inicial. Así, muchas centrales eléctricas nuevas operan 81

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA en ciclos combinados, y muchas centrales de vapor o de turbina de gas existentes se están convirtiendo en centrales de ciclo combinado. Como resultado de esta conversión, se han reportado eficiencias térmicas muy por encima de 40 por ciento. Una central combinada Tohoku de 1 090 MW que se puso en operación comercial en 1985 en Niigata, Japón, se reporta con una operación que posee una eficiencia térmica de 44 por ciento. Esta central tiene dos turbinas de vapor de 191 MW y seis turbinas de gas de 118 MW. Los gas es de combustión calientes entran a la turbina de gas a 1 154 °C, mientras que el vapor entra a las turbinas de vapor a 500 °C. El vapor se en fría en el condensador mediante agua fría que se halla a una temperatura promedio de 15 °C. Los compresores tienen una relación de pres ión de 14 y el flujo másico del aire a través del compresor es de 443 kg/s. Una central eléctrica de ciclo combinado de 1 350 MW construida en 1988 por la compañía alemana Siemens en Ambarli, Turquía, es la primera termo-eléctrica en operación comercial en el mundo que alcanza un nivel de eficiencia tan alto como 52.5 por ciento bajo las condiciones de operación de diseño. Esta central tiene seis turbinas de gas de 150 MW y tres turbinas de vapor de 173 MW. Algunas centrales modernas de ciclo combinado han alcanzado eficiencias por arriba de 60 por ciento. EJEMPLO Considere el ciclo de potencia combina do de gas y vapor mostrado en la figura 10-26. El ciclo superior es un ciclo de turbina de gas que tiene una relación de presión de 8. El aire entra al compresor a 300 K y a la turbina a 1 300 K. La eficiencia isentrópica del compresor es de 80 por ciento, mientras que la de la turbina de gas es de 85 por ciento. El ciclo inferior es un ciclo Rankine ideal simple que opera entre los límites de presión de 7 MPa y 5 kPa. El vapor se calienta en un intercambiador de calor por medio de los gases de escape hasta una temperatura de 500 °C. Los gas es de escape salen del intercambiador de calor a 450 K. Determine a) la relación entre los flujos másicos del vapor y de los gas es de combustión y b) la eficiencia térmica del ciclo combinado. Solución Se considera un ciclo combinado de gas y vapor. Se determinarán la relación entre los flujos másicos del vapor y los gases de combustión, así como la eficiencia térmica. Análisis Los diagramas T-s de ambos ciclos se presentan en la figura 10-26. En el ejemplo 9-6 se analizó solamente el ciclo de la turbina de gas, mientras que el ciclo de vapor fue analizado en el ejemplo 10-8b), con los siguientes resultados: 82


Ciclo de gas: T´ (¿¿ 4=853 K ) ¿

´

h4 =880.36 kJ /kg q entrada=790.58 hK /kg

w neto=210.41 kJ /kg

ηtér =26.6

h5´ =ha 450 K =451.80 kJ /kg

P r 2=

P2 P = ( 8 )( 1.386 )=11.09 P1 r 1

T 2 =540 K (a la salida del compresor)

Ciclo de vapor: kJ h2=144.78 (T 2=33 ºC) kg h3=3 411.4

kJ ( T =500 ºC) kg 3

w neto=1331.4 kJ / kg

ηtér =40.8

a) La relación de los flujos másicos se determina a partir del balan ce de energía en el intercambiador de calor: ´ entrada = E ´ salida E

83

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA ´ g h5´ + m ´ s h3=m ´ g h 4´ + m ´ s h2 m ´ s (h3 −h2 )=m ´ g (h4´ −h5´ ) m ´ s (3411.4−144.78)= m ´ g (880.36−451.80) m

Por lo tanto, m ´s = y=0.131 ´g m

Es decir, 1 kg de gases de escape puede calentar únicamente 0.131 kg de vapor de 33 a 500 °C, cuando se enfrían de 853 a 450 K. Entonces la salida total de trabajo por kilogramo de gases de combustión es w neto=w neto, gas + y wneto , vapor ¿(210.41 kJ /kg gas)+(0.131 kg vapor /kg gas)(1 131.4 kJ /kg vapor)

w neto =384.8

kJ gas kg

De este modo, por cada kilogramo de gases de combustión producido, la central combinada entregará 384.8 kJ de trabajo. La salida neta de potencia de la central se determina al multiplicar este valor por el flujo másico del fluido de trabajo en el ciclo de la turbina de gas.

ηtér =

wneto 384.8 kJ /kg gas = =0.487 o 48.7 qentrada 790.6384.8 kJ /kg gas

84

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA Comentario Observe que este ciclo combinado convertirá en trabajo útil 48.7 por ciento de la energía suministrada al gas en la cámara de combustión. Este valor es considerablemente mayor a la eficiencia térmica del ciclo de la turbina de gas (26.6 por ciento) o al ciclo de la turbina de vapor (40.8 por ciento), cuando operan individualmente.

Fuentes https://class.coursera.org/introthermodynamics-001 http://www.monografias.com/trabajos33/centrales-termicas/centralestermicas.shtml http://www.sauercompressors.com/es/industria/generacion-de-energia/centralestermicas-de-vapor/ http://en.wikipedia.org/wiki/Thermal_power_station http://indianpowersector.com/power-station/thermal-power-plant/ http://www.energy.gov/articles/carbon-pollution-being-captured-stored-and-usedproduce-more-domestic-oil http://materias.fi.uba.ar/6720/unidad11.PDF http://www.monografias.com/trabajos93/descripcion-del-funcionamientogenerador-vapor/descripcion-del-funcionamiento-generador-vapor.shtml http://webdelprofesor.ula.ve/ingenieria/csalas/OPIV/torres1.pdf http://www.ecured.cu/index.php/Torres_de_enfriamiento http://es.wikipedia.org/wiki/Torre_de_refrigeraci%C3%B3n 85

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ORIZABA http://www.geocities.ws/mytisa_ing/Torres/torres.html http://cdigital.dgb.uanl.mx/te/1080089085.pdf Celgel Termodinámica Mc Grow Hill 7ma edición Charles Donald Swift Plantas de vapor C.E.C.S.A.

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centrales térmicas de vapor y generadores de vapor

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