Tratamiento de Aguas Para Calderas

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA MARÍTIMA

TRATAMIENTO DE AGUAS

PARA GENERADORES DE VAPOR

PEDRO RIVERO RODRÍGUEZ

Apuntes para la asignatura Generadores de Vapor.

Mayo de 2006

ÍNDICE DE CONTENIDOS.

0. CONCEPTOS PREVIOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70.1. GENERALIDADES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90.2. ORIGEN Y COMPOSICIÓN DEL AGUA DE CALDERAS . . . . . . . 100.3. IMPUREZAS EN EL AGUA A BORDO. CAUSAS . . . . . . . . . . . . . 11

0.3.1. SUMINISTRO DE AGUA DE MAR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110.3.2. DESTILADO DEL EVAPORADOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120.3.3. AGUA DE ALIMENTACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130.3.4. AGUA DE CALDERAS Y DE EXTRACCIÓN . . . . . . . . . . . . 130.3.5. CONDENSADO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

0.4. OBTENCIÓN DE MUESTRAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

1. MAGNITUDES DE AGUAS DE CALDERAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211.1. pH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211.2. DUREZA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241.3. ALCALINIDAD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

1.3.1. TÍTULO ALCALINOMÉTRICO (TA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 271.3.2. TÍTULO ALCALINOMÉTRICO COMPLETO (TAC) . . . . . . 28

1.4. MATERIA ORGÁNICA DISUELTA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 281.5. SALINIDAD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 291.7. SÓLIDOS EN EL AGUA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

2. COMPORTAMIENTO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 322.1. CORROSIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

2.1.1. INTRODUCCIÓN: CORROSIÓN EN CALDERAS . . . . . . . 322.1.2. TIPOS DE CORROSIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

2.1.2.1. ADELGAZAMIENTO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332.1.2.2. PICADURAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332.1.2.3. AGRIETAMIENTO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 342.1.2.4. EXFOLIACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 342.1.2.5. FRAGILIDAD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

2.1.3. CAUSAS QUE PROVOCAN LA CORROSIÓN . . . . . . . . . . 352.1.3.1. PROCESO GENERAL DE LA CORROSIÓN . . . . . . 352.1.3.2. CAUSAS ESPECÍFICAS DE CORROSIÓN EN

PLANTAS GENERADORAS . . . . . . . . . . . . . 412.1.3.2.1. CORROSIÓN POR O2 . . . . . . . . . . . . . 422.1.3.2.2. CORROSIÓN POR CO2 . . . . . . . . . . . 432.1.3.2.3. CORROSIÓN POR ÁCIDO . . . . . . . . . 442.1.3.2.4. CORROSIÓN CÁUSTICA . . . . . . . . . 452.1.3.2.5. D A Ñ O S P R O DU C I D O S P O R

HIDRÓGENO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 472.1.3.2.6. CORROSIÓN DEBIDA A AMONÍACO

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 482.1.3.2.7. EFECTOS MECÁNICOS . . . . . . . . . . 50

2.1.4. MÉTODOS DE EVALUACIÓN DE LA CORROSIÓN . . . . . . 502.1.4.1. AGRESIVIDAD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

2.2. INCRUSTACIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 532.2.0. INTRODUCCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

2.2.1. ORIGEN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 542.2.2. FORMA DE PRESENTARSE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 542.2.3. LOCALIZACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 552.2.4. EFECTOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 552.2.5. MECANISMO DE FORMACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 552.2.6. CURVAS Y PRODUCTO DE SOLUBILIDAD . . . . . . . . . . . 572.2.7. TIPOS DE INCRUSTACIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

2.2.3.1. INCRUSTACIONES A BASE DE CaCO3 . . . . . . . . 602.2.3.2. INCRUSTACIONES A BASE DE CaSO4 . . . . . . . . . 602.2.3.3. INCRUSTACIONES A BASE DE Mg(OH)2 . . . . . . . 602.2.3.4. INCRUSTACIONES A BASE DE SÍLICE Y SILICATOS

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 602.2.3.5. LODOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 612.2.3.6. CARBONATO DE HIERRO (FeCO3) . . . . . . . . . . . . 61

2.3. CALIDAD DEL VAPOR: PROYECCIONES Y ARRASTRES. . . . . 622.3.1. PROYECCIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 632.3.2. ARRASTRES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

2.3.2.1. ARRASTRE DE GOTAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 652.3.2.1.1. Formación de gotas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 652.3.2.1.2. Ruptura de burbujas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

2.3.2.2. ARRASTRE SELECTIVO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 662.3.3. FACTORES QUE AFECTAN A LA CALIDAD DEL VAPOR

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 672.3.3.1. CARACTERÍSTICAS DE DISEÑO . . . . . . . . . . . . . 67

2.3.3.1.1. ALTURA Y VOLUMEN DEL ESPACIODE VAPOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68

2.3.3.1.2. FORMA DE INTRODUCIR LA MEZCLAAGUA-VAPOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

2.3.3.1.3. FORMA DE DESCARGAR EL VAPOR . 702.3.3.1.4. DISPOSITIVOS DE SEPARACIÓN:

EFICIENCIA DE LOS ELEMENTOSINTERNOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

2.3.3.2. OPERACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 742.3.3.3. CALIDAD DEL AGUA DE LA CALDERA . . . . . . . 75

2.3.4. FORMACIÓN DE DEPÓSITOS DE SALES . . . . . . . . . . . . . 772.3.4.1. TURBINAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 772.3.4.2. SOBRECALENTADORES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79

3. TRATAMIENTO DE AGUAS DE CALDERAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 813.1. TRATAMIENTO DE LA DUREZA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82

3.1.1. AGUA DE CALDERAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 823.1.1.1. ABLANDAMIENTO CON Ca(OH)2 Y Na2CO3

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 823.1.1.2. ABLANDAMIENTO CON NaOH Y Na2CO3.

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 823.1.1.3. TRATAMIENTO CON FOSFATOS . . . . . . . 82

3.1.2. AGUA DEL EVAPORADOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 833.1.2.1. DEMINERALIZACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . 833.1.2.2. TRATAMIENTO CON POLIFOSFATOS . . . 873.1.2.3. TRATAMIENTO CON POLÍMEROS . . . . . . 87

3.2. DESGASIFICACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 893.2.1. TÉRMICA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 893.2.2. QUÍMICA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92

3.2.2.1. TRATAMIENTO CON SULFITO SÓDICO . 92

3.2.2.2. TRATAMIENTO CON HIDRACINA . . . . . . . 923.2.2.3. OTROS TRATAMIENTOS . . . . . . . . . . . . . . . 95

3.3. TRATAMIENTO DEL ATAQUE CÁUSTICO . . . . . . . . . . . . . . . . . 953.4. ANTIESPUMANTES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 973.5. PURGAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98

BIBLIOGRAFÍA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102

ÍNDICE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103

Tratamiento de Aguas para Generadores de Vapor. 7

Pedro Rivero Rodríguez.

0. CONCEPTOS PREVIOS.

La necesidad de buques mayores y más rápidos en la evolución del transporte

marítimo, demandó mayor potencia de las instalaciones propulsoras de vapor. Tanto las

turbinas como las calderas continuaron haciéndose mayores y más potentes. En las

calderas, mayor potencia significa que generan más vapor por hora a presiones más altas.

Este proceso sucedió también en centrales térmicas en tierra.

Al aumentar la presión de la caldera, surgieron fenómenos físicos y químicos que

no se producían a presiones y temperaturas más bajas, que pasaron a ser factores de primer

orden en la química del agua. Así, fue necesario revisar con mayor profundidad los

principios y procedimientos para el tratamiento del agua. Como consecuencia, el

tratamiento del agua de las plantas de vapor actuales, necesita una atención mucho más

cuidadosa de la que jamás se haya precisado en estas instalaciones.

No debemos olvidar que los objetivos que se persiguen en el diseño de una caldera

son:

1. Aumento de la producción de vapor (kgvap/s).

2. Disminución del consumo de combustible (kgcomb/s).

3. Aumento del rendimiento térmico.

4. Disminución de costes de operación y mantenimiento.

5. Aumento de fiabilidad y seguridad de funcionamiento.

Y estos objetivos se deben alcanzar sometiendo al agua en la caldera a las

siguientes transformaciones:

1. Precalentamiento escalonado del agua de alimentación.

2. Vaporización a la presión y temperatura de trabajo.

3. Sobrecalentamiento para alcanzar el grado de recalentamiento requerido.

Estas transformaciones se realizan esencialmente en los siguientes elementos:

1. Economizador

Tratamiento de Aguas para Generadores de Vapor.8


2. Colector de vapor

3. Tubos de bajada

4. Haces vaporizadores

5. Sobrecalentadores

Como síntesis, podemos decir que la principal finalidad del tratamiento del agua

en calderas, es evitar daños por corrosión, incrustaciones y arrastres en la instalación,

que afectan notablemente a todos los parámetros de operación de la caldera.

Si nos planteamos la razón por la que se usa agua como fluido de trabajo de las

instalaciones de vapor, debemos tener en cuenta las siguientes ventajas:

1. Disponibilidad: a bordo de los buques, el mar es una fuente inagotable que

permite obtener todo el agua necesaria.

2. Economía de producción: gracias a los sistemas de desalación por

evaporación -que consumen calor residual a baja temperatura, que suele ser

un excedente abundante a bordo-, es posible producir el agua demandada.

3. Calor de vaporización: los valores altos de esta magnitud hacen que el agua

sea un excelente acumulador de energía, que permite transportar el calor de

combustión del combustible hasta la turbina, para su conversión en energía

mecánica, o a un intercambiador, para calefacción de distintos fluidos. En

la siguiente tabla pueden apreciarse estos valores:

p t hf hg hfg

bar ºC kJ/kg kJ/kg kJ/kg kcal/kg

1 0 4,18 2502,36 2498,17 596,68

1 100 419,06 2675,73 2256,66 539,58

hf: entalpía de líquido saturado

hg: entalpía de vapor saturado

hfg: entalpía de vaporización (cambio de estado)

Si analizamos la anterior tabla, podemos ver que pasar 1 kg de agua desde, por

ejemplo 2 ºC a 4 ºC requiere un aporte de calor sensible de qs= m c )t = 1A4,18A2 = 8,36

kJ/kg (2 kcal/kg). Por otra parte, pasar 1 kg de agua desde 99 ºC hasta 100 ºC (mismo )t),

representa un aporte de calor sensible (qs), más calor latente de vaporización (ql): q = qs +



ql = 8,36 + 2256,66 = 2265,02kJ/kg (541,38 kcal/kg). Esta cantidad refleja el efecto de

“acumulador de energía” que tiene el agua.

0.1. GENERALIDADES.

El agua es el producto de la naturaleza más utilizado en nuestro entorno, formado

por la combinación química de oxígeno e hidrógeno (H2O).

La cantidad de agua existente en la Tierra, no ha experimentado ninguna variación

apreciable desde la aparición del hombre, y no se espera que aumente o disminuya en el

futuro. Sin embargo, sí varía constantemente la forma en que existe el suministro de agua

en la Tierra -ciclo hidrológico-. En la naturaleza el agua aparece en forma sólida, líquida

y gaseosa, transformándose constantemente de un estado a otro en el ciclo climático de la

Tierra.

De acuerdo con el ciclo hidrológico, cada vez que se evapora el agua de los mares,

ríos y lagos, las sales quedan detrás y se añaden más materiales del hombre y de la

naturaleza a medida que se condensa nuevamente y se precipita en forma de lluvia sobre

la tierra.

Cuando el agua pura precipita en forma de lluvia y nieve, arrastra impurezas hacia

el mar: se disuelven los gases procedentes del aire, tales como oxígeno y dióxido de

carbono, sales comunes tales como el cloruro sódico y cantidades variables de toda clase

de materias.

Según esto, podemos establecer un símil entre el ciclo hidrológico y los procesos

que tienen lugar en una planta generadora marina. Aquí actúa también la evaporación,

condensación y disolución del agua. Las impurezas existentes en el agua de alimentación

de una caldera marina se concentran cuando se genera vapor en la caldera. El vapor arrastra

muy pocas impurezas y, cuando se condensa en el condensador, el condensado es

prácticamente puro. La mayor parte de las impurezas quedan retenidas en la caldera, debido



al efecto concentrador del funcionamiento de la caldera.

El condensado se contamina cuando el equipo de la instalación funciona

inadecuadamente. Algunos ejemplos de las impurezas que pueden contaminar el

condensado, son: agua de mar -debido a las fugas del condensador principal y/o auxiliar

y el arrastre de salmuera en el evaporador-, combustible o aceite -consecuencia de un

calentador con fugas- y óxidos metálicos -originados en tuberías afectadas de corrosión-.

0.2. ORIGEN Y COMPOSICIÓN DEL AGUA DE

CALDERAS.

Desde el punto de vista de la alimentación de calderas, podemos clasificar el origen

de las aguas de la siguiente forma:

NaturalesSaladas suministro directo del mar

Dulces aprovisionamiento en puerto.

TratadasDestiladas tratamiento físico

Depuradas tratamiento químico

En todas ellas encontraremos sustancias disueltas en mayor o menor cantidad, en

forma de suspensión, o simplemente disolución, en función del tamaño de las partículas.

Asimismo, encontraremos sustancias disueltas -sólidas, líquidas o gaseosas-.

Al aumentar la presión y temperatura de trabajo, estas sustancias agravan los

problemas que ya de por sí le supone el agua a los materiales de construcción de las

calderas -corrosión, incrustaciones, etc-:

Estas sustancias provocan precipitados sólidos, duros y aislantes. Al depositarse sobre las

planchas de acero, sometidas a calor por un lado y aisladas del agua por la incrustación de la

otra cara, provocan un recalentamiento de la chapa, haciendo disminuir su resistencia, dando

lugar a deformaciones y explosiones.



Se originan también trasiegos o arrastres de partículas de agua con el vapor, lo que provoca

la formación de incrustaciones en los sobrecalentadores, sometidos a muy altas temperaturas.

En la composición química de las aguas naturales nos encontramos un conjunto de

sustancias orgánicas y minerales presentes en diversos estados iónico-moleculares o

coloidales. Están agrupadas en cinco grupos principales, formados por:

Grupo Componentes Observaciones

Iones principales sodio (Na+), potasio (K+), calcio (Ca2+),

magnesio (Mg2+), sulfatos (SO42-),

carbonatos (CO32-), cloruros (Cl-) y

bicarbonatos (HCO3-)

presentes en concentraciones

apreciables

Gases disueltos nitrógeno (N2), oxígeno (O2), dióxido de

carbono (CO2), ácido sulfhídrico (H2S)

Elementos biogénicos compuestos de fósforo, nitrógeno y silicio pequeñas cantidades

Microelementos compuestos de cualquier otro elemento

químico

pequeñas cantidades

Sustancias orgánicas cantidades variables

0.3. IMPUREZAS EN EL AGUA A BORDO. CAUSAS.

0.3.1. SUMINISTRO DE AGUA DE MAR.

El ciclo hidrológico mantiene el equilibrio del agua en la naturaleza. Los mares son

los recipientes de todos los sólidos transportados por la erosión de la superficie de la

Tierra. Se adopta como contenido medio del agua del mar un 3,445 por 100 de sólidos

disueltos totales, variando según la posición geográfica.

La mayoría de las sustancias disueltas en el agua del mar existen como iones. Si

estos iones se combinaran para formar compuestos, el análisis sería aproximadamente:



Sustancias Fórmula ppm

Cloruro Sódico NaCl 26680

Sulfato Magnésico MgSO4 3380

Cloruro Potásico KCl 1220

Cloruro Cálcico CaCl2 910

Cloruro Magnésico MgCl2 820

Bicarbonato Cálcico Ca(HCO3)2 380

Bromuro Potásico KBr 180

Además de las sales inorgánicas que se indican, el agua de mar contiene diversos

gases disueltos y material orgánico también en forma de partículas de sólidos en

suspensión.

0.3.2. DESTILADO DEL EVAPORADOR.

A bordo de un buque, el evaporador es el centro neurálgico del sistema de agua de

alimentación de las calderas. Es imprescindible el adecuado funcionamiento del evaporador

para asegurar agua de alta pureza en el suministro de la caldera.

Los contaminantes del destilado del evaporador proceden, obviamente, de la

salmuera en ebullición. Esta se produce a partir de agua del mar o de suministros desde

tierra firme. Incluirá:

- Gases disueltos: O2 , N2 y CO2, extraídos de la salmuera del evaporador

mediante el proceso de ebullición , siendo éste último el mayoritario-.

- Sólidos en concentraciones muy pequeñas: sodio, calcio, magnesio,

cloruros, sulfatos, carbonatos y otros -si el evaporador funciona

correctamente; si se producen arrastres, las concentraciones pueden ser

importantes-.

La cantidad de sólidos disueltos en el destilado del evaporador es controlada,

principalmente, por el funcionamiento de:



- El régimen de purga, que controla las sales disueltas en la salmuera.

- El nivel de agua del evaporador.

- El régimen de vaporización.

0.3.3. AGUA DE ALIMENTACIÓN.

El agua de alimentación de la caldera, puede contener impurezas procedentes de

fugas del condensador, así como del empleo de agua de suministro impura. La mayor parte

de los gases disueltos, tales como el oxígeno y el dióxido de carbono, que pueden causar

corrosión en el sistema de calderas, se eliminan mediante el calentador de desaireación. Si

este funcionase mal, el agua de alimentación podría contener excesivas concentraciones

de O2 y CO2.

0.3.4. AGUA DE CALDERAS Y DE EXTRACCIÓN.

El agua de extracción -purga- es una parte del agua de la caldera que se descarga

al desagüe. Así, se mantienen en un nivel tolerable los sólidos disueltos y los productos

insolubles, lo que permite producir vapor puro y proteger la instalación. El agua de la

caldera y sus purgas contienen impurezas concentradas del agua de alimentación, los

productos químicos del tratamiento y sus productos de reacción. Éstos, se hallan en

mayores concentraciones aquí que en el agua de alimentación, debido al efecto

concentrador de la caldera.

0.3.5. CONDENSADO.

A bordo de un buque, existe un cierto número de corrientes de condensado. Lo que

sigue es una relación de éstas con las impurezas más probables.



Condensador principal y auxiliar y otros intercambiadores de calor de agua

de mar.

Las principales impurezas que pueden encontrarse en esta corriente son los

elementos hallados en el agua de refrigeración. Estas impurezas penetran en la

corriente del condensado a través de tubos con fugas en el condensador de

superficie y otros intercambiadores de calor.

Calentadores de combustible.

Para el fuel-oil muy denso utilizado en calderas, es necesario calentarlo con vapor

con el fin de reducir su viscosidad lo suficiente al objeto de su bombeo, y para

producir una adecuada atomización en los quemadores. El condensado procedente

de estos intercambiadores puede contaminarse con combustible procedente de

fugas existentes en los tubos y en las placas tubulares de los calentadores.

Calentamiento de la carga.

Cuando se transporta carga líquida viscosa, frecuentemente es necesario calentar

la carga para permitir su bombeo. El condensado procedente del vapor utilizado

para el calentamiento de la carga, puede contener ciertas cantidades de impurezas

procedentes de pequeñas fugas existentes en las superficies de transmisión de calor.

Usos domésticos y de otra clase.

La utilización doméstica del vapor a bordo del buque comprende la calefacción de

los alojamientos de la tripulación y zonas de trabajo, etc. Estas corrientes de

condensado pueden contaminarse con oxígeno.

Todas las corrientes de condensado que se han indicado pueden contaminarse con

productos de corrosión en disolución o suspensión. La cantidad de productos de corrosión

es muy pequeña. Sin embargo, debido a la presencia de CO2 y O2 en el condensado, puede

producirse una corrosión importante en los equipos - intercambiadores de calor, tuberías

y demás superficies metálicas-, originándose una gran contaminación.

Todos los contaminantes son indeseables para el funcionamiento de las calderas.

Pueden dar lugar a muchas clases de corrosión y a la formación de incrustaciones.



DESGASIFICADOR

CALENTADORESBAJA PRESIÓN

DESAIREADOR

CONDENSADOR

TURBINAPRINCIPAL

COND.AUX.

TURBOALTERNADOR

CALENTADORALTA PRESIÓN

BBAS.ALIMENTACIÓN

BBAS. CONDENSADO

TANQUEDRENAJE

ECONOMIZADOR

CALDERASISTEMAEVAPORADOR

Fig. 1

0.4. OBTENCIÓN DE MUESTRAS.

Objetivos de los análisis de aguas de calderas.

1. Asegurar que se mantienen en todo momento los productos y los residuos

propios del tratamiento químico.

2. Detectar la presencia de contaminantes en el agua que puedan ser

perjudiciales para la caldera y los equipos.

Los resultados de los ensayos son significativos y útiles, sólo cuando las muestras

ensayadas son representativas del agua en el sistema en el momento de la prueba.

Colocación recomendada para las conexiones de toma de muestras.

1.- Muestra de agua de calderas.

Normalmente pueden usarse las conexiones para toma de muestras suministradas

por el fabricante de la caldera (Fig. 1). La línea de toma de muestras está colocada

habitualmente en el colector de vapor, justo sobre los tubos generadores de vapor. A fin



de obtener resultados adecuados, debe estar tan lejos como sea posible de la línea interna

de alimentación de agua y de la línea de dosificación de productos químicos.

Las muestras deben ser analizadas a bordo. Las muestras para análisis de

laboratorio se tomarán sólo en algunos casos especiales.

2.- Muestras de condensado y agua de alimentación.

Las tomas para muestras deben colocarse en tres lugares:

1. Directamente después de la bomba principal de extracción de condensados. Esta

línea se utilizará cuando la planta trabaje en las condiciones normales de

vaporización.

2. Directamente después de la bomba auxiliar de extracción de condensados. Esta

línea se usará sólo cuando la planta esté bajo condiciones de funcionamiento de

puerto.

3. De la línea de descarga del desaireador o desde la aspiración o descarga de la

bomba principal de agua de alimentación.

Esta última es la mejor posición de toma de muestras para análisis de hierro y

cobre; estas muestras darán una indicación directa de las cantidades de óxidos metálicos

que son introducidos en la caldera con el agua de alimentación.

Estas conexiones pueden ser usadas para obtener muestras para pruebas de oxígeno

disuelto, si acaso fuesen requeridas.

3.- Muestra de agua del evaporador.

La línea para toma de muestras de agua puede estar colocada en una de estas

posiciones:

1. En la línea entre el tanque almacén de agua destilada y el punto de entrada de agua

destilada al sistema de condensado.

2. Directamente desde el condensador de destilado.



Equipo para toma de muestras.

Las muestras de agua de calderas, de condensado caliente y de agua de

alimentación, deben ser enfriadas a 25 ºC antes de analizarlas para prevenir la vaporización

que concentraría la muestra si disminuye la cantidad de disolvente, con la misma cantidad

de soluto. Deberán, por tanto, utilizarse enfriadores de tubos de acero inoxidable.

Los tubos de acero inoxidable usados para las líneas de toma de muestras deben

instalarse con el menor número posible de accesorios y/o curvas angulosas. Esta es una

precaución para evitar que se acumulen contaminantes sólidos en las líneas. Las líneas de

toma de muestras de acero inoxidable deberán cumplir con normas internacionales relativas

a la presión a que estén sometidas.

El acero inoxidable se recomienda para prevenir la contaminación de las muestras

por la corrosión de las líneas.

Obtención de muestras para análisis de a bordo.

1. Es conveniente abrir la válvula de toma de muestra y dejar que corra

durante 5 a 10 minutos, a fin de que fluya por la línea y arrastre las posibles

impurezas acumuladas en el interior de la tubería.

2. Se deberán tomar muestras individuales apropiadas para cada ensayo, según

se necesite. El equipo para el ensayo deberá ser limpiado y enjuagado con

el agua que va a ser analizada, que luego se tirará por el desagüe.

3. Si el análisis de una muestra tuviera que retrasarse, la muestra deberá ser

tapada herméticamente en una botella limpia de muestras, que también

habrá sido enjuagada con dicha agua. Si el análisis tuviese que sufrir un

gran retraso, se deberá tomar de nuevo la muestra. Los ensayos de pH,

alcalinidad, hidracina, amoníaco, etc., serán menos precisos si el ensayo se

retrasa demasiado, debido al efecto del aire sobre estos tratamientos.

Obtención de muestras para ensayos de laboratorio en tierra.

Deberán seguirse los siguientes procedimientos especiales cuando se vayan a

obtener muestras para análisis de laboratorio en tierra:


1Estas últimas recomendaciones respecto a la toma de muestras han sido tomadas de "Drew Ameroid

Marine. Shipboard Water Treatment Manual".


Fig. 2

1. Las muestras de agua de calderas para análisis de laboratorio deben ser tomadas en

una botella de plástico (se prefieren a las de cristal, aunque éstas pueden utilizarse

también). El volumen mínimo para análisis de agua de calderas es de 500 ml.

2. Las muestras de condensado y agua de alimentación para análisis de hierro y cobre

deben recogerse en botellas especiales de plástico de alta pureza. El volumen

mínimo requerido para análisis de hierro y cobre es de 120 ml.

3. Si se sospecha que existe contaminación por aceite en el sistema de agua, deberá

obtenerse una muestra de agua en una botella de cristal de 500 ml.

4. Obtener las muestras mientras la caldera esté funcionando bajo condiciones de

vaporización total o normal.

5. Purgar la línea de toma de muestras durante 5 a 10 minutos antes de obtener una

muestra para análisis. Purgar la línea durante un período mayor si esta fuese poco

utilizada.

6. La botella de toma de muestras debe ser enjuagada con el agua a analizar y llenada

completamente hasta rebosar, de forma que no quede aire en el espacio superior de

la botella. Sin embargo, si existiera peligro de congelación, se dejará algún espacio

libre en la botella para expansión, ya que de lo contrario, la botella reventaría. Se

sellará estancamente y se le pondrá una etiqueta adecuada indicando:

- nombre del buque

- fuente de la que se ha obtenido la muestra

- fecha de toma

- información que describa la razón de haber tomado la muestra, así

- como cualquier problema que existiera.

Esta información es esencial a fin de

determinar qué ensayos deben efectuarse y la

evaluación de los resultados.1

Al obtener una muestra de una caldera de alta

presión, una parte del agua que se extrae puede

vaporizarse, arrastrando con ella una fracción de las sales

que contiene o simplemente haciendo que la disolución


2Pérez del Río, J., Tratado General de Máquinas Marinas, pág. 2386 y ss.

3Ibid., pag. 2391 y ss.


Factor de Corrección por Vaporización.

Kv.

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2

Kv

0

50

100

150

200

250

presión absoluta (bar)

Fig. 3

restante esté mucho más concentrada en sales que la original del interior de la caldera. De

esta manera se falsearán los resultados del análisis, por lo que para remediar esto se recurre

a:

-Enfriar previamente el agua que se va a obtener por la salida de la purga. Esto se

consigue, tal y como se ha mencionado anteriormente, haciendo pasar el agua por

un serpentín introducido en un pequeño tanque de enfriamiento (Fig. 2).

Previamente se habrá hecho una purga lenta del serpentín, a fin de evitar que se

acumulen sales en el mismo.

-Utilizar un factor de corrección Kv (fig. 3)2, que se aplique al resultado del análisis

de la muestra obtenida sin la utilización del enfriador del método anterior.

La vaporización del agua de la muestra afectará además de a la salinidad, a la

dureza, al índice de alcalinidad y al de permanganato. Pueden, por tanto, aplicárseles

fórmulas análogas con el mismo factor de corrección.

Respecto al pH hay que decir que es una excepción parcial, ya que hay que

considerar que su medición se efectúa a 25 ºC, dándose los siguientes casos3:



-Si el pH es igual a siete en el análisis, esto supone que aunque se haya evaporado

agua durante la obtención de la muestra, el agua del interior tendrá un pH neutro.

-Si el pH es menor que 7 (disolución ácida), tendremos en cuenta que el agua en

el interior de la caldera no será tan ácida, ya que esta acidez medida fuera se deberá

a la aportación de iones H+ debidos a la vaporización del agua. Entonces,

calcularemos el pH según la fórmula:

en la que x representa el valor del pH de partida.

-Si el pH obtenido es mayor que siete (disolución básica), el pH real del interior de

la caldera será inferior y por tanto el agua no será tan alcalina, ya que esta

alcalinidad es producida por los oxhidrilones aportados en la vaporización. Para

calcular el valor del pH puede emplearse la expresión siguiente:



1. MAGNITUDES DE AGUAS DE CALDERAS.

A las presiones y temperaturas a que se trabaja en las calderas, incluso en las que

se clasifican dentro del grupo de baja presión, y dado el alto coste de esta clase de

instalaciones, así como de los combustibles y demás materiales que consumen, la técnica

de conservarlas y hacerlas funcionar en óptimas condiciones resulta difícil y del mayor

interés.

A tal fin se han establecido magnitudes, métodos y aparatos de medición relativos

a las aguas, cuya composición y comportamiento espontáneo en calderas estudiaremos a

continuación, y se han montado verdaderos laboratorios en las centrales térmicas y en los

buques. Veamos a continuación algunas de estas magnitudes.

1.1. pH.

Se conoce también como índice de Sörensen. Es la medida que da idea de la

concentración del ión hidrógeno H+ (o más correctamente del ión H3O+) en el agua. El

logaritmo decimal cambiado de signo de esta concentración es lo que se denomina pH:

pH = - log [ H+ ] o bien pH = - log [ H3O+ ]

Su rango de variación va de 0 a 14, considerándose como ácida a una solución

cuando está comprendida entre 0 y menor que 7, como neutra cuando tiene un pH de 7 y

como alcalina o básica cuando la solución presenta un pH de mayor que 7 a 14.

En el agua y en cualquier disolución acuosa, se producen continuamente las

reacciones siguientes:



La constante de equilibrio de la primera, será:

Considerando que la concentración de H2O en el agua es una cantidad fija:

y que para el agua a 25 ºC, el producto iónico K' se puede medir, (en el que ya se incluye

la concentración de H2O), y es:

Entonces, puesto que de la disociación de 1 molécula-gramo de H2O obtenemos 1 ión-

gramo de H+ y uno de OH-, tendremos que:

y sabiendo que la concentración de H+ es:

Por tanto, el peso total de H+ por litro será de 10-7 g.

Si añadimos un ácido, aumentará la concentración de H+, es decir, el exponente (-7)

disminuirá en valor absoluto, disminuyendo por tanto el valor del pH. Si añadiésemos una

base, ocurrirá lo contrario, y el pH aumentará.

Debe tenerse presente que los rangos de variación del pH dependen de la

temperatura de la disolución, siendo los citados válidos para una disolución a 25 ºC. Si la

temperatura es distinta, distinto es también el producto iónico, dado por la igualdad



Variación del pH con la temperatura

0 50 100 150 200 250 300

temperatura (º C)

5

6

7

8pH

Fig. 4

y entonces también es distinto el pH del agua pura o de la solución acuosa dada (Fig. 4).

Existen 2 métodos de determinación del pH:

- Eléctrico.

- Colorimétrico.

La determinación del pH en una solución acuosa dada es fundamentalmente

eléctrica, pues el método colorimétrico parte de una medición eléctrica previa utilizada

después como referencia. Para esta medición eléctrica se utilizan aparatos llamados

pehachímetros, cuyo fundamento está en la medición de la corriente eléctrica que atraviesa

la disolución, debido a la mayor o menor existencia de iones y a la mayor o menor

resistencia eléctrica.

El método colorimétrico se funda en el conocimiento y empleo de los indicadores,

que son sustancias orgánicas empleadas en disolución muy diluida para evitar su propia

influencia en el líquido problema. Tienen la propiedad de cambiar de color en medio ácido



o alcalino, debido a que su molécula disociada y el ión que queda tras la acción del ácido

o de la base, son de distinto color.

Es interesante destacar que los indicadores tienen una zona de trabajo determinada

en la gama de pH, distinta para cada indicador, presentando una zona de viraje en la que

el cambio de color se produce de manera gradual.

Como caso particular del empleo de los indicadores podemos destacar las tiras de

papel impregnadas en diversos indicadores, mediante las cuales podemos efectuar una

determinación práctica del pH, que será válida con propósitos de mantenimiento del agua.

En este procedimiento basta con humedecer una tira de papel impregnado en el agua a

analizar después de enfriada, dejándola secar y comparando con una escala de color dada

por el fabricante del papel indicador.

Para la medición del pH mediante papel indicador, puede utilizarse inicialmente un

"indicador universal", que nos dará el pH aproximado. Posteriormente podremos afinar con

otra tira de un papel "indicador especial" para la gama de pH que corresponda según la

referencia obtenida del "indicador universal".

La precisión de medida de la escala de colores es de 0,3 unidades de pH, para cada

juego de tiras, encontrando una amplia gama de variación, según la familia de tiras

seleccionadas.

1.2. DUREZA.

Se entiende por dureza de una muestra de agua al conjunto de sales de los metales

alcalinotérreos disueltos en ella. Estas sales pueden considerarse prácticamente solo de

calcio y de magnesio, pues las demás, cuando se hallan presentes, lo hacen en cantidades

despreciables.

Las sales de calcio y de magnesio más o menos solubles en el agua, y que por tanto

deben tomarse en consideración son:



- cloruros de calcio y magnesio (CaCl2, MgCl2)

- sulfatos de calcio y magnesio (CaSO4, MgSO4)

- carbonatos de calcio y magnesio (CaCO3, MgCO3)

- bicarbonatos de calcio y magnesio (Ca(HCO3)2, Mg(HCO3)2).

Estas sales constituyen la dureza total, mientras que hablaremos de dureza

temporal (o carbonática a efectos de medición) debido a que algunas de estas sales son

térmicamente inestables, como los bicarbonatos, descomponiéndose por ebullición

prolongada. Es conveniente medir la dureza carbonática a fin de deducir la dureza

permanente, por ser la que corresponde a la temperatura dentro de la caldera.

La medición de esta magnitud está fundada en la capacidad del jabón (palmitato

sódico) para combinarse con las sales de calcio y de magnesio disueltas en el agua, dando

jabones cálcicos y magnésicos que precipitan, por ser insolubles. Dependiendo de la

cantidad de jabón que tenga que gastarse para producir espuma (eliminación de sales

disueltas) hallaremos el valor de la dureza.

Se utiliza para realizar la medición práctica el licor hidrotimétrico, un producto que

se comercializa y que está compuesto por una disolución de jabón en alcohol etílico. Se

requiere, además, una bureta graduada en grados hidrotimétricos franceses, o la utilización

de una conversión de unidades, tal como la mostrada en la tabla siguiente.

UNIDADEQUIVALENCIA

º Franceses º Ingleses º Alemanes ppm CaCO3

º Franceses 1.00 0.70 0.56 10.00

º Ingleses 1.43 1.00 0.80 14.30

º Alemanes 1.79 1.25 1.00 17.90

ppm CaCO3 0.10 0.07 0.056 1.00

Este método está limitado cuando las aguas son de muy poca dureza; entonces se

usa otra solución hidrotimétrica (de Splittgerber).

Así, según sea su dureza, tendremos:



AGUASDUREZA (ºf)

mín. máx.

dulces 0 15

duras 15 22

muy duras 22 35

durísimas 35

consumo humano 20

1.3. ALCALINIDAD.

Supone un aumento de iones OH- sobre el estado neutro, o bien, la disminución de

iones H+ por debajo del mismo, pudiendo estar provocado este hecho, no solo por bases

que al ionizar dan los correspondientes iones OH-, sino también por sustancias neutras que,

después de una reacción de descomposición, liberan sustancias que antes no existían en la

disolución. Entre estas sustancias, encontramos:

- Carbonato sódico: Na2CO3

- Sulfito sódico: Na2SO3

- Fosfato trisódico (anhidro): Na3PO4

Así, por ejemplo, una de las mencionadas causas es la reacción de hidrólisis del

carbonato sódico

en la que la cantidad de productos y reactivos dependerá de las concentraciones, la presión

y la temperatura (se inicia a 4 kg/cm2 ; a 25 kg/cm2 es del 80 % y total a 60 kg/cm2).

Determinar la alcalinidad tiene como objeto:

1. Conocer la posibilidad del agua de defenderse contra un descenso de pH.

2. Evitar la fragilidad cáustica.

3. Evitar el trasiego de partículas de agua en el vapor

4. Evitar la formación de espumas.



Para ello se emplean diversos índices. Así, según J. Pérez del Río:

* Índice de alcalinidad, definido como el número de centímetros cúbicos de

disolución decinormal de ácido (clorhídrico, p. ej.) necesarios para

neutralizar 100 cm3. Se utiliza para pH > 9 y nos indica la acidez o

alcalinidad potencial.

* Índice sódico, definido por la expresión siguiente:

en donde las concentraciones de los productos vienen dadas en ppm.

Se establecen además, dos índices de alcalinidad, según el indicador utilizado:

- a la fenolftaleina (f).

- al anaranjado de metilo (m).

Si m > f, entonces la alcalinidad está provocada por las cuatro sustancias antes

mencionadas. Si m = f, entonces es provocada por el carbonato sódico (Na2CO3).

Para el índice sódico, se debe verificar que:

- para agua con fosfatos:

- si p < 60 kg/cm2 entonces: 100 # is # 400

- si p $ 60 kg/cm2 entonces: 50 # is # 100

- para agua sin fosfatos:

- si p < 60 kg/cm2 entonces: 200 # is # 1000

- si p $ 60 kg/cm2 entonces: 100 # is # 200

Por otra parte, según L. Germain, se establecen los índices TA y TAC.

1.3.1. TÍTULO ALCALINOMÉTRICO (TA).

Corresponde al número de mililitros de ácido sulfúrico (H2SO4) 50 N necesarios

para neutralizar a la fenolftaleína 100 ml de agua, es decir hasta pH 8,6. Mide todos los

álcalis libres más la mitad de los álcalis combinados en forma de carbonato, más un tercio

del álcali combinado en forma de monofosfato. Así, 1º TA, corresponde a:

8 mg/l de NaOH



o bien:

21,2 mg/l de Na2CO3

20 mg/l de CaCO3

76 mg/l de Na3PO4A12H2O

Se utiliza también el índice p, que equivale a 5 veces TA, es decir, al

miliequivalente

1.3.2. TÍTULO ALCALINOMÉTRICO COMPLETO (TAC).

Corresponde al número de mililitros de ácido sulfúrico (H2SO4) 50 N necesarios

para neutralizar al anaranjado de metilo 100 ml de agua, es decir hasta pH 4,4. Mide todos

los álcalis libres y carbonatados y los dos tercios del álcali en forma de monofosfato.

Corresponde a:

8 mg/l de NaOH

o bien:

10,6 mg/l de Na2CO3

16,8 mg/l de NaHCO3

10 mg/l de CaCO3

16,2 mg/l de Ca(HCO3)2

14,6 mg/l de Mg(HCO3)2

38 mg/l de Na3PO4A12H2O

Se utiliza también el índice m, que corresponde a 5 veces TAC

1.4. MATERIA ORGÁNICA DISUELTA.

Debido a que las sustancias orgánicas introducidas en las calderas son altamente

perjudiciales, es aconsejable conocer la cantidad de las mismas que existen en el interior

de la caldera. Para ello, se establece el índice de permanganato.

Podemos definir este índice como el número de miligramos de permanganato

potásico (KMnO4) empleados en pasar 1 litro de sustancia desde transparente a color rojo

violáceo. Esta determinación se basa en que el permanganato potásico es muy oxidante,



desprendiendo O2 al combinarse y oxidar sustancias orgánicas. Esta propiedad se ve

aumentada añadiendo algún ácido, como sulfúrico, p. ej.

1.5. SALINIDAD.

Ninguna de las magnitudes anteriores se refiere a la cantidad total de sales disueltas

en el agua (salinidad total). Se puede medir por:

1. Desecación.

Se recurre al pesado de las sustancias separadas por evaporación, no por ebullición,

ya que en esta última, las sales podrían ser arrastradas, falseando la medición. Presenta el

inconveniente de su gran lentitud.

2. Determinación de la densidad.

Para la determinación de la densidad se utilizan densímetros, dándonos una medida

directa de la densidad de la disolución a una temperatura determinada.

3. Determinación de la conductividad.

Es una medición eléctrica de la facultad de una solución para conducir una corriente

eléctrica. Es lo contrario de resistencia eléctrica. El término conductividad se utiliza

generalmente en lugar del de resistencia, ya que se refiere directamente a la cantidad de

sales disueltas en el agua. El agua pura tiene una resistencia muy alta, es decir, una

conductividad muy baja. El agua con una gran cantidad de materias disueltas tiene una

resistencia mucho menor que el agua pura, es decir, una conductividad mucho mayor.

La determinación de la salinidad por métodos de conductividad eléctrica están

basados en la medición de la resistencia al paso de la corriente eléctrica. Depende de varios

parámetros: la distancia entre los electrodos, de la superficie de los mismos y de la

resistencia específica que corresponde a la concentración de iones.

Las mediciones de conductividad se efectúan con un instrumento similar a un

medidor de resistencia, que está conectado a dos electrodos sumergidos en el agua. La



resistencia o conductividad del líquido entre los dos electrodos se lee en el instrumento.

Se debe tener en cuenta que la conductividad es función de la temperatura.

Conocida la conductividad de una disolución, acudiremos a tablas que relacionan

esta magnitud con la salinidad de las diferentes sales en ppm. Existen disoluciones tipo,

cuyas conductividades se conocen bien.

Las mediciones de conductividad controlan la calidad del agua en las plantas

energéticas. La conductividad de la solución puede relacionarse con la cantidad de materia

disuelta en el agua. Los ácidos, las bases y las sales, con los gases disueltos, tales como

amoníaco y dióxido de carbono, contribuyen a incrementar la conductividad del agua pura

y, por tanto, la medición de conductividad determina la cantidad de impurezas presentes.

La utilidad de la medición resulta positiva, si se la compara con otras formas de

determinar los contaminantes disueltos en una muestra de agua. Por ejemplo, para

determinar en forma precisa la cantidad de sal disuelta en una muestra de agua de caldera,

sería necesario evaporar el agua y pesar el residuo para relacionarlo con la cantidad inicial

de muestra. Esto constituye una medición difícil de realizar, si se la compara con la

inmersión de un par de electrodos de conductividad en la misma muestra, y se efectúa una

lectura directa en un instrumento. Los medidores (indicadores) de la salinidad no son otra

cosa que dispositivos medidores de conductividad.

1.7. SÓLIDOS EN EL AGUA.

Podemos hablar de tres tipos de sólidos en el agua: disueltos, en suspensión y

totales.

Sólidos disueltos.

Este término se refiere a la materia encontrada en el agua, en una escala de tamaño

molecular o iónico. Son invisibles a simple vista, exceptuando que a veces contribuyen a

modificar el color de la solución. Un buen ejemplo de una sal, que si bien se disuelve,

concretamente contribuye a modificar el color del agua, es el cromato sódico, el cual crea



un color amarillo. Los sólidos disueltos pueden detectarse midiendo la conductividad o

mediante otras pruebas. No obstante, no pueden eliminarse filtrando el agua.

Sólidos en suspensión.

Los sólidos en suspensión son partículas insolubles que pueden eliminarse mediante

filtrado. Frecuentemente pueden apreciarse a simple vista, aunque otras veces puedan

existir en forma de partículas tan finamente divididas que es necesario utilizar un

microscopio para verlas. La cantidad de sólidos en suspensión encontrados en el agua se

determina generalmente filtrando el agua y pesando la cantidad de partículas recogidas en

el filtro. En el campo del tratamiento de agua de calderas, las partículas que pueden ser

retenidas en un filtro de tamaño de 0,45 micras (0,00045 mm), son sólidos en suspensión.

Las partículas de tamaño inferior a éstas, están disueltas.

Sólidos totales.

El total de sólidos en el agua es la suma del contenido de sólidos disueltos y el

contenido de sólidos en suspensión.



2. COMPORTAMIENTO.

2.1. CORROSIÓN.

2.1.1. INTRODUCCIÓN: CORROSIÓN EN CALDERAS.

El agua pura significa de por sí, un ataque al metal del que están compuestas las

distintas partes de la caldera, y que viene dado por la reacción siguiente:

Fe + 2H2O 6 Fe(OH)2 + H2

es decir, que el hierro en presencia de agua se descompone en hidróxido ferroso,

desprendiendo hidrógeno; esta reacción se detendrá cuando la disolución esté saturada.

Pero si existe oxígeno disuelto en el agua, ocurrirá que:

4 Fe(OH)2 + O2 + 2 H2O 6 4 Fe(OH)3

Este compuesto formado (hidróxido férrico) es insoluble en agua, por lo que

precipitará, descendiendo la concentración de la disolución saturada, por lo que la anterior

reacción se desplaza hacia la derecha, continuando las reacciones anteriores (se produce

hidróxido ferroso a expensas del hierro que no había reaccionado). Por tanto, esta corrosión

continuará hasta tanto se agote el oxígeno disuelto en el agua. Este proceso es típico de las

cámaras de agua.

Ocurre que también el vapor de agua ataca al hierro, produciéndose la reacción:

3 Fe + 4 H2O 6 Fe3O4 + 4 H2

se produce óxido ferroso-férrico y se desprende hidrógeno, cuando la temperatura está


4Como más adelante se verá, las altas temperaturas locales favorecen la corrosión, debido a que:

-Funden ciertas sales, disolviendo el óxido de hierro, y dejando una nueva superficie de

acero al descubierto, que será atacada.

-Los productos de la corrosión pueden formar depósitos locales de óxido ferroso-férrico, lo

que supone una corrosión profunda del acero.

-En incrustaciones porosas se produce una aireación diferencial y fuertes concentraciones

de NaOH, lo que provoca un ataque cáustico.


entre 300 y 400 ºC. Estas condiciones se dan en los sobrecalentadores y recalentadores.4

2.1.2. TIPOS DE CORROSIÓN.

La mayor parte del equipo metálico de las plantas generadoras marinas está

formado por aleaciones de hierro -acero- o de cobre -latón, cuproníquel, bronce y otras-.

Todos estos metales se disolverán lentamente en el agua a menos que esta sea tratada

convenientemente. Esto se denomina corrosión.

Algunas de las clases más importantes de daños debidos a la corrosión que pueden

producirse en los equipos marinos, son las siguientes:

2.1.2.1. ADELGAZAMIENTO.

Este es el resultado de la corrosión, que es continua y tiene lugar sobre una

superficie grande del metal. También se denomina corrosión general. El adelgazamiento

puede continuar hasta el punto en que el metal ya no puede soportar la presión interna, lo

cual puede originar una explosión.

2.1.2.2. PICADURAS.

Cuando solamente se corroe una pequeña superficie del metal, el resultado es un

orificio profundo denominado picadura. Si no se controla la corrosión por picaduras, estas

pueden perforar el metal originando fugas. Cuando existen muchas picaduras a pequeña

distancia unas de otras, pueden unirse entre sí. El efecto que esto tiene sobre el metal es

igual que el de la corrosión general.



2.1.2.3. AGRIETAMIENTO.

Es otra forma de corrosión que puede afectar a determinados materiales. En general,

las aleaciones -que son mezcla de metales- son las más susceptibles al agrietamiento en

determinadas condiciones. El agrietamiento constituye una forma de corrosión que tiene

lugar a lo largo de una franja muy estrecha, a lo largo del metal.

2.1.2.4. EXFOLIACIÓN.

Algunas aleaciones metálicas son susceptibles a la exfoliación o desaleación. Estos

dos tipos de corrosión están asociados con la reacción selectiva de solo uno de los metales

de una aleación.

La exfoliación tiene lugar generalmente en los calentadores de agua de

alimentación. El níquel es oxidado selectivamente de la tubería de aleación de cuproníquel

dejando capas de metal de cobre y óxido de níquel.

Los latones son mezcla de cobre y zinc. Cuando se produce la desaleación, el zinc

es eliminado del metal dejando tras de sí una masa esponjosa de cobre. Esto se denomina

comúnmente deszincado.

2.1.2.5. FRAGILIDAD.

Es un efecto de la corrosión que cambia las propiedades físicas de un metal. Hace

perder a estos su ductilidad y resistencia normal, volviéndolos frágiles y débiles. La

fragilidad no puede verse inspeccionando un tubo de caldera que no ha fallado. Sin

embargo un tubo que haya fallado, tendrá un aspecto cristalizado en el borde del punto del

fallo y generalmente no se observará ningún indicio de pandeo.



2.1.3. CAUSAS QUE PROVOCAN LA CORROSIÓN.

2.1.3.1. PROCESO GENERAL DE LA CORROSIÓN.

En el estudio de la corrosión se consideran las reacciones químicas entre un metal

y su entorno. Desde el punto de vista químico del agua de plantas generadoras, el estudio

de la corrosión incluye también su supresión, alterando o controlando el entorno al que

están expuestos los materiales. Con este fin, es necesario comprender primero sus causas.

Los primeros estudios de la corrosión del hierro (acero) revelaron que,

prácticamente, el único factor que limita la duración del hierro es la oxidación. En este

término, se incluyen todos los procesos químicos mediante los cuales, el hierro es corroído

u oxidado.

Antes de continuar, es necesario comprender claramente el término oxidación y

consiguiente reducción. La oxidación denota la reacción de una sustancia con oxígeno. El

término reducción, es considerado frecuentemente como una reacción que entraña la

eliminación del oxígeno de una sustancia. Es lo que en conjunto entendemos como una

reacción REDOX.

Expuesto de forma simple, la oxidación entraña la pérdida de electrones por una

sustancia, y la reducción, la obtención de los mismos por otra. Mediante esta definición,

el elemento oxígeno no tiene que intervenir en una reacción oxidación-reducción en

absoluto. También debe resultar aparente la razón de la estrecha relación de los términos.

Si una sustancia entrega electrones, otra sustancia debe asimilarlos.

Al experimentar la oxidación, los átomos de hierro sin carga pasan a la solución y

se transforman en iones de hierro. Este cambio supone que los átomos ceden electrones.

Por lo tanto, la oxidación del hierro es de naturaleza eléctrica, a causa del flujo de

electrones.

Por consiguiente, tanto la oxidación como la corrosión son procesos

electroquímicos. Sobre esta base, puede considerarse la corrosión de forma similar a otros



Fig. 7

procesos eléctricos.

La naturaleza básica de la corrosión es casi siempre igual. Un flujo de electricidad

tiene lugar entre ciertas zonas de una superficie metálica, a través de una solución capaz

de conducir una corriente eléctrica (Fig. 5). Esta acción electroquímica causa la corrosión

del metal en zonas en las que la corriente

eléctrica abandona el metal y los átomos

del metal penetran en la solución en

forma de iones.

La presencia de una solución que

pueda conducir una corriente eléctrica,

un electrólito, es uno de los primeros

requisitos para la corrosión. Una

solución electrolítica es cualquier líquido

que contenga iones. Recuérdese que los

iones son átomos cargados eléctricamente en solución y que incluso el agua pura contiene

tantos iones de hidrógeno cargados positivamente, como iones hidróxilos cargados

negativamente, en equilibrio. Debido a esto, las soluciones de sales, ácidos y álcalis,

constituyen todas ellas buenos electrólitos.

Además de un electrólito, se precisan para la corrosión dos electrodos -un ánodo

y un cátodo-. Los electrodos pueden consistir en dos tipos distintos de metal, o pueden ser

zonas diferentes de la misma pieza de metal. En cualquier caso, para que se produzca la

corrosión, deberá existir una diferencia en el potencial eléctrico entre los electrodos o

zonas, con el fin de que circule electricidad entre ellos. El circuito se completa mediante

un camino metálico entre los dos electrodos. Si están en la misma pieza del metal, existe

un circuito inherente. Si son piezas de metal independientes, deben unirse entre sí en

alguna forma.

En el ánodo de una célula de corrosión, cuando se produce la corrosión, ocurre que

átomos cargados positivamente del metal, se desprenden de la superficie y penetran en la

solución en forma de iones, mientras que quedan tras de sí en el metal las correspondientes



cargas negativas, en forma de electrones (oxidación).

Los iones desprendidos tienen una o más cargas positivas. En la corrosión del

hierro, cada átomo de hierro libera dos electrones y se transforma en un ión de hierro que

transporta dos cargas positivas. Los electrones liberados se desplazan a través del metal a

la zona del cátodo.

En el cátodo de una célula de corrosión, los electrones que llegan a la superficie del

mismo, pasando a través del circuito del metal, encuentran y neutralizan algunos iones de

hidrógeno cargados positivamente, presentes en el electrólito. Al perder su carga eléctrica

obteniendo electrones, los iones de hidrógeno se transforman en átomos neutros. Entonces

se combinan para formar hidrógeno gaseoso.

La conversión de los iones de hidrógeno en átomos de hidrógeno y después en

hidrógeno gaseoso, da como resultado una disminución de los iones de hidrógeno del

electrólito. Esto incrementa la alcalinidad del electrólito, en la superficie del cátodo.

Las reacciones anódica y catódica analizadas hasta ahora pueden expresarse de la

siguiente forma:

Reacción anódica: Fe0 6 Fe2+ + 2e-

Reacción catódica: 2H+ + 2e- 6 H2

Formas de disminiur la corrosión.

De lo anterior es fácil observar que pueden variarse factores ambientales para

afectar el régimen de corrosión. Podemos destacar:

1. Al aumentar la concentración de iones de hidrógeno (reducción del pH), el régimen

de corrosión es probable que aumente, ya que existen más iones de hidrógeno para

recibir electrones en el cátodo.

2. Por el contrario, si la solución se hace más alcalina (aumento del pH), puede

reducirse el régimen de corrosión.



3. Al reducirse más la concentración del material disuelto en el electrólito, se reduce

la conductividad del electrólito y se incrementa la resistencia. Una mayor

resistencia, impide la circulación de corriente, y puede reducirse el régimen de

corrosión de un material sumergido.

4. Disminuir la concentración de O2 disuelto minimiza los problemas relacionados

con la despasivación del cátodo.

Localización de ánodos y cátodos.

Es importante señalar que, tanto ánodos como cátodos, pueden producirse

casualmente sobre un pedazo de metal.

Esto puede observarse colocando un pedazo de acero en una solución de ácido clorhídrico.

Después de sumergir el pedazo de acero en la solución ácida, se observará la violenta

formación de numerosas burbujas de hidrógeno. El hidrógeno se desprende aparentemente de

toda la superficie sin indicación de zonas catódicas o anódicas. Esto es realmente lo que

sucede, ya que, en estas condiciones, los ánodos y los cátodos se desplazan continuamente

durante la corrosión.

El desarrollo de un ánodo sobre una superficie metálica puede resultar de una

variedad de condiciones microscópicas, que incluyen:

1. Impurezas del metal.

2. Imperfección del acabado superficial.

3. Orientación de los granos en el metal.

4. Esfuerzos localizados.

5. Variaciones en el medio ambiente.

Es importante tener en cuenta que no siempre es posible definir las probables zonas

catódicas o anódicas en un sistema complejo -como en una planta generadora de vapor-.

Polarización.

Se indicó que la conversión de iones de hidrógeno en átomos de hidrógeno sin



carga (neutros) que se combinan para formar hidrógeno gaseoso, constituye la principal

reacción catódica de la corrosión. En soluciones ácidas, tales como el ácido clorhídrico,

la corrosión evoluciona rápidamente a causa de la elevada concentración de iones de

hidrógeno libres disponibles para la reacción catódica.

En soluciones neutras o básicas, el número de iones de hidrógeno se reduce

considerablemente, y es posible que una capa microscópica de gas hidrógeno forme una

película sobre el cátodo. El revestimiento de hidrógeno sobre un cátodo reduce el régimen

de corrosión al actuar como un aislamiento y evita que los iones de hidrógeno que hay en

el líquido acepten electrones en la superficie del cátodo. Este fenómeno se denomina

polarización catódica.

Si está presente el oxígeno en la solución, puede reaccionar con el hidrógeno en la

superficie del cátodo formando agua mediante la reacción siguiente:

4H+ + 4e- + O2 6 2H2O

Cuando esto sucede, se acelera la corrosión, ya que el cátodo no puede polarizarse,

incrementándose los regímenes de corrosión. Constituye la despolarización del cátodo.

La formación de una película de productos de corrosión sobre la superficie de un

ánodo, es una forma de polarización anódica. En este caso, el producto de corrosión actúa

como un aislante, evitando la posterior reacción y, por lo tanto, inhibiendo la corrosión.

Existen muchos tipos de películas de productos de corrosión que pueden formarse.

En los sistemas de acero sin oxígeno presente, los iones ferrosos producidos en el ánodo

reaccionan con los iones hidróxilos del agua formando hidróxido ferroso. Este es el primer

paso en la formación de magnetita (Fe3O4), que forma una película deseable y muy

protectora. En realidad, el hierro se convierte en magnetita mediante una serie de complejas

reacciones, que resumimos:

Fe0 + 2H+ 6 Fe2+ + H2



2Fe0 + 6H+ 6 2Fe3+ + 3H2

Fe2+ + 2OH- 6 Fe(OH)2

2Fe3+ + 6OH- 6 2Fe(OH)3

Fe(OH)2 + 2Fe(OH)3 6 Fe3O4 + 4H2O

o bien:

3Fe + 4H2O 6 Fe3O4 + 4H2 + O

Por las reacciones anteriores puede verse que la formación de hidróxido ferroso

(Fe(OH)2) y magnetita (Fe3O4), dependen de la presencia de suficientes iones hidróxilos

libres. El régimen de conversión se ve afectado también por la temperatura. Cuanto mayor

es la temperatura, mayor es la conversión.

En presencia de oxígeno, el hidróxido ferroso (Fe(OH)2) puede no ser convertido

en magnetita, pero puede formar hidróxido férrico (Fe(OH)3). El hidróxido férrico es una

típica forma de óxido. No resulta muy protector porque es poroso y no se adhiere

fuertemente a la superficie del ánodo. Como consecuencia de ello, la corrosión puede

avanzar debajo de la superficie del hidróxido férrico. El óxido férrico (Fe2O3) es otro

frecuente producto de corrosión formado en presencia de oxígeno. Las películas de óxido

férrico no son muy protectoras.

En los sistemas de cobre, el óxido protector deseable que puede producirse en el

ánodo, es el óxido cuproso (Cu2O). En presencia de oxígeno puede formarse óxido cúprico

(CuO), que no es adherente y protector como el óxido cuproso.

Los productos de corrosión del hierro y cobre pueden identificarse frecuentemente

por su color. A continuación se indica una relación de los óxidos de hierro nombrados.

Compuesto Otro Nombre Fórmula Color

Hidróxido Ferroso Fe(OH)2 Blanco

Hidróxido Férrico Fe(OH)3 Amarillo/Naranja

Óxido Férrico Hematites Fe2O3 Rojo/Marrón

Limonita Fe2O3 A H2O

Óxido Ferroso FeO Negro

Óxido Ferroso-Férrico Magnetita Fe3O4 Negro



La polarización anódica es denominada frecuentemente pasivación. Sin la

formación de películas protectoras de óxido sobre las superficies de aleación de cobre y de

acero, la corrosión sería excesiva, ya que estos metales son muy reactivos con el agua. Por

tanto, uno de los principales objetivos del técnico, es mantener las condiciones del agua

que consigan la pasividad superficial del equipo de cobre y acero.

Uno de los primeros aspectos de la protección contra la corrosión es el evitar

elevadas concentraciones de iones de hidrógeno (evitar bajo pH). Las elevadas

concentraciones de iones de hidrógeno, aceleran la corrosión ya que aceleran la reacción

catódica, la aceptación de electrones por parte de iones de hidrógeno. Por el contrario, el

mantenimiento de concentraciones de iones de hidróxilo adecuadamente altas en

soluciones en los sistemas de acero, ayuda a conseguir la polarización anódica mediante

la formación de una película de producto de corrosión protector.

El bajo pH da también lugar a la formación de productos solubles de corrosión,

mientras que un elevado pH fomenta la formación de productos de corrosión insolubles y

protectores.

El oxígeno debe excluirse de los sistemas de plantas generadoras ya que tiende a

despolarizar las zonas catódicas mediante reacción con la película de hidrógeno además

de dificultar la polarización anódica dando lugar a la formación de productos de corrosión

no protectores.

2.1.3.2. CAUSAS ESPECÍFICAS DE CORROSIÓN EN PLANTAS

GENERADORAS.

Anteriormente se hizo una exposición general sobre la naturaleza y las causas de

la corrosión. A continuación se describen la mayoría de las causas específicas de las

reacciones de corrosión que tienen lugar en plantas generadoras de vapor.



2.1.3.2.1. CORROSIÓN POR O2.

El oxígeno desempeña un papel principal en la corrosión del equipo de las plantas

generadoras. Es uno de los contaminantes más indeseables que penetran en un sistema de

agua de calderas, de alimentación y de condensado. Acelera la corrosión mediante la

despolarización catódica y destruye la pasividad de las superficies de acero y cobre. Este

problema se da en los economizadores, y también en el resto del generador, en caso que

el contenido en oxígeno sea muy alto.

Aireación Diferencial.

Otra acción perjudicial del oxígeno consiste en que cuando está presente en la

cámara de vapor de una caldera, se difunde a través del agua hacia su interior,

estableciendo una concentración mayor cerca de la superficie que hacia su interior. Con

este fenómeno, que se conoce con el nombre de aireación diferencial, queda establecida

una pila de concentración y, por consiguiente, se produce desprendimiento de iones y

corrosión en una parte del acero que actúa de ánodo.

La aireación diferencial es un tipo de corrosión electroquímica, en la que las pilas

de concentración surgen por heterogeneidad del medio. Las diferencias de concentración,

temperatura y sobre todo de oxígeno, son las causas de la corrosión.

Las diferencias de concentración responden al efecto Evans, debido a la mayor o

menor concentración del medio. Las partes de una pieza menos aireadas -con menor

cantidad de oxígeno-, como por ejemplo los ángulos vivos, rayas profundas, etc., funcionan

como ánodos y consecuentemente son atacados. Esta misma clase de corrosión se produce

en una pieza medio sumergida. La porción próxima a la superficie del agua y por tanto -

más oxigenada-, se comporta como cátodo, mientras que la parte inferior -menos

oxigenada-, se comporta como ánodo, corroyéndose.

Un ejemplo clásico del efecto Evans lo constituye una gota de solución salina que

se deposita sobre una plancha de acero o de cinc, que resulta atacada en el centro de la gota

que actúa de ánodo, y se produce cloruro ferroso, mientras que en la periferia a la que tiene

fácil acceso el oxígeno, actúa de cátodo formándose entre las dos zonas un anillo de

depósitos.



La corrosión en grietas y picaduras, tiene también su origen en la formación de pilas

de concentración. El agua que penetra en el fondo de una grieta o picadura poco aireada,

y por lo tanto con pequeña concentración de oxígeno, hace que se desprendan iones

metálicos, que a su vez provocan difusión hacia el fondo de la grieta o picadura, de los

iones Cl-, formándose una solución de cloruro metálico. Entonces se produce una hidrólisis

ácida, por lo que se tiene en la grieta una solución diluida de ácido clorhídrico que favorece

enormemente a la corrosión. Por último, cabe decir que las diferencias de aireación son

responsables de las células de corrosión creadas por los organismos marinos.

Con el fin de evitar la corrosión, se dispone de desaireadores del agua de

alimentación que eliminan el oxígeno. Se utilizan eliminadores químicos de oxígeno tales

como hidracina (N2H4) o sulfito sódico (Na2SO3) como complemento para eliminar el

oxígeno que haya quedado después del desaireador. La hidracina es altamente reactiva con

el oxígeno. El tratamiento de agua de alimentación con hidracina evita que el oxígeno

corroa tanto el sistema de agua de alimentación como la caldera. Como alternativa, puede

añadirse sulfito sódico al agua de la caldera para evitar también la corrosión causada por

el oxígeno.

2.1.3.2.2. CORROSIÓN POR CO2.

El dióxido de carbono puede causar corrosión. La mayor parte del dióxido de

carbono en la planta generadora se forma en el interior de los evaporadores. El calor hace

que se descompongan los carbonatos y bicarbonatos de la salmuera. El dióxido de carbono

que se forma de esta manera, abandona el evaporador junto con el vapor y causa corrosión

en las tuberías de retorno de condensado.

Las reacciones siguientes, muestran la manera de formarse el CO2 mediante la

descomposición, por calor, de bicarbonatos y carbonatos:

NaHCO3 6 NaOH + CO28

Na2CO3 + H2O 6 2NaOH + CO28

El CO2 causa corrosión por picaduras, debido a que da carácter ácido al agua. Las



reacciones siguientes muestran cómo el dióxido de carbono, forma ácido carbónico en el

agua:

CO2 + H2O 6 H2CO3

CO2 + H2O 6 H+ + HCO3

-

Nótese la formación de iones de hidrógeno libres, que definen una condición ácida.

El dióxido de carbono en el condensado acelera la corrosión de diversas formas:

1. En el cátodo: reduce el pH del condensado, acelerando con ello la reacción

catódica.

2. En el ánodo:

2.1. La reducción del pH por la formación de ácido carbónico reduce la

concentración de iones hidróxilos, lo cual dificulta la formación de

magnetita a partir de hidróxido ferroso.

2.2. También da lugar a la formación de bicarbonato ferroso, que es un

compuesto altamente soluble sin efecto pasivador alguno:

Fe + 2H2CO3 6 Fe(HCO3)2 + H28

Estos efectos son similares en los sistemas de cobre

2.1.3.2.3. CORROSIÓN POR ÁCIDO.

En las calderas puede tener lugar la corrosión por ácido -no resultante de la

presencia de dióxido de carbono-. Cuando se produce una fuga del condensador, o el agua

de alimentación de la caldera se contamina con el arrastre del evaporador de agua de

relleno, una de las principales sales que se introduce en el agua de la caldera es el cloruro

magnésico. El magnesio es el segundo catión más abundante en el agua del mar y los

cloruros son el anión más abundante.

Cuando el cloruro magnésico penetra en el agua de la caldera a alta temperatura,

los iones de magnesio reaccionan con los fosfatos y con los iones hidróxilos del agua de



la caldera. Los iones de magnesio son tan reactivos con los iones hidróxilos a elevadas

temperaturas que se producirá la precipitación de hidróxido magnésico con lo que el pH

del agua de la caldera podría descender a un valor aproximado de 4,0. Esto puede evitarse

mediante un tratamiento adecuado del agua. Cuando no se controla cuidadosamente el

valor del pH, las concentraciones de iones hidróxilos, se reducen a bajos niveles. Esto da

como resultado el ataque de ácido clorhídrico en las superficies metálicas:

MgCl2 + 2H2O 6 Mg(OH)2 + 2HCl

Fe + 2HCl 6 FeCl2 + H2

La presencia de incrustaciones en las superficies de los tubos de calderas, puede dar

lugar a la concentración de ácido clorhídrico, debajo de las incrustaciones. Cuando esto

sucede, los índices de corrosión son sumamente altos y pueden producir serios daños en

un tiempo corto.

2.1.3.2.4. CORROSIÓN CÁUSTICA.

En las calderas, puede originarse corrosión cáustica o corrosión resultante de la

presencia de hidróxido sódico. Anteriormente se indicó que es deseable mantener elevadas

concentraciones de iones hidróxilos, tanto para superficies de acero como de cobre. Esto

es cierto, pero existe un rango de condiciones (valores del pH), por encima de los cuales,

la presencia de iones de hidróxilo libre pueden resultar perjudiciales para estos materiales.

El hidróxido sódico (NaOH), es uno de los principales aditivos químicos empleados

en el tratamiento de agua en calderas.

La finalidad del hidróxido sódico es mantener la concentración de iones de

hidróxilo en un margen óptimo para la formación de magnetita protectora sobre las

superficies del acero. Su otra función es la de ayudar a la formación de lodos no

adherentes, en lugar de incrustaciones cuando las sales que provocan la dureza penetran

en el agua de la caldera.

Cuando existe una concentración de NaOH $ 50 g/l sucede la reacción:



2 NaOH + Fe 6 Fe(NaO)2 + 2 H+

es decir, se produce ferrito sódico y H+ que al combinarse, como se explicará, con el

carbono del acero, da lugar a la formación de metano, causante de grietas y roturas

intercristalinas.

No obstante, cantidades excesivas de hidróxido sódico, pueden dar lugar a

corrosión, especialmente en calderas de alta presión. Si existiera demasiado hidróxido

sódico en una superficie de acero, podría reaccionar con éste para formar un componente

soluble que puede precipitar como una incrustación de magnetita porosa y suelta. Las

reacciones siguientes muestran lo que sucede:

Fe + 2NaOH 6 Na2FeO2 + H28

3Na2FeO2 + 4H2O 6 6NaOH + Fe3O4 + H28

Las concentraciones normales de hidróxido sódico mantenidas en las calderas no

son perjudiciales. Sin embargo, es posible que el hidróxido sódico se concentre en zonas

localizadas de las calderas, dando lugar con ello a la corrosión localizada. Esto se produce

cuando se forman capas gruesas de incrustaciones sobre los tubos de la caldera, haciendo

que el hidróxido sódico se concentre debajo de las incrustaciones de la superficie del metal.

Para que se llegue a producir corrosión cáustica se precisa en principio una

concentración de 400 g/l de NaOH . Este valor es muy alto y está por encima de los que

pudieran encontrarse en el interior de la caldera (en los peores casos se encontrarían 3 g/l),

por lo que parece un fenómeno de poca importancia para el conjunto de la instalación. Sin

embargo estas concentraciones elevadas podrían producirse localmente.

Además es necesario que la temperatura sea inferior a 150 ºC, siendo necesario para

temperaturas superiores que exista además sílice. A esto hay que añadir cargas de tracción

variables, no influyendo las de compresión.

Corrosión cáustica y ácida se excluyen mutuamente, por la naturaleza de las

sustancias necesarias para que se produzcan.



También puede producirse la corrosión cáustica, cuando las superficies de los tubos

de la caldera se ven recubiertas con una capa de vapor aislante, a causa de una excesiva

ebullición de vapor o separación de vapor y agua en los tubos horizontales o inclinados.

La excesiva ebullición, puede ser consecuencia de índices de transmisión de calor

elevados, lo que puede producirse cuando los quemadores están mal alineados en un hogar

y las llamas chocan contra los tubos de la caldera. En este caso, el agua de la caldera que

contiene hidróxido sódico puede salpicar sobre la superficie recubierta con una capa de

vapor aislante y, al producirse la evaporación rápida del agua, las concentraciones de

hidróxido sódico pudieran resultar excesivas.

A veces se produce un efecto similar en las tuberías horizontales o inclinadas si

existe una insuficiente velocidad de la masa del fluido en los tubos para mantener el vapor

y el agua bien mezclados. Si el agua se separa y circula a lo largo de la parte inferior del

tubo y el vapor a lo largo de la parte superior del mismo, el agua puede salpicar sobre la

superficie superior seca y caliente, produciendo excesivas concentraciones de hidróxido

sódico.

2.1.3.2.5. DAÑOS PRODUCIDOS POR HIDRÓGENO.

Además de estos tipos de corrosión, que dan como resultado el adelgazamiento

localizado de los tubos de la caldera, las de alta presión son susceptibles de una forma de

ataque que daña la estructura interna del metal haciendo que se vuelva frágil. Este tipo de

ataque constituye los daños causados por el hidrógeno.

Los daños causados por el hidrógeno tienen lugar cuando existe una reacción de

corrosión muy rápida en calderas de alta presión. Los átomos de hidrógeno formados en

un cátodo -a causa de un ataque ácido-, son suficientemente pequeños como para penetrar

en el metal de la caldera. Cuando han penetrado en las tuberías metálicas, los átomos de

hidrógeno reaccionan con el carbono que forma el acero. El producto de reacción es

metano. El metano es una molécula de gas muy grande, y que causa la formación de

presión interna dentro del metal de la tubería de acero. Estas presiones elevadas de metano



causan la separación de los granos de acero, y en determinados casos originan grietas en

la tubería de metal.

C + 4H+ 6 CH4

Las tuberías de calderas dañadas por hidrógeno se han encontrado muy

frecuentemente después de los incidentes de corrosión por ácido que resultan de las fugas

de condensadores de agua de mar y un inadecuado control de pH del agua de calderas. Se

ha observado que los daños por hidrógeno se producen en pocas horas, cuando tiene lugar

la corrosión por ácido.

Uno de los aspectos más graves de los daños producidos por el hidrógeno consiste

en que la tubería afectada no puede ser detectada por otro método que no sea quitar los

tubos para proceder a su examen metalúrgico. Desde luego, resulta imposible inspeccionar

todos los tubos de una caldera, y como resultado de ello, las calderas quedan con la tubería

muy dañada y poco fiable después de efectuar las reparaciones de los tubos dañados, ya que

los tubos restantes vuelven a fallar después de un tiempo no muy grande.

2.1.3.2.6. CORROSIÓN DEBIDA A AMONÍACO.

Otra forma importante de corrosión que puede afectar las tuberías de cobre de un

condensador y de los calentadores de agua de alimentación, tiene lugar a través de la

presencia de excesivas cantidades de amoníaco y oxígeno.

Sabemos que mantener un pH elevado o iones de hidróxilo libres, resulta

beneficioso para mantener la pasividad de las superficies de cobre y sus aleaciones.

También se indicó que existe un rango de control de pH, por encima del cual puede tener

lugar la corrosión. En general, el mejor margen de control del pH para las aleaciones de

cobre es pH = 8'3 a 8'9.

Para mantener las condiciones óptimas de pH en los sistemas de condensado y de

agua de alimentación, se utilizan aminas o amoníaco. Esto puede efectuarse añadiendo

aminas directamente o suministrando un poco más de hidracina que la precisada para la



eliminación del oxígeno. La hidracina reacciona con el oxígeno de la siguiente forma:

N2H4 + O2 6 2H2O + N28

El exceso de hidracina que sale junto con el vapor, se descompondrá a las elevadas

temperaturas de un recalentador de vapor, mediante la reacción siguiente:

3N2H4 6 4NH3 + N2

Cuando se condensa el vapor en el condensador, el amoníaco gaseoso que se ha

formado por descomposición, se disuelve en el condensado:

NH3 + H2O 6 NH4OH

o bien:

NH3 + H2O 6 NH4+ + OH-

En la reacción anterior puede verse que el amoníaco es un producto alcalino, que

eleva el pH de la solución, ya que da lugar a la formación de iones hidróxilos libres.

Cuando el amoníaco causa la formación de sólo los suficientes iones hidróxilo libres para

mantener un pH de 8'3 a 8'9, no existe ningún problema. No obstante, cuando existe

oxígeno y cantidades excesivas de amoníaco, puede producirse corrosión. El oxígeno hace

que los óxidos cuprosos (Cu2O) protectores formen óxidos cúpricos (CuO).

Cu2O + ½O2 ÷ 2CuO

Estos óxidos cúpricos reaccionan con el amoníaco formando compuestos de cobre

y amonio, que son sumamente solubles. Cuando se elimina el óxido protector de la

superficie de cobre, se destruye la pasividad de la superficie y la corrosión puede progresar

muy rápidamente.

Todas las aleaciones de cobre pueden resultar corroídas por esta reacción. La forma

de corrosión es de desgaste general o de picaduras en circunstancias normales. Sin

embargo, en algunos latones -como el tipo Almirantazgo-, pueden resultar grietas como

consecuencia de la corrosión debido a los efectos combinados del oxígeno y el amoníaco.



2.1.3.2.7. EFECTOS MECÁNICOS.

Además de los tipos de corrosión que resultan de la presencia de varios productos

químicos en el agua, el proceso de erosión puede traducirse también por una pérdida de

metal en los sistemas de agua. En general, se considera que la erosión constituye un

problema mecánico, mediante el cual, una superficie metálica resulta desgastada por los

efectos de la velocidad del fluido o por la turbulencia. En realidad, la pérdida de metal a

causa de este mecanismo en el sistema de agua, guarda siempre relación tanto con los

efectos de corrosión como de erosión, ya que los factores mecánicos y químicos son

importantes.

La formación de óxidos protectores y no protectores, ha sido expuesta

anteriormente. Los óxidos protectores, evitan que avance la corrosión formando una capa

inatacable sobre la superficie. Las películas de óxido no protector permiten la continua

progresión de la corrosión. Las películas de óxido protector, tales como la magnetita y el

óxido cuproso, no pueden eliminarse fácilmente mediante efectos mecánicos, tales como

la velocidad (erosión), en tanto que las películas de óxidos no protectores pueden ser

barridas de la superficie mucho más fácilmente. Podemos reconocer que, si bien la erosión

es principalmente un problema del ingeniero proyectista, puede aliviarse manteniendo las

condiciones químicas del agua que producen los óxidos más protectores.

Resulta fácil comprender la forma en que se produce el proceso erosión-corrosión.

La velocidad del fluido puede barrer el óxido suelto de una superficie, dejando al

descubierto el metal desnudo, el cual se corroerá todavía más. Resulta más difícil para el

flujo del fluido eliminar una película de óxido magnético negro (magnetita), fuertemente

adherido.

2.1.4. MÉTODOS DE EVALUACIÓN DE LA CORROSIÓN.

2.1.4.1. AGRESIVIDAD.

Se define como agresividad de un líquido respecto a un metal, al peso que de una



Fig. 6

Fig. 7.

superficie sumergida y determinada de metal se combina con el líquido o pasa a formar

parte de él en un tiempo determinado.

Para medirla se utiliza una

superficie pulimentada de peso

conocido. Después de un tiempo

convenido de estar sumergida, se

vuelve a pulimentar y se pesa

nuevamente. La diferencia de pesos

obtenida, referida a la unidad de

superficie y de tiempo es la

agresividad.

En lugar de expresar la agresividad en unidades de peso, se suele medir en mm/año

de espesor perdido, puesto que se sobrentiende que el metal será el mismo y manteniéndose

constante su superficie, la cantidad de metal que pasa al líquido podremos expresarla en

función de la profundidad del material que se ha combinado.

S i r e p r e s e n t amo s l a s

agresividades relativas de diversas

sales en disolución acuosa de

concentración 0'01, respecto al agua

pura, se obtiene la Figura 6, que nos

permite observar la gran agresividad de

los cloruros.

Los fenómenos de agresividad

(corrosión, en definitiva) en las calderas dependen en gran medida del pH del agua que

contienen. Si representamos gráficamente la agresividad frente al pH, obtenemos una

figura como la 7, en la que observamos el comportamiento crítico de las aguas para pH

menor que 7 y mayor que 11.

El aumento de la agresividad vendrá, por tanto, influida por la existencia de ácidos


5J. Setién & J.Mª Varona, El Factor de Corrosión. Un Método Alternativo para la Evaluación de laCorrosividad, Ingeniería Química, Noviembre 1995.


o bases, que pueden proceder de la transformación de alguna sustancia de las ya vistas en

el estudio de la corrosión.

Existen otros métodos para evaluar la corrosividad, como son5:

1. Apariencia.

2. Examen microscópico.

3. Plazo de aparición de los primeros síntomas de corrosión.

4. Modificación de las propiedades mecánicas.

5. Métodos no destructivos (radiográficos, eléctricos y electromagnéticos,

ultrasónicos, líquidos penetrantes, partículas magnéticas, etc.).



2.2. INCRUSTACIONES.

2.2.0. INTRODUCCIÓN.

La incrustación puede formarse en las calderas cuando el agua de relleno no es

pura, o cuando se originen fugas en el condensador, produciéndose la contaminación del

agua de alimentación con sales (dureza). Todos los contaminantes existentes en el agua de

alimentación penetran en la caldera. Si no existe un adecuado tratamiento del agua, las

condiciones de elevada temperatura de la misma hacen que estos contaminantes se

precipiten en forma de incrustación.

Es importante comprender que ningún programa de tratamiento de agua en calderas

puede evitar completamente la formación de incrustación de lodos, si se permite penetrar

en una caldera cantidades excesivas de dureza, durante un período de tiempo prolongado.

Un tratamiento adecuado del agua de caldera evitará la formación de incrustaciones, evitará

la corrosión y reducirá al mínimo la formación de incrustaciones de lodos. No obstante,

el tratamiento químico no constituye una solución completa. Cuando se produce la

contaminación del agua de alimentación, el problema debe ser corregido en su origen con

la mayor rapidez posible.

Es necesario hallar y corregir las causas de la contaminación del agua de relleno.

Las fugas del condensador deben ser suprimidas. Es importante incrementar el régimen de

agua de purga cuando penetra en una caldera agua de alimentación contaminada, para

evitar la acumulación de altas concentraciones de sólidos en suspensión y la formación de

incrustaciones de lodos, así como para mantener los residuos químicos adecuados en la

caldera.

Debido a que las incrustaciones pueden originar tanto problemas de

recalentamiento como de corrosión, es necesario limpiar las calderas. En calderas de tipo

antiguo, era posible limpiarlas mecánicamente. En calderas más modernas, es imposible

tener acceso a los tubos utilizando equipos de limpieza mecánicos, y se precisa efectuar

limpiezas químicas con ácidos y otros disolventes. Una vez que se ha eliminado la grasa

y el aceite mediante una extracción por ebullición, las nuevas calderas de alta presión, se



limpian generalmente con ácido para eliminar las cascarillas de óxido de hierro. Las

calderas que se han ensuciado durante el funcionamiento, precisan de una limpieza química

periódica para evitar problemas. La periodicidad de la limpieza, la elección de los

productos químicos y los métodos de limpieza vienen determinados por la cantidad y los

tipos de incrustaciones que han de eliminarse.

2.2.1. ORIGEN.

Las sustancias que forman incrustaciones provienen de la precipitación de las

siguientes sustancias:

1. Los productos de corrosión -fundamentalmente óxidos de cobre y de hierro-

formados sobre las superficies metálicas.

2. Los contaminantes introducidos con el agua de alimentación o de

aportación.

3. Las sustancias que se producen como resultado del tratamiento químico.

2.2.2. FORMA DE PRESENTARSE.

Las sustancias mencionadas pueden aparecer como:

1. Incrustaciones duras.

2. Lodos no adherentes.

El calcio y el magnesio (dureza) del agua de mar, pueden formar incrustaciones

denominadas cascarillas, en un cierto número de lugares de las plantas generadoras de

vapor. La cascarilla es una incrustación de minerales sobre la superficie metálica, que se

separan de la solución.

Las incrustaciones de cascarilla pueden formarse en los evaporadores de agua de

aportación. La salmuera de los evaporadores está formada por agua de mar concentrada a

temperatura relativamente elevada.



2.2.3. LOCALIZACIÓN.

Encontramos dos situaciones:

1. Pueden formarse y permanecer en la misma posición sobre las superficies

metálicas, adquiriendo un grosor considerable.

2. Los productos de corrosión pueden desprenderse de la superficie metálica

en la que se formaron y ser arrastrados por el condensado o el agua de

alimentación en forma de sólidos en suspensión. Estos productos de

corrosión pueden volverse a depositar después en otros lugares.

Las incrustaciones de productos de corrosión insoluble pueden hallarse

frecuentemente en las partes inferiores de los colectores. Los productos de corrosión

también pueden depositarse en las superficies tubulares de las calderas.

2.2.4. EFECTOS.

1. Actúan como aislamiento térmico, retardando la transmisión de calor.

2. Favorecen la presencia de puntos de corrosión ácida o cáusticas.

3. Someten a los tubos de la caldera a un sobrecalentamiento excesivo,

disminuyendo su resistencia mecánica.

4. Disminuyen el rendimiento de la instalación.

5. Aumentan los gastos de operación.

6. Aumentan los gastos de mantenimiento.

7. Aumenta el peligro de explosión y de pinchazo de tubos.

2.2.5. MECANISMO DE FORMACIÓN.

Sabemos que una disolución saturada es aquella que contiene el contenido máximo

de soluto que el disolvente es capaz de disolver para una temperatura determinada. Una

disolución sobresaturada será aquella en que la cantidad de soluto sea mayor que la



calor

a la superficie

corona circular(incrustaciones)

LADO DE FUEGO LADO DE AGUA

paredmetálica

Fig. 8.

máxima que el disolvente puede divolver a una temperatura dada.

Según esto, podemos producir

precipitación del soluto si:

1. disminuimos la cantidad de

disolvente,

2. aumentamos la cantidad de soluto o

3. variamos la temperatura.

Esta precipitación de soluto puede dar

lugar a la formación de fangos inofensivos, que pueden ser extraídos fácilmente mediante

purgas en las calderas. Pero también pueden originar incrustaciones muy difíciles de

eliminar, ya que precipitan y se solidifican, incrustándose en el acero de los tubos de las

calderas.

El mecanismo de formación de estas incrustaciones es el siguiente:

1. Las burbujas de vapor de agua (fig. 8) que se encuentran en el seno del líquido y

adheridas a la pared metálica van creciendo como consecuencia del aumento de

volumen específico del vapor (al aumentar la presión y la temperatura de la

burbuja).

2. Como consecuencia de este aumento de volumen, ascienden a la superficie,

separándose de la pared metálica.

3. Durante su crecimiento se produce un recalentamiento del vapor interno de la

burbuja por parte de la pared metálica a presión y volumen constante, con

producción en su seno de más vapor por el calor aportado a través de la corona

circular de contacto de la burbuja con la pared metálica.

4. Se produce, por tanto, una vaporización total del agua sobre la superficie metálica.

5. De esta manera se realiza la precipitación de los compuestos disueltos (sales) sobre

la corona circular de contacto de la burbuja con la pared metálica, debido a la

eliminación del disolvente, que como veíamos es una de las causas de precipitación

del soluto de una disolución.

6. Una vez desprendida la burbuja, quedará una huella sobre la pared metálica que

corresponde al precipitado que se ha depositado. Sumando el efecto de millones de



Curvas de SolubilidadConcentraciones de Saturación a Diferentes Temperaturas

según J. P. del Río.

0 25 50 75 100 125 150 175 200 225 250 275 300temperatura (ª C)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100ppm

0

250

500

750

1.000

1.250

1.500

1.750

2.000ppm

CaSiO

CaSOCaCO

3

43

Fig. 9.

Fig. 10

burbujas de vapor obtenemos el resultado conocido como incrustación.

2.2.6. CURVAS Y PRODUCTO DE SOLUBILIDAD.

Se presentan las curvas de solubilidad de diversas sustancias que forman

incrustaciones en las calderas (Fig. 9).

Los compuestos en los que la solubilidad aumenta con la temperatura, se dice que

tienen un coeficiente de solubilidad positivo, mientras que aquellos en los que la

solubilidad varía en sentido contrario de

la temperatura, lo tienen negativo.

Algunas sales tienen coeficientes de

solubilidad positivos entre ciertos

límites de temperatura, y negativos en

otros. Un ejemplo de esto lo constituye

el CaCO3 (Fig. 10). Estos fenómenos se

atribuyen en general a cambios en la

naturaleza de las formas cristalinas

estables.

Sabemos además, que por debajo de 100 ºC, los carbonatos en disolución acuosa



Fig. 11

PS C CC A= •

A C q= −13 10 13 2' • •

se hidrolizan, descomponiéndose en hidróxido y CO2.

Además de las citadas, en la Fig. 11 pueden observarse gráficos de solubilidad de

diversas sustancias dependiendo de la entalpía.

No obstante, como se ha visto anteriormente, la formación de precipitados depende

de la temperatura, del disolvente y del soluto. En concreto, debe estudiarse el producto de

solubilidad de la sustancia potencialmente formadora de incrustación, que depende de la

temperatura:

PS: producto de solubilidad

CC: concentración de cationes

CA: concentración de aniones

Del estudio de este producto se deduce que cuando PS < CCACA la precipitación es

inevitable, mientras que si PS > CCACA la solución no está saturada, por lo que no se

producirá precipitación.

Por otra parte, existen expresiones empíricas que valoran las cantidades de

incrustaciones que se producen [Belan , 1981]:

Para los depósitos alcalino-térreos:



A C qFe Fe= −57 10 14 2' • •

A: tasa de formación de depósitos alcalino-térreos (mg/cm2 h)

C: concentración de sustancias formadoras de incrustaciones (mg/kg)

q: flujo térmico (W/m2)

Para los depósitos de óxidos de hierro:

AFe: tasa de formación de depósitos de hierro (mg/cm2 h)

CFe: concentración de óxidos de hierro, formadoras de incrustaciones (mg/kg)

q: flujo térmico (W/m2)

Es importante destacar en ambas expresiones que la cantidad de depósitos

producidos es directamente proporcional a la concentración de sustancias formadoras de

incrustaciones y al cuadrado del flujo térmico. Esto indica que en aquellas zonas sometidas

a flujos térmicos mayores, aumentará la formación de incrustaciones (haces vaporizadores

más próximos a la llama del quemador).

2.2.7. TIPOS DE INCRUSTACIONES.

Se clasifican según la composición predominante. En función de esta, las

incrustaciones presentarán determinadas propiedades. Así, aquellas que tengan una menor

porosidad, manifestarán una mayor conductividad calorífica, disminuyendo el rendimiento

de la caldera en menor cuantía. Por el contrario, las que tengan una porosidad mayor, serán

también más aislantes térmicamente, suponiendo una gran pérdida de transmisión de calor

y de rendimiento, que van aparejados con una pérdida de seguridad y un aumento de los

gastos de reparación de la caldera.

Debemos tener en cuenta que las incrustaciones van a provocar corrosión, y esta

se va a producir, de acuerdo con lo explicado, en las zonas de mayores temperaturas

locales.



2.2.3.1. INCRUSTACIONES A BASE DE CaCO3.

Se forma a partir de la reacción de bicarbonato y carbonato a elevada temperatura

y pH alto en el agua de la caldera.

Ca(HCO3)2 6 CaCO39 + CO28 + H2O

La curva de solubilidad de este compuesto está representada en las figuras 8 y 9.

COMPARACIÓN DE DIVERSAS INCRUSTACIONES

Tipo Dureza Porosidad Conduc. Térmica Limpieza

CaCO3 media pequeña alta fácil

CaSO4 alta pequeña media regular

SiO2 muy alta muy alta muy baja difícil

2.2.3.2. INCRUSTACIONES A BASE DE CaSO4.

Es digno de señalar porque su solubilidad disminuye rápidamente al aumentar la

temperatura (fig. 7). Si bien es más soluble que el carbonato cálcico, puede depositarse

como incrustación si la concentración de sulfato en el agua es elevada.

CaSO4 + 2H2O 6 CaSO4A2H2O9

2.2.3.3. INCRUSTACIONES A BASE DE Mg(OH)2.

Se produce también por la descomposición de bicarbonatos o carbonatos. El

carbonato magnésico no se encuentra generalmente en la incrustación de calderas, debido

a que es mucho más soluble que el carbonato cálcico o que el hidróxido magnésico.

MgCO3 + H2O 6 Mg(OH)2 + CO28

2.2.3.4. INCRUSTACIONES A BASE DE SÍLICE Y SILICATOS.

Pueden formarse cuando el agua de la caldera contiene silicato disuelto. En las



incrustaciones de calderas se han encontrado muchas clases de minerales de silicato

diferentes. No resulta práctico analizar todas las condiciones que pueden causar la

formación de un determinado tipo de incrustaciones de silicato. Estas, al igual que otras,

pueden eliminarse en la caldera con un adecuado tratamiento de aguas. En la figura 9 puede

verse la curva de solubilidad de un silicato de calcio.

2.2.3.5. LODOS.

En las calderas se acumulan lodos, mediante cualquier tipo de fluidos en

suspensión que se adhieren a las superficies metálicas. Esto incluye los productos de

corrosión en suspensión que ya se han analizado.

Las acumulaciones de lodos también pueden estar constituidas por sólidos en

suspensión formados por la reacción de calcio y magnesio y los productos químicos para

el tratamiento del agua en calderas. Si cantidades excesivas de calcio y magnesio consiguen

introducirse en una caldera, o si la purga no es adecuada para eliminar de una caldera las

partículas en suspensión, pueden formarse acumulaciones de lodos cuyas reacciones son

como sigue:

3CaCl2 + 2Na3PO4 6 Ca3(PO4)29 + 6NaCl

3MgCl2 + 2Na3PO4 6 Mg3(PO4)29 + 6NaCl

MgCl2 + 2NaOH 6 Mg(OH)29 + 2NaCl

5CaCl2 + 3Na2HPO4 + 4NaOH 6 Ca5(OH)(PO4)39 + 10NaCl + 3H2O

2.2.3.6. CARBONATO DE HIERRO (FeCO3).

Se encuentra formando parte de otras incrustaciones. En indeseable porque da

naturaleza corrosiva a la incrustación.



2.3. CALIDAD DEL VAPOR: PROYECCIONES Y

ARRASTRES.

La calidad del vapor producido es un aspecto de considerable importancia en las

calderas. Todas las formas de contaminación de vapor se denominan arrastres de

impurezas. Estas pueden presentarse en estado sólido, líquido y gaseoso. Tanto los sólidos,

como las gotitas retenidas en el vapor que sale de un colector de vapor se denominan

arrastres mecánicos o de gotas. El sílice evaporado que es arrastrado con el vapor, se

denomina arrastre vaporoso o selectivo.

Por tanto, los tres tipos de contaminantes del vapor, según su estado, son:

1. Líquido: las gotas de líquido arrastrado, contienen sólidos, que pueden

formar incrustaciones en el sobrecalentador cuando se evapore el líquido

de la gota. Una acumulación de incrustaciones sobre las superficies de

transferencia de calor del sobrecalentador puede dar lugar al calentamiento

excesivo a causa de su efecto aislante.

2. Sólido: Algunos sólidos del agua de la caldera puede que no permanezcan

en el sobrecalentador y pueden pasar a la turbina en forma de polvo seco.

Cuando esto sucede, pueden formarse incrustaciones en la turbina,

haciendo que ésta pierda eficacia. A veces, los sólidos disueltos en el agua

de la caldera que llegan a la turbina pueden dar lugar a la corrosión de los

componentes de la turbina.

3. Gaseoso: Además del agua contenida en las gotitas de vapor, el sílice del

agua de la caldera puede evaporarse y transformarse en vapor, a

temperaturas relativamente bajas (inferiores a las temperaturas del

sobrecalentador).

El sílice puede causar graves incrustaciones en las turbinas. Por esta razón,

se establecen límites estrictos con respecto a su contenido en el agua de

calderas. Manteniendo bajas concentraciones de sílice en el agua de

calderas, se reducen al mínimo las concentraciones de sílice vaporoso en

el vapor, evitándose las incrustaciones de sílice en las turbinas.



La cantidad de sílice permisible en el agua de calderas disminuye según

aumenta la presión de trabajo, ya que su volatilidad aumenta con la

temperatura.

2.3.1. PROYECCIONES.

Se conoce también como primado o priming. Es un accidente de operación que se

produce en las calderas y que puede ocasionar averías graves. Tiene varios orígenes:

1. Una caída brusca de la presión de vapor en el colector. Esto puede ser

debido a un aumento en la demanda, que origina un descenso brusco de la

presión. Entonces, el agua se encuentra en estado de sobrecalentamiento -es

decir, a una temperatura superior a la de saturación correspondiente a esta

presión más baja-, por lo que se produce una ebullición tumultuosa del agua

de la caldera.

El nivel de la caldera sube debido a las burbujas formadas por la ebullición

brusca, de manera que el agua alcanza las válvulas y tuberías de

comunicación, pudiendo llegar hasta las máquinas.

La forma de impedir este accidente consiste en evitar los cambios bruscos

de régimen, y por tanto de presión en la operación de la caldera.

2. Un aumento brusco en el nivel de agua, que puede estar originado por una

avería en el sistema de alimentación -válvulas agarrotadas, controladores

de nivel averiados, columnas de nivel obstruidas, etc.-.

3. La entrada de grandes cantidades de aceites, sustancias alcalinas y sólidos

disueltos en el agua de la caldera. Estas sustancias actúan como formadores

de espumas. El resultado final es siempre un aumento brusco de nivel del

colector y disminución de volumen del espacio de vapor. Esta es,

precisamente, la causa directa de un mayor contenido de agua en el vapor.



(15)

(16)

2.3.2. ARRASTRES.

Se conocen también como trasiegos. Es un defecto permanente de la caldera o de

las aguas con que trabaja, por el cual el agua que forma la envuelta líquida de burbujas de

vapor es llevada con él. La cantidad arrastrada es pequeña si se compara con la de las

proyecciones. Aunque no se producen averías bruscas, sí produce corrosión y,

fundamentalmente, incrustaciones.

La experiencia indica que el vapor generado en las calderas siempre contiene

diversas sustancias que se introducen en la caldera mediante el agua de alimentación. El

fenómeno de transferencia de sustancias presentes en el agua de la caldera al interior del

vapor se llama distribución o arrastre de sustancias entre la fase de líquido y vapor. La

relación entre las cantidades de sustancias distribuidas en ambas fases se denomina

coeficiente de distribución -arrastre- (Kdt):

Ss: concentración total de sustancias contenidas en el vapor (mg/kg).

Sbw: concentración total de sustancias contenidas en el agua de alimentación (mg/kg).

La cantidad Ss = Kdt Sbw se denomina arrastre. Pueden distinguirse los coeficientes

de distribución real (Kdt), aparente(Kda) y total(Kdt). La magnitud Kdt caracteriza la

distribución de una sustancia dada en cierta forma (moléculas, p.e.); el coeficiente de

distribución aparente especifica la distribución de una sustancia dada en todas las formas.

El coeficiente Kdt se determina por la igualdad:

Ds: densidad del vapor (kg/m³).

Dw: densidad del agua (kg/m³).

n: exponente que caracteriza la naturaleza de la sustancia (número de coordinación).



TABLA: NÚMERO DE COORDINACIÓN DE DIVERSAS SUSTANCIAS.

Sustancia SiO2 NaCl MgO CaO NaOH

n 1,9 1,9 3,1 5,5 4,1

De las anteriores sustancias, es de destacar el SiO2 , y también el Fe3O4 y CuO que

dañan mucho el funcionamiento de las calderas, especialmente las de presión supercríticas.

La solubilidad de estas sustancias en el vapor a alta presión es considerable; su

concentración en el vapor sólo puede minimizarse disminuyendo de alguna forma posible

su concentración en el agua de alimentación.

2.3.2.1. ARRASTRE DE GOTAS.

El primer tipo se produce cuando las impurezas penetran en el vapor a través de las

gotitas de agua arrastradas desde el colector de vapor. En este caso, la cantidad de

sustancias contenidas en el vapor es proporcional a su concentración en el agua de la

caldera. Las gotitas de agua pulverizadas se originan en los colectores de vapor

fundamentalmente como resultado de dos procesos:

2.3.2.1.1. Formación de gotas:

Que se producen según los chorros de la mezcla agua-vapor entran en el espacio

de vapor, chocando con los deflectores y particiones que están colocados en la trayectoria

de los chorros para disminuir su energía cinética. Tales impactos tienen como resultado la

formación de gotitas de diferentes tamaños. Cuanto mayor sea la velocidad de un chorro

de agua-vapor que entra en el colector de vapor, más pequeñas serán las gotitas formadas.

Por esta razón, en el diseño y construcción de los elementos interiores de los colectores,

los procesos de formación de gotas de agua por choques deben minimizarse o eliminarse

completamente.

2.3.2.1.2. Ruptura de burbujas:

Se produce cuando la mezcla agua vapor procedente de los tubos vaporizadores se

introduce en el colector por debajo del nivel de agua. La ruptura de las burbujas de vapor

va acompañada por la formación de pequeñas gotitas que son lanzadas en el espacio de



1: H2SiO3 2: NaOH 3: NaCl 4: CaCl2 5: Na2SO4

Fig. 12.

vapor en todas direcciones. Si la energía cinética inicial de una gota es suficientemente

grande, será lanzada a una mayor altura, pudiendo alcanzar los dispositivos separadores de

vapor y arrastrada por el flujo de vapor hasta el sobrecalentador. Cuanto mayor sea la altura

del espacio de vapor en el colector, menor será la posibilidad de arrastre de tales gotitas,

puesto que gradualmente irán perdiendo energía cinética y caerán.

2.3.2.2. ARRASTRE SELECTIVO.

Se habla de arrastre selectivo cuando algunas sustancias, o un grupo de ellas pasa

al vapor en grandes cantidades en comparación con el resto. Este fenómeno es apreciable

a presiones de 7 MPa y superiores. El origen del arrastre selectivo es la capacidad de

algunas sustancias de disolverse en el vapor a alta presión y temperatura. Un representante

característico de estas sustancias es el ácido silícico (H2SiO3), cuya solubilidad en el vapor

aumenta rápidamente, comenzando a una presión de 7 MPa. (Fig. 12).

Además del H2SiO3, otras sustancias presentan tendencia al arrastre selectivo a altas

presiones. El coeficiente de arrastre de diversas sales se representa como función de la

presión de vapor en la Fig. 12. El ácido silícico posee la mayor solubilidad en el vapor, y

el sulfato sódico la menor. La solubilidad de las sustancias en el vapor aumenta con la

presión, de forma que en las calderas de presión supercrítica, el arrastre selectivo se

convierte en la principal fuente de contaminación del vapor saturado.



(17)

(18)

2.3.3. FACTORES QUE AFECTAN A LA CALIDAD DEL

VAPOR.

2.3.3.1. CARACTERÍSTICAS DE DISEÑO.

La calidad del vapor saturado depende de muchos factores, que incluyen el diseño

de la caldera:

4. la altura y volumen del espacio de vapor en el colector

2. la forma de introducir la mezcla agua-vapor en el colector

3. el método de separación del vapor

4. la descarga del colector: concentrada (a) o uniforme (b, c).

5. la eficiencia de los elementos internos del colector y otros factores.

Los parámetros más importantes predeterminados por el diseño de la caldera son

la tasa de evaporación por unidad de volumen del colector destinada al vapor (Rd) y por

unidad de superficie de evaporación (Rs). La tasa media específica de evaporación por

unidad de volumen destinado a vapor, en m³/m³h, es:

Ds: caudal másico de vapor (kg/h).

v’‘: volumen específico del vapor (m³/kg).

Vss: volumen del colector destinado al vapor (m³).

Se deduce de la anterior expresión que el tiempo de permanencia del vapor en el

espacio de vapor del colector es:

Una disminución de J al aumentar Rd es indicativo del aumento de la velocidad del



Fig. 15

Fig. 16

vapor dentro del colector, y por tanto de la posibilidad de arrastres (Fig.13).

El espacio de vapor del colector podría

estar cargado desigualmente. En este caso, la tasa

de evaporación para una zona determinada puede

ser muy superior a la tasa media Rd. Tales zonas

son fuentes de contaminación del vapor.

Una elevada tasa local de evaporación en el

espacio de vapor -sobrecarga local- se origina

debido a:

1. Salida irregular del vapor del colector.

2. Entrada de la mezcla agua-vapor al colector concentrada localmente.

3. Operación inadecuada de los elementos internos del colector

4. Diseño irracional de los mismos.

2.3.3.1.1. ALTURA Y VOLUMEN DEL ESPACIO DE VAPOR.

Cuanto menor sea la altura libre sobre la

superficie del líquido (Fig. 14), mayor será la

posibilidad de que las pequeñas gotitas sean

arrastradas con el flujo de vapor fuera del colector.

Por el contrario, cuanto mayor sea esta altura (hdss),

más difícil será que se produzcan arrastres.

Colocar un domo o cilindro corto sobre la

cámara de vapor, de manera que las burbujas de vapor se rompan antes de salir de él, evita

los arrastres.



Fig. 17

(19)

Fig. 18

2.3.3.1.2. FORMA DE INTRODUCIR LA MEZCLA AGUA-VAPOR.

Cuando la mezcla agua-vapor se

introduce en el colector por debajo del

nivel del agua (Fig. 15), las burbujas de

vapor atraviesan la masa de agua y pasan

al espacio del vapor a través de la

superficie de evaporación -superficie

libre del líquido-. En relación a esto, es

de gran importancia la tasa de

evaporación respecto de la superficie

libre (Fs) del agua (m³/m²h):

Teniendo en cuenta las unidades de medida, la magnitud Rs se puede decir que

caracteriza la velocidad lineal del flujo de vapor a través de la superficie de evaporación.

Cuando la mezcla agua-vapor se introduce por debajo del nivel del agua en la caldera, el

arrastre se determina principalmente por la magnitud Rs y por la altura real del espacio

destinado al vapor (hdss). Por tanto, para reducir el contenido de agua en el vapor, o bien

se disminuye Rs o bien se aumenta hdss (Fig. 14).

Las burbujas de vapor se mueven a través de la capa de agua de la caldera, de

espesor hbw (m), a una velocidad vs (m/s). Esto significa que las burbujas permanecen

durante un cierto tiempo en el agua Js = hbw / vs.

Cuanto más baja sea la velocidad, más

tiempo permanecen las burbujas en el interior del

agua, de forma que el agua se satura con vapor y se

transforma en una mezcla agua-vapor, cuya

densidad Dmix, es marcadamente inferior que la del

agua D’. En consecuencia, el volumen de agua crece,

su nivel en el colector sube, y así el espacio libre



Fig. 19

para el vapor disminuye. Se produce un fenómeno de “inflación” del agua que tiene como

resultado que el nivel del agua en el colector hbwd llega a ser superior al hbw

wg indicado en

el nivel del agua.

Al disminuir el espacio libre para vapor en el colector aumenta la humedad del

vapor, según la Fig.16 . Por tanto, el suministro de la mezcla agua-vapor por debajo del

nivel de la superficie libre de evaporación supone el aumento del nivel de agua por el

efecto de “inflación” -saturación del agua con vapor-.

En estas condiciones, la alimentación concentrada de

la mezcla agua-vapor es particularmente indeseable,

al producir elevadas tasas de flujo de vapor a través

de la superficie libre del agua, resultando en un

aumento del contenido de agua en el vapor. En la

práctica, siempre se toman medidas para que la

superficie libre de evaporación esté uniformemente

cargada. Una de las medidas más ampliamente

usadas consiste en colocar planchas perforadas (Fig.

17) en el seno de la masa de agua, a cierta distancia )h del plano del agua, cubriendo

completamente la superficie de evaporación. La plancha metálica perforada ofrece

resistencia al flujo de vapor y por tanto disminuye la carga soportada por la superficie de

evaporación y el fenómeno de “inflación”.

2.3.3.1.3. FORMA DE DESCARGAR EL VAPOR.

2.3.3.1.3.1. CONCENTRADA.

Al concentrar la salida de vapor del colector (Fig. 18 a), se aumenta la velocidad

local de circulación del vapor, con lo que, según hemos visto, se favorecen los arrastres.

2.3.3.1.3.2. DISTRIBUIDA.

Por el contrario, cuando se distribuyen las salidas de vapor del colector (Fig. 18

b,c), se disminuyen los arrastres por la disminución de las velocidades locales de



Fig. 20

Fig. 21

circulación de vapor.

2.3.3.1.4. DISPOSITIVOS DE SEPARACIÓN: EFICIENCIA DE LOS

ELEMENTOS INTERNOS.

El arrastre mecánico se ve afectado principalmente por el diseño de los deflectores

y de los dispositivos instalados en el colector de vapor. Estos elementos se utilizan para

separar del vapor las gotitas de agua de la caldera, con el fin de asegurar que se suministre

vapor puro al sobrecalentador y a la turbina. En general, los elementos internos de los

colectores pueden eliminar del vapor, aproximadamente, el 99'99 % de agua de calderas

que queda en el vapor. Sin embargo, no todos los dispositivos mecánicos son igualmente

eficaces y algunas de las calderas pueden experimentar excesivo arrastre, debido a un

inadecuado diseño de los elementos internos de los colectores.

Estos dispositivos están diseñados para disminuir la energía cinética de la corriente

de mezcla agua-vapor que entra en el colector, para separar el vapor del agua y secar el

vapor (p.ej. separando las gotas de agua del vapor).

La separación del agua del vapor se basa en la diferencia de densidades del vapor

saturado D’‘ y el agua D’: cuanto

mayor sea esta diferencia, más

fácilmente se separarán las

gotitas.

La diferencia D’ - D’‘

disminuye al aumentar la presión



Fig. 22

del vapor, así que el proceso de separación se complica. Esta diferencia en densidades se

usa en la práctica de diversas formas, consistiendo la principal de ellas en obtener una

distribución uniforme del vapor en el espacio libre destinado al vapor para asegurar que las

velocidades del vapor sean lo más bajas posibles dentro del colector. Esto crea condiciones

favorables para que las gotas de humedad se decanten sobre la superficie de evaporación

(separación por sedimentación). Otra aproximación consiste en colocar planchas

deflectoras en la trayectoria del flujo de vapor (Fig. 19). Según chocan contra los

deflectores, las gotas se adhieren contra la superficie. El vapor entonces cambia la

dirección de su movimiento y las partículas restantes son lanzadas fuera del flujo por la

fuerza centrífuga.

La primera etapa de la separación incluye la disminución de la energía cinética del

flujo agua-vapor según entra en el colector de la caldera a altas velocidades, separando la

masa principal de agua del vapor. Estos dos procesos habitualmente se combinan. Como

la mezcla entra en el espacio de vapor del colector, la energía cinética de la corriente es

reducida mediante deflectores y particiones sólidas.

Cuando la mezcla agua-vapor se introduce en el espacio

destinado al agua del colector de una caldera, la energía cinética

es reducida en la capa de agua de la caldera. En este caso, debe

asegurarse la distribución uniforme del vapor separado sobre toda

la superficie de evaporación para excluir la aparición de flujos de

vapor de altas velocidades locales. Tal distribución se consigue

mediante planchas perforadas colocadas en el seno del agua de

caldera (dentro del colector de vapor). Una plancha perforada

ofrece una cierta resistencia al flujo de vapor, de forma que este se

extiende uniformemente sobre toda la superficie de la plancha. Además de los deflectores,

los separadores ciclónicos son más efectivos, especialmente en el caso de agua de calderas

concentrada con tendencia a formar espumas.

Un separador ciclónico (Fig. 20) consiste básicamente en un cilindro hueco. Un

conducto especial (1) introduce la mezcla agua-vapor tangencialmente a sus paredes a fin

de dotar al flujo de movimiento rotacional. El agua es lanzada por la fuerza centrífuga



Fig. 23

Fig. 23

contra las paredes, fluyendo hacia abajo (3), y el vapor va hacia arriba a lo largo del eje del

cilindro (2). De esta forma tiene lugar la disminución de la energía cinética del vapor sin

impactos contra las paredes, lo que supone la separación del agua. Sin embargo, los

separadores de agua-vapor ciclónicos ofrecen un aumento de resistencia al flujo del fluido

y por tanto no pueden ser usados cuando la altura de carga del flujo es insuficiente.

El elemento principal de todos los circuitos

modernos de separación de vapor es el gran espacio

libre destinado al vapor, que asegura la separación

por sedimentación. Hoy en día se usan diversos

elementos internos separadores en los colectores de

vapor, que permiten la generación de vapor de alta

calidad sólo si han sido adecuada y cuidadosamente

montados y ajustados in situ.

Los requisitos principales impuestos a la

construcción y montaje de los dispositivos de separación de agua-vapor consisten en que

los flujos de agua de la caldera a alta velocidad, el agua de alimentación y el vapor húmedo

no deben entrar en contacto con el flujo de vapor seco, desviándose de los dispositivos de

separación y del espacio activo libre de separación (Fig. 21).

Los dispositivos de separación de agua-vapor son incapaces de eliminar las

sustancias disueltas en el vapor. Para esto, además de los dispositivos de separación, los

colectores de las calderas están dotados de medios para asegurar el lavado del vapor con

agua de alimentación o condensado. El principio de



Fig. 22

Fig. 26

lavado está basado en que el vapor

s a t u r a d o e s p u e s t o

en contacto con el agua de

alimentación o condensado de una

pureza superior que el agua de la

caldera para permitir que una parte

considerable de las partículas

disueltas en el vapor pasen al agua

de lavado (Fig. 22).

El lavado de vapor se lleva a cabo con la ayuda de un burbujeador, soplando el

vapor a través de una capa de agua de lavado y luego transfiriéndolo al interior de los

elementos internos de separación de agua-vapor (Fig. 23).

2.3.3.2. OPERACIÓN.

La operación de una caldera puede estar sometida a:

1. Cambios en la demanda de vapor -variaciones de carga-.

2. Variaciones de nivel.

3. Cambios de presión de vapor.

Por ello, es de gran importancia la

relación entre la calidad del vapor y la

variación de estos parámetros.

La contaminación del vapor (Ss)

aumenta con la carga (Ds) (Fig. 24). El

punto a representa el contenido máximo

admisible de sales en el vapor saturado.

La calidad del vapor se deteriora



marcadamente al aumentar la carga. La carga por encima de la cual la contaminación del

vapor se vuelve inadmisible se denomina carga crítica. Las calderas deben ser operadas

bajo carga admisible Dad = 0,7 - 0,8 Dcr, en la región de cargas subcríticas.

La magnitud de la carga crítica depende de muchos factores. Es inversamente

proporcional a la concentración de sales en el agua de la caldera y directamente

proporcional a la altura del espacio de vapor y de la eficiencia de los dispositivos de

separación. Así, para una caldera dada, la carga crítica no es constante y puede aumentarse

de diversas formas. No es fácilmente calculable, y su determinación se hace mediante

pruebas sucesivas.

Además de la carga, la forma de variación de la demanda de vapor es también

un factor importante que influye en la calidad del vapor. Un aumento brusco de la demanda

de vapor puede causar una caída de la presión de vapor, una situación de

sobrecalentamiento, un aumento del nivel de agua y por tanto, proyecciones. Por esta razón

es indeseable operar las calderas bajo condiciones de carga muy variable.

La dependencia de la calidad del vapor respecto del nivel de agua es similar a la

representada en la Fig. 24. Es evidente que también existe un nivel crítico, por encima del

cual la calidad del vapor se deteriora rápidamente. Para una caldera en funcionamiento, se

establecen unos niveles máximo y mínimo. El primero se toma para asegurar la generación

de vapor de alta calidad, y el segundo para favorecer una circulación fiable. Es una buena

práctica de operación, mantener el nivel en la zona media.

2.3.3.3. CALIDAD DEL AGUA DE LA CALDERA.

La calidad del vapor generado en una caldera se caracteriza por la cantidad de las

diversas sustancias contenidas en él -no volátiles y gaseosas- conocidas como impurezas.

Se describe con más frecuencia por la cantidad de Na, SiO2 y CO2 que contiene expresado

en mg/kg.

Algunas de estas sustancias, cuando están presentes en el agua, favorecen la



existencia de burbujas, y por tanto, los arrastres. Estas sustancias, reciben el nombre de

estabilizadores de espuma. De los diversos contaminantes del agua de la caldera que

contribuyen a la formación de espumas, se destacan:

1. Alto contenido de sales: carbonato cálcico (CaCO3), carbonato magnésico

(MgCO3)

2. Alta concentración de bases: hidróxido de magnesio (Mg(OH)2).

3. Lodos en suspensión -como dispersión fina-, incluyendo: óxidos de hierro.

4. Presencia de aceites minerales y ciertas sustancias orgánicas.

La calidad del vapor generado en una caldera adecuadamente diseñada y bien

operada depende sólo de la calidad del agua de la caldera. Hasta el punto a (Fig. 24) un

incremento en el contenido de sales del agua de la caldera tiene poca importancia en el

contenido de sales del vapor, que está dentro de los límites admisibles, Sst, durante esta fase

de operación del generador. Un posterior aumento en Sbw causa un considerable deterioro

de la calidad del vapor.

El contenido en sales en el punto a se dice que es crítico. En la práctica de la

operación, el contenido admisible de sales Sbwad es del 20 al 30% más bajo que el crítico.

La dependencia del contenido en sales del vapor respecto del contenido en sales del agua,

se determina realizando ensayos termoquímicos. Esta dependencia (Fig.24), es más

característica de los casos de arrastre por gotitas. El contenido en sales crítico del agua de

calderas no es constante para una instalación, porque siempre puede aumentarse tomando

una serie de medidas.

Un aumento en Sbw hace que el agua de la caldera sea propensa a la formación de

espumas estables en la superficie de evaporación. La aparición de espumas en el colector

es muy objetable, por cuanto que la desintegración de las burbujas es una fuente de

aumento de humedad del vapor. En el caso de una formación profusa de espumas, los

copos de espuma pueden penetrar en el sobrecalentador y causar un alto contenido de agua

en el vapor y por tanto, su contaminación.



2.3.4. FORMACIÓN DE DEPÓSITOS DE SALES.

2.3.4.1. TURBINAS.

En las turbinas las sales se depositan principalmente sobre las paletas. Esto tiene

como resultado que sus superficies se vuelven más rugosas, distorsionando los perfiles de

los canales entre las paletas y la redistribución de caídas de temperatura entre las etapas,

debido a depósitos de sales no uniformes en las etapas. De esta forma disminuye el

rendimiento de la turbina. En el caso de depósitos de sales considerables sobre las paletas

y las toberas, la sección de paso para el flujo de vapor disminuye y la capacidad de la

turbina disminuye. Cuando precipitan apenas 0'6 a 0'8 kg de diversos compuestos en el

cilindro de alta presión de una turbina de presión supercrítica de 300 MW, el consumo

nominal de combustible aumenta 4 ó 5 g/kWAh.

La formación de depósitos en las turbinas resulta de procesos complejos que se

producen en el seno del flujo de vapor. El vapor sobrecalentado que entra en una turbina

siempre contiene una cierta cantidad de sustancias no volátiles en forma de partículas secas

y duras y en estado disuelto. A presiones superiores a 7 MPa, una fracción grande de las

sustancias presentes en el vapor sobrecalentado se encuentran en estado disuelto. Las

condiciones del vapor varían continuamente en la turbina, p.ej. la presión y temperatura del

vapor descienden gradualmente al pasar de una etapa a la siguiente. La solubilidad de las

sustancias contenidas en el vapor también cambia.

Si el vapor en la entrada de la turbina se ha saturado respecto a una sustancia, esta

última comienza a precipitar de la disolución sobresaturada de vapor, incluso sobre las

paletas de las primeras etapas. Pero si la concentración de una sustancia dada en el vapor

es menor que la concentración a saturación, la precipitación de la sustancia sucederá en

las etapas en las que se forma una solución de vapor sobresaturada. Las sustancias secas

presentes en el vapor (o partículas en forma de dispersión fina) pueden también

depositarse sobre las paletas según chocan y se adhieren a su superficie.

Los depósitos que se forman en las turbinas pueden consistir en compuestos

solubles e insolubles en agua. Los primeros incluyen compuestos de sodio (Na2SO4, NaCl,



Fig. 27

Na2SiO3, NaOH), mientras que los últimos, óxidos de hierro y aluminio y ácido silícico.

La composición de los depósitos que se forman en las turbinas de presión alta e intermedia

difieren mucho.

La formación de depósitos de compuestos solubles más intensa se observa a

temperatura y presión del vapor relativamente altas. Los depósitos de ácido silícico

(H2SiO3) insolubles en agua aparecen principalmente en la zona ligeramente sobrecalentada

o de vapor saturado.

En las turbinas de media presión (# 4 MPa), el 70-80% de los depósitos están

compuestos de Na2SO4, NaCl y Na2CO3, mientras que la fracción principal de depósitos

en las turbinas de alta presión (4 a 10 MPa), consisten en compuestos de sílice.

Compuestos como CuO, Fe2O3, SiO2 se depositan en los cilindros de superalta y alta

presión de las turbinas de vapor supercríticas; los depósitos en los cilindros de presión

intermedia y baja presión, contienen principalmente Na2SiO3 y SiO2, aunque también se

encuentran en los cilindros depósitos de Fe2O3. (Fig. 25).

El principal método para controlar los depósitos en las turbinas consiste en prevenir

su formación, asegurando la generación de vapor de alta calidad. Pero si los depósitos se

forman de todas maneras, se eliminan lavando el paleteado de las turbinas con vapor

húmedo. Los depósitos solubles en agua son lavados y se eliminan hacia el condensador.

Tal lavado parcial y eliminación de depósitos solubles de las turbinas se efectúa durante

el arranque y parada. Los lavados de las turbinas con vapor húmedo, particularmente en



las supercríticas, constituyen una labor de gran responsabilidad. Se llevan a cabo siguiendo

un programa especial y ejecutándolo mediante el control de los parámetros que determinan

el procedimiento, preparando bien todas las operaciones y con los equipos ajustados.

Los depósitos poco solubles en agua se eliminan mediante la inyección en el vapor

de disolventes como amoníaco (NH3), hidrazina (N2H4) y agentes complexantes (EDTA).

El lavado de la turbina debe llevarse a cabo a carga parcial (75-80% de la nominal), bajo

condiciones de refrigeración parciales y a plena carga. En el último caso, el lavado de la

turbina debe realizarse con el mayor cuidado.

2.3.4.2. SOBRECALENTADORES.

El vapor saturado que sale del colector de la caldera pasa a un sobrecalentador.

Aquí, las gotas de agua de la caldera arrastradas por el vapor se evaporan, mientras una

fracción de sustancias disueltas en el vapor se queda en el sobrecalentador o es arrastrada

a la turbina.

Una gota de agua de la caldera se evaporará completamente en el sobrecalentador

si la temperatura del vapor sobrecalentado tss excede de la temperatura de ebullición de la

solución saturada, ts.sol. Cuando ts.sol > tss las gotas no pueden evaporarse y pueden dejar el

sobrecalentador en forma de disolución densa. El valor numérico de ts.sol depende de la

composición de las sustancias presentes en la gota.

1. Cuando prevalecen las sustancias con un coeficiente de solubilidad positivo (NaOH, NaCl,

KCl), puede ser válida la condición ts.sol > tss.

2. Cuando prevalecen en una gota de agua de calderas las sustancias con un coeficiente de

solubilidad negativo (Na2SO4, Na3PO4), se mantiene la desigualdad ts.sol < tss.

Una fracción de las sustancias contenidas en las gotas de agua de calderas se

disolverá en el vapor. Según aumenta la solubilidad de las sustancias en el vapor con la

presión, en el sobrecalentador de calderas de alta y super-alta presión, una parte

considerable de las sales arrastradas con el vapor se disolverá y pasará a través del



sobrecalentador a las tuberías de vapor. Los depósitos se pueden formar en los

sobrecalentadores de las calderas de alta y superalta presión si el vapor está

considerablemente húmedo. Sin embargo, estos depósitos pasarán gradualmente al vapor.

En las calderas de presión intermedia, prácticamente todas las impurezas no volátiles

presentes en el vapor saturado se depositan en el sobrecalentador (si su cantidad excede la

admisible). Sustancias como Na2SO4, Na2SO3, Na3PO4, Na2SiO3 serán las primeras en

precipitar.

La experiencia indica que los depósitos de sales que se forman con cierta extensión

en los sobrecalentadores de las calderas con colector, consisten por regla general, en

compuestos de sodio solubles en agua. La acumulación de depósitos se previene mediante

el lavado del sobrecalentador. Podemos distinguir un lavado conjunto y otro individual.

Cuando el sobrecalentador se somete a un lavado conjunto, el agua se introduce en el

colector de vapor sobrecalentado, desde el cual, mediante una recirculación, el agua pasa

al colector. Si el colector de vapor saturado del sobrecalentador está dotado de una línea

de drenaje, el agua de lavado se drena hacia el desagüe. Antes del lavado, el

sobrecalentador se llena con agua y se deja así durante 1 ó 2 horas.

La ventaja del lavado conjunto consiste en que es muy fácil de practicar, lleva poco

tiempo y trabajo. Pero no puede asegurar la eliminación de depósitos de todos los lazos del

serpentín del sobrecalentador.

El lavado individual consiste en realizar esta operación por separado en cada lazo

del sobrecalentador. De esta forma queda libre del inconveniente anterior, aunque lleva

mucho más tiempo. Por esta razón, el lavado individual se realiza cuando la caldera se

desmonta para realizar mantenimiento preventivo.

Todo lo anterior es de aplicación principalmente a calderas con una presión de

vapor de hasta 4 MPa. El lavado de calderas modernas con colector de 15,5 MPa es una

operación bastante complicada. La contaminación de los sobrecalentadores de este tipo de

calderas se previene asegurando una separación adecuada del agua y del vapor en los

colectores de las calderas, generando vapor saturado de alta calidad.

EL AGUA EN LOS GENERADORES DE VAPOR. 81


3. TRATAMIENTO DE AGUAS DE CALDERAS.

Como consecuencia de lo visto anteriormente, vemos que para asegurar la

conservación y buen funcionamiento de una caldera, es preciso evitar los principales

problemas que plantean las aguas utilizadas: corrosión, incrustaciones y arrastres o

trasiegos. El problema es muy complejo, debido al gran número de reacciones que se

producen, así como a la influencia de los productos de unas reacciones sobre otras al actuar

como reactivos. Además, las citadas reacciones se ven potenciadas por las presiones y

temperaturas de trabajo en el interior de las calderas.

A fin de evitar estos inconvenientes de las aguas y los productos que llevan en

disolución, se le añaden sustancias químicas para eliminar o disminuir sus efectos. Tales

sustancias deben tener unos requisitos básicos, que son:

1. Conservación: se han de conservar durante mucho tiempo sin peligro de

deterioro en el almacenaje.

2. Manipulación: se han de manipular sin peligro para el personal de

servicio.

3. Aplicación: han de ser fácilmente aplicables a las calderas, no necesitando

para ello de grandes artificios.

4. Análisis: deberán permitir un sistema de análisis preciso, pero que sean

fácilmente utilizables por las personas que los manejan.

5. Sólidos disueltos: su objeto principal será mantener la caldera en

condiciones óptimas con un nivel mínimo de concentración de las distintas

sustancias (disminuir los sólidos disueltos).

6. Tolerancia a productos en suspensión: a una mayor presión de trabajo

deben permitir una menor tolerancia a los productos en suspensión.

Para eliminar los inconvenientes anteriormente citados de las aguas de calderas

EL AGUA EN LOS GENERADORES DE VAPOR.82


(incrustaciones, corrosión, trasiegos) se recurrirá a la eliminación de las causas que los

producen, es decir, se efectuará un tratamiento de cada una de sus causas.

3.1. TRATAMIENTO DE LA DUREZA.

El tratamiento de la dureza puede efectuarse con diversos productos para eliminar

la dureza temporal y la permanente.

3.1.1. AGUA DE CALDERAS.

3.1.1.1. ABLANDAMIENTO CON Ca(OH)2 Y Na2CO3.

(Hidróxido de calcio y carbonato sódico).

2Ca(OH)2 + Mg(HCO3)2 6 CaCO3Mg(OH)29 + CaCO3 + 2 H2O

CaCl2 + Na2CO3 6 CaCO39 + 2 NaCl

3.1.1.2. ABLANDAMIENTO CON NaOH Y Na2CO3.

(Hidróxido de sodio y carbonato sódico).

Ca(HCO3)2 + 2 NaOH 6 CaCO39 + Na2CO3 + 2 H2O

MgCl2 + Na2CO3 6 MgCO3 + 2 NaCl

3.1.1.3. TRATAMIENTO CON FOSFATOS.

(Fosfato trisódico o hexametafosfato sódico -calgón-).

3Ca(HCO3)2 + 2 Na3PO4 6 Ca3(PO4)2 + 6 NaHCO3

El fosfato trisódico presenta, respecto a los demás una serie de ventajas que lo

hacen preferible:

1. Los precipitados forman copos y no cristalizan ni se adhieren.

2. Estos copos incorporan las sustancias suspendidas, llevándoselas al

fondo (hierro, sílice, aceites, etc.).

3. Forma con el hierro un fosfato superficial, impidiendo la constitución de

óxido de hierro.



4. Disuelve lentamente las incrustaciones ya formadas.

5. Aumenta ligeramente el pH.

6. Es más barato que otros fosfatos, como el hexametafosfato sódico

(NaPO3)6, también conocido como calgón.

3.1.2. AGUA DEL EVAPORADOR.

3.1.2.1. DEMINERALIZACIÓN.

Es un proceso para la eliminación de los iones disueltos en el agua. Aunque

normalmente el destilado del evaporador es de buena calidad, se produce una pequeña

cantidad de arrastre de agua de mar y de dióxido de carbono. La demineralización tiene la

facultad de eliminar prácticamente todas estas concentraciones pequeñas de sal que son

indeseables en los sistemas de agua y vapor.

La demineralización se realiza en un dispositivo llamado demineralizador, que

consiste en un recipiente por el que pasa el agua que se pone en contacto con una sustancia

capaz de intercambiar iones. El agua que se va a demineralizar entra por la parte superior

del depósito y es forzada hacia abajo a través del lecho de bolas de resina para intercambio

de iones, saliendo después del tanque por la parte inferior. Puede fabricarse de muchas

formas, aunque para la aplicación a bordo de los buques consistirá en un depósito relleno

de pequeñas bolitas de resinas para intercambio de iones -de origen natural como las

zeolitas, o sintéticas-, del tamaño de granos de arena.

Estas sustancias, con pesos moleculares muy grandes, son capaces de intercambiar

iones con los contaminantes disueltos en el agua, de manera que en una fase del

intercambio, se eliminan los aniones de las sustancias salinas, y en la fase siguiente, los

cationes. De esta manera se consigue una demineralización del agua.

Las bolas de resina para intercambiadores de iones se asemejan a pequeñas esferas

de plástico. Sin embargo, estas esferas no son de plástico ordinario, ya que pueden


6 Existen resinas de intercambio de cationes cargadas con iones Na+ en lugar de H+. En este caso, seeliminan los cationes de Ca2+ y Mg2+ del agua, y no los de Na+


experimentar reacciones químicas en sus superficies. Existen dos tipos generales de bolas

de resina para intercambiadores de iones:

1. Las que reaccionan con cationes, tales como sodio, calcio y magnesio y se

denominan resinas para intercambio de cationes,

2. Las que reaccionan con aniones, tales como cloruro, sulfato y bicarbonato,

y que se denominan resinas para intercambio de aniones.

El proceso de la demineralización utiliza la capacidad de ambas resinas de cationes

y aniones para retener iones sobre la superficie.

Esto se explica porque es posible cargar con iones de hidrógeno6 la superficie de

las bolas de resina para intercambio de cationes, lavando las mismas con una solución

ácida. Una vez que se ha cargado con iones de hidrógeno la bola de resina para intercambio

de cationes, el agua que contiene otros cationes tales como sodio, calcio y magnesio, puede

pasar sobre la bola y los iones contenidos en el agua que entra son intercambiados por

iones de hidrógeno en la superficie de la bola.

De forma similar puede hacerse con las resinas para intercambio de aniones.

Cuando el agua que contiene otros iones tales como cloruro, sulfato y bicarbonato pasa

sobre las bolas, estos iones pueden intercambiarse por iones hidróxilo en las superficies de

la bola.

Como ejemplo se expone la eliminación del NaCl, aunque para el resto de los

contaminantes -cationes como Ca2+ y Mg2+ y aniones como SO42- y SiO3

2--, las reacciones

son similares:

NaCl + HR 6 NaR + HCl

NaCl + ROH 6 RCl + NaOH

donde R representa la resina.


7 En el caso de resinas de intercambio de cationes cargadas con iones Na+, la regeneración se realizacon una disolución de NaCl.


Fig. 28

Si las reacciones de cationes y aniones se combinan para eliminar cloruro sódico,

las resinas de cationes intercambiarán la totalidad de los iones de sodio por los iones de

hidrógeno y la resina de aniones intercambiará todos los iones de cloruro por iones de

hidróxilo. Esta reacción es como sigue:

NaCl + HR 6 NaR + HCl

HCl + ROH 6 RCl + H2O

Cuando se han eliminado todos los iones de hidrógeno (H+) de las resinas de

cationes y se eliminan de las resinas de aniones

los iones hidróxilos (OH-), los sólidos disueltos

ya no pueden eliminarse del agua y se dice que

los lechos de resinas están agotados. Este

agotamiento se produce de forma progresiva,

observándose un aumento de la dureza del agua

a la salida (Fig. 26).

Estos pueden restablecerse a su condición original mediante un proceso

denominado regeneración, que consiste en:

1. Para las resinas de intecambio de cationes: hacer que circule a

contracorriente por su interior una disolución de ácido sulfúrico (H2SO4) -o

clorhídrico- de bajo porcentaje y lavarlas posteriormente con agua7. De esta

manera, se intercambian los diversos cationes que se recogieron durante el

funcionamiento normal por iones de hidrógeno.

2. Las resinas de aniones son regeneradas con una solución de hidróxido

sódico (NaOH) de bajo porcentaje para eliminar los diversos aniones

recogidos en el servicio, sustituyéndolos por aniones de hidróxilo.

El proceso de regeneración se compone de las reacciones inversas de las

correspondientes al servicio normal anteriormente citadas.



entrada de agua

salida de agua

entrada de agua

salida de agua

CATIONES ANIONES

Ca-R

Mg-R

Na2-R

H2-R

R-SO4

R-Cl

R-SiO2

R-OH

INTERCAMBIADOR DE

Fig. 27

NaR + H2SO4 6 HR + Na2SO4

CaR + H2SO4 6 HR + CaSO4

MgR + H2SO4 6 HR + MgSO4

RHCO3 + NaOH 6 ROH + NaHCO3

RCl + NaOH 6 ROH + NaCl

RSO4 + NaOH 6 ROH + Na2SO4

Si bien es posible colocar todas las resinas de cationes en un depósito y todas las

resinas de aniones en otro, y hacer pasar el agua a través del depósito de cationes y después

por el de aniones, también es posible mezclar perfectamente las resinas para conseguir la

demineralización. Entonces se habla de lecho mixto.

Cuando se agotan las resinas de cationes, el calcio del agua de entrada se

intercambia con el magnesio, el cual se intercambia por sodio que es desplazado

posteriormente al interior del agua. Así,

los iones de sodio comienzan a fugarse

de las resinas (son los más próximos a la

salida). El sílice es desplazado por los

iones que tienen una mayor atracción por

la resina, siendo es el primer ión que se

fuga de las resinas de aniones (por la

misma razón que el anterior).

La causa de esta fuga estriba en

que las resinas de intercambio de

cationes tienen mayor afinidad por los iones de Ca2+ y Mg2+ que por los de Na+. De

idéntica forma, las resinas de intercambio de aniones tienen mayor afinidad por los aniones

de SO42- y Cl- que por los de silicato. Como resultado de ello, un lecho de resina se agota

de forma estratificada ( Figura 27).

Los compuestos orgánicos -como los aceites- son contaminantes especialmente

perjudiciales para los lechos de resinas. Se combinan con estas y no pueden ser



posteriormente eliminados, por lo que quedan inutilizadas.

3.1.2.2. TRATAMIENTO CON POLIFOSFATOS.

Muchos productos para el tratamiento de evaporadores contienen polifosfatos.

Contrariamente a lo que sucede con el fosfato disódico y el fosfato trisódico (ortofosfatos),

los polifosfatos no forman compuestos insolubles con iones de calcio y magnesio.

En su lugar, una cantidad muy pequeña de polifosfatos formará un complejo con

cantidades relativamente grandes de calcio y de magnesio. Un complejo en este sentido es

una entidad química de composición indeterminada, en la cual un gran número de iones

de Ca y Mg se unen en una sola unidad de polifosfato por efecto de una fuerza aglutinadora

débil. Mientras están en esta condición, los cationes no pueden combinarse con los iones

de carbonato, hidróxilo o sulfato.

Muchos de estos tratamientos contienen también algún material orgánico natural

tal como ácido tánico o lignosulfato sódico. Estas sustancias son dispersantes que tienden

a evitar la formación de incrustaciones. La acción combinada de polifosfatos y dispersantes

es muy eficaz para retardar la formación de incrustaciones.

Desgraciadamente, los polifosfatos conservan su eficacia solamente durante unas

horas después de que han sido dosificados al evaporador. Cuando se disuelven en agua

caliente, se hidrolizan gradualmente (es decir, reaccionan con el agua) y se convierten en

ortofosfatos. Después de la hidrólisis, los ortofosfatos de nueva formación se combinan con

calcio y precipitan. Esto hace que termine su utilidad como eliminadores de incrustación

en los evaporadores.

.

3.1.2.3. TRATAMIENTO CON POLÍMEROS.



Los polímeros son compuestos orgánicos complejos (es decir, formados por átomos

de carbono e hidrógeno, al igual que los tejidos de los seres vivos). Constan de moléculas

muy grandes que se forman mediante la combinación química de gran número de

moléculas simples y de pequeño tamaño, denominadas monómeros. La agrupación de estas

unidades monoméricas produce una estructura que se asemeja frecuentemente a una

cadena. Existen cientos de polímeros distintos, de los cuales sólo un número relativamente

pequeño es útil para el tratamiento del agua -polielectrólitos-.

Los polímeros (polielectrólitos, poliacrilatos y poliamidas): se utilizan para

coagular, dispersar y prevenir las incrustaciones y la formación de barros. Algunos

previenen la formación de sales de calcio y magnesio sin provocar barros adherentes. Esta

eliminación de barros puede llegar a suponer la aparición de pérdidas de fluido por poros

que estaban taponados.

Se utilizan para evitar las incrustaciones en el evaporador. Se ha observado que

estos son más satisfactorios que los polifosfatos, ya que no cambian su estructura química,

ni pierden su eficacia con el tiempo.

Una característica distintiva de los polímeros es que poseen pesos moleculares muy

grandes, que van desde 10.000 hasta 1,000.000 de unidades de masa atómica.

Los polímeros no evitan las reacciones formadoras de incrustación. Su efecto radica

en interferir el desarrollo de los productos de reacción cristalinos con el fin de que éstos

no puedan adherirse a las superficies de los tubos, o entre sí. Su capacidad para realizar

esta acción va en función de sus propiedades electroquímicas, lo cual hace que se

comporten químicamente como cationes.

Existen varias teorías sobre lo que sucede realmente, y la más ampliamente

aceptada es la siguiente: mientras que los iones que están en un mineral en forma de

cascarilla, tales como carbonato cálcico, se reúnen para formar un cristal, uno de los

cationes de polímeros grandes interviene en la reacción y se aloja en la estructura cristalina

en un lugar en el que debe existir un ión calcio. A medida que el cristal continúa creciendo,

los iones de calcio y carbonato deben acomodarse a la presencia de la unidad polimérica.



Esto hace que el cristal crezca en una forma poco natural y distorsionada y la partícula

sólida resultante tiene propiedades físicas claramente distintas con respecto a un cristal

normal.

Una de las propiedades físicas alteradas consiste en que las fuerzas electrostáticas

que hacen que el cristal se adhiera a la superficie metálica del tubo, se ven debilitadas o

destruidas. Como consecuencia de ello, los sólidos insolubles, se forman, pero no se

transforman en acumulación de incrustaciones. Estas son eliminadas del evaporador con

la descarga de salmuera.

Si bien los polímeros no pierden su actividad química distintiva, al igual que sucede

con los polifosfatos, pueden verse superados por concentraciones de iones muy altas

formadoras de incrustaciones. Es imprescindible que el régimen de descarga de salmuera

del evaporador sea suficientemente elevada para evitar una concentración alta. El no hacer

esto puede dar como resultado la formación de una masa gruesa, blanda y esponjosa de

material que cubre los tubos como una sábana. Si bien este material puede eliminarse

fácilmente con chorro de agua de manguera, tiene intensas propiedades aislantes y retardará

seriamente la producción de agua destilada, hasta que se elimine. Sin embargo, el adecuado

control de la densidad de salmuera y una adecuada dosificación del tratamiento con

polímeros mantendrán limpios los evaporadores durante el viaje. La densidad de la

salmuera debe controlarse de acuerdo con las instrucciones del fabricante.

3.2. DESGASIFICACIÓN.

Básicamente, existen dos procedimientos para desgasificar el agua de calderas:

- Térmico.

- Químico.

3.2.1. TÉRMICA.

El procedimiento de desgasificación térmica está basado en la Ley de Henry: la



(20)

Solubilidad del oxígeno y nitrógenodel aire en agua pura a 1 at.

Tomado de IDAE: GENERACIÓN DE VAPOR.

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

temperatura (º C)

02468

1012141618202224

cantidad de gas disuelto (mg/l)

NITRÓGENO

OXÍGENO

Fig. 28

cantidad de gas disuelto en una cantidad dada de disolvente o de solución -que no

reacciona con él-, es directamete proporcional a la presión parcial del gas en contacto

con la superficie del líquido y disminuye a medida que aumenta la temperatura de éste

(fig. 28). El contenido de gas se anula cuando la temperatura del agua es igual a la

temperatura de vaporización correspondiente a su presión.

cg: concentración del gas.

pg: presión parcial del gas.

k: constante de proporcionalidad.

En el caso particular representado en la figura, que se refiere a la solubilidad del

oxígeno en el agua a la presión atmosférica, la solubilidad del mismo es igual a cero a la

temperatura de 100 ºC. Para una presión diferente varía la forma de las curvas de

solubilidad.



gases a laatmósfera

gases yvapor

vapor

AGUADESGASIFICADA

aguacondensada

AGUA ADESGASIFICAR

Fig. 29

Por lo tanto, se puede desgasificar el agua calentándola hasta su temperatura de

vaporización a esa presión. Para obtener una separación eficiente de los gases se deben

cumplir las tres condiciones siguientes:

1. Calentar el agua hasta su temperatura de vaporización para reducir al

mínimo la solubilidad del oxígeno.

2. Agitar el agua una vez calentada de modo que las burbujas de gas liberado

alcancen la superficie.

3. Provocar una ventilación adecuada para eliminar el gas desprendido y

reducir al mínimo su presión parcial en la atmósfera de vapor.

Existen dos métodos diferentes de desgasificación, según se separe el gas a una

presión menor o mayor que la atmosférica. La desgasificación a vacío exige un aparato en

donde reina una presión inferior a la atmosférica, pudiéndose utilizar el propio condensador

de la turbina, o bien, un desaireador independiente.

Por el contrario, para la desgasificación a presión, se utilizan aparatos como el

mostrado en el esquema de la figura 29, formados básicamente por un intercambiador de

calor y un recipiente principal con

bandejas. En el mismo, nos

encontramos que el agua a desgasificar,

atraviesa primero el intercambiador de

calor, en donde se calienta, gracias al

vapor y los gases que provienen del

recipiente principal. Luego, una vez

caliente, el agua cae de bandeja en

bandeja en el recipiente principal,

donde circula a contracorriente vapor

que se inyecta por su parte inferior.

Dicho vapor calentará al agua por encima de una temperatura en la que ya no existirá

oxígeno disuelto, lavando y agitando al mismo tiempo el agua que cae. Dicho agua, se

recogerá en la parte inferior del recipiente principal, de donde se extraerá por la bomba de

alimentación para su uso en la caldera.



3.2.2. QUÍMICA.

Los procedimientos químicos de eliminación de oxígeno se basan en el tratamiento

con:

3.2.2.1. TRATAMIENTO CON SULFITO SÓDICO.

2 Na2SO3 + O2 6 2 Na2SO4

3.2.2.2. TRATAMIENTO CON HIDRACINA.

N2H4 + O2 6 2 H2O + N2

Para elegir el método adecuado, deberemos tener en cuenta algunas cuestiones:

1. El Na2SO3 aumenta el contenido de sales del agua, lo que es muy

perjudicial especialmente para calderas de alta presión.

2. Un exceso de hidracina, al no ser estable, se descompondría formando

amoníaco, nitrógeno e hidrógeno.

3 N2H4 6 4 NH3 + N2

2 N2H4 6 2 NH3 + N2 + H2

3. El uso de hidracina ayudará a la formación de una capa protectora de

magnetita, al reaccionar con la capa de óxido férrico del acero. De esta

manera, una gran superficie de la caldera cubierta de magnetita (Fe3O4)

puede neutralizar una gran cantidad de oxígeno, previniendo su ataque:

N2H4 + 6 Fe2O3 6 4 Fe3O4 + N2 + 2 H2O

4. El sulfito sódico no favorece tal reacción.

5. El dióxido de carbono en el agua de alimentación se combina con el agua

para formar ácido carbónico (H2CO3). Este ácido puede disolver a los

metales ferrosos tanto en la caldera como en el sistema de alimentación. La

alcalinidad del agua podrá neutralizar al ácido carbónico y, dependiendo de



las condiciones de funcionamiento, el carbonato formado se descompondrá

liberando dióxido de carbono, que se disuelve luego en el condensado.

Por tanto, se hace necesario algún método para eliminar el dióxido

de carbono. El más corriente es el uso del amoníaco formado por la

descomposición del exceso de hidracina, o junto a algunas aminas. Es

corriente inyectar las aminas junto con la hidracina al sistema de agua de

alimentación. El efecto combinado de la hidracina y las aminas reducirá

considerablemente la corrosión del agua de alimentación, el condensado y

el vapor.

La reacción de eliminación del oxígeno disuelto por la hidracina, tiene lugar muy

lentamente a temperatura ambiente. Puede decirse que, a efectos prácticos, no se produce

ninguna reacción a temperaturas inferiores a 100 ºC. A medida que la temperatura asciende

por encima de esta temperatura, la velocidad de la reacción aumenta sensiblemente. A

temperaturas de 130 ºC y superiores, solamente se precisan algunos segundos para la

reacción completa entre la hidracina y pequeñas cantidades de oxígeno disuelto.

En los modernos buques a vapor, el agua de la caldera sale del desaireador a

temperaturas comprendidas entre 100 y 130 ºC. Anteriormente se puso de relieve que la

hidracina (sin catalizadores), es un excelente eliminador del oxígeno en este margen de

temperaturas.

Cuando se aplica correctamente la hidracina, puede controlar de forma apropiada

la corrosión en el condensador, así como en los calentadores y en las tuberías de

condensado, donde las temperaturas son demasiado bajas para la desoxigenación química.

Podemos decir que la hidracina retarda o para la corrosión de los metales ferrosos

o cuprosos cuando el pH es superior a 8 al reaccionar (reduciéndolos) con óxidos metálicos

tan rápidamente como se forman. Por tanto, la hidracina reduce el óxido férrico rojo y lo

hace volver a la forma de magnetita. Este proceso tiene lugar tan rápida y suavemente que

no se ve afectada la integridad física de la película protectora de magnetita.


8Debe tenerse en cuenta que, aunque los nombres comerciales de los productos para tratamiento

químico sean diversos, los productos químicos en los que se basan, serán los mismos normalmente.


El empleo de un catalizador (cualquier sustancia que, al estar presente, aumenta la

velocidad de reacción entre otras sustancias), puede hacer que la hidracina y el oxígeno

reaccionen a la temperatura ambiente.

Existen diversas sustancias que actúan como catalizadores. Podemos destacar:

1. Carbón vegetal activado: el oxígeno disuelto en el agua que se hace pasar

a través de un lecho, reaccionará con la hidracina.

2. Otras muchas sustancias pueden actuar como catalizadores de esta reacción.

La mayoría de ellas tienen desventajas que hacen no resultar adecuadas para

ser utilizadas en la planta generadora marina: incrementan los sólidos del

agua de alimentación, y algunas fomentan la descomposición de la

hidracina para formar amoníaco. Sin embargo, existen algunos

catalizadores que aceleran la reacción de la hidracina y el oxígeno, y otras

reacciones útiles de hidracina sin causar la descomposición de ésta. Son

completamente solubles en el agua, no añaden sólidos objetables y no

forman productos de reacción insolubles.8

3. Las superficies de óxidos metálicos, como el óxido férrico (Fe2O3) y el

óxido cúprico (CuO) -que se adhieren a las superficies interiores de la

caldera-, catalizan las reacciones de eliminación de oxígeno mediante

hidracina. Esta catálisis no es muy eficaz en cuanto a eliminación de

oxígeno. Se produce únicamente en superficies sólidas y solamente se ve

afectada una pequeña fracción de oxígeno. Sin embargo, hace bastante para

proteger la corrosión y la consiguiente contaminación del agua de

alimentación.

Por distintas reacciones, la hidracina convierte los óxidos metálicos en formas menos

adherentes. En una serie de estudios realizados sobre el funcionamiento de las

calderas, se descubrió que cuando no se utilizaba hidracina, todos los óxidos

metálicos que entraban en la caldera, se depositaban en los tubos. En la purga no se

encontró nada de hierro (no existía ningún equipo de cobre, por lo que este metal no

constituía ningún problema). Cuando se inició el tratamiento con hidracina, los

contaminantes del agua de alimentación (en forma de magnetita), permanecían en

suspensión y se eliminaban mediante purga continua.

Las incrustaciones existentes se eliminan gradualmente, ya que la hidracina



(21)

en el agua de la caldera reacciona con los óxidos férricos y cuprosos y hace

que pierdan su adherencia.

3.2.2.3. OTROS TRATAMIENTOS.

Aminas:

Di-etil-hidroxil-amina (DEHA)

N-isopropil-hidroxil-amina (NIPHA).

3.3. TRATAMIENTO DEL ATAQUE CÁUSTICO.

Este tratamiento consiste en evitar la formación de hidróxido sódico libre mediante

un tratamiento coordinado y congruente con fosfatos, gracias a la utilización de un fosfato

trisódico modificado, en el que la relación

en lugar de 3'1 como en el caso corriente.

Sabemos que la corrosión cáustica es una de las más frecuentes y más graves por

los daños causados en las calderas de alta presión. Para que esta corrosión cáustica se

produzca, hemos dicho anteriormente que se deben cumplir dos condiciones:

1. El agua de la caldera debe contener hidróxido sódico libre: la corrosión cáustica

puede evitarse ajustando la química del agua de la caldera de manera que no exista

hidróxido sódico libre.

2. Debe existir alguna condición física para que la solución de hidróxido sódico libre

esté altamente concentrada, aproximadamente un 1 % (10.000 ppm) ó más. Estas



soluciones pueden existir en zonas localizadas dentro de la caldera. Existen

películas delgadas que cubren pequeñas zonas en las que las temperaturas son

elevadas, o bolsas debajo de las incrustaciones de óxido metálico poroso. La

existencia de soluciones localizadas de hidróxido corrosivo no pueden detectarse

mediante el análisis de una muestra de agua de caldera. Esta condición es

consecuencia de alguna característica de diseño, de la construcción o del

funcionamiento de la caldera.

El origen de estas altas concentraciones de hidróxido sódico se explica porque,

durante muchos años se ha utilizado en el tratamiento de aguas para la mayoría de las

calderas industriales y marinas. Existen muchos tipos de fosfato sódico, aunque los que nos

interesan son el fosfato trisódico (Na3PO4) y el disódico (Na2HPO4). Cuando el fosfato

trisódico se disuelve en agua, se produce la hidrólisis del mismo, según la reacción:

Na3PO4 + H2O W Na2HPO4 + NaOH

La doble flecha indica que la reacción es reversible, y significa entre otras cosas

que:

1. Puede obtenerse el mismo resultado, bien sea disolviendo fosfato trisódico

en agua, o disolviendo cantidades equivalentes de fosfato disódico e

hidróxido sódico.

2. La solución contendrá siempre los tres aniones: hidróxilo, fosfato divalente

y fosfato trivalente. La cantidad de uno u otro de estos iones puede ser muy

pequeña. Sin embargo, los tres estarán presentes en una u otra proporción.

Debido a la reacción de hidrólisis antes escrita, es posible que como decíamos,

puedan darse concentraciones puntualmente localizadas anormalmente altas de NaOH, que

provocarán corrosión cáustica.

Resulta evidente que, una vez que la caldera ha estado en funcionamiento durante

algún tiempo, el fosfato disódico y el hidróxido sódico ya no estarán presentes en

cantidades equivalentes. Habrá un pequeño exceso de sosa cáustica. Ahora bien, si se



Fig. 32

produce la concentración localizada del agua de caldera, el fosfato disódico y el hidróxido

sódico se unirán para formar fosfato trisódico, pero quedará algo de hidróxido sódico. Esta

es la sosa cáustica libre que puede causar una grave corrosión.

En el sistema de

fosfato coordinado, la sosa

cáustica libre, es eliminada

tratando el agua de la

caldera con combinaciones

de fosfato disódico y

trisódico o con fosfato

disódico e hidróxido sódico.

El control consiste

en mantener el pH del agua

de la caldera por debajo de la curva (Fig.30), zona donde no existe hidróxido sódico libre

y por lo tanto se evita la fragilidad cáustica. El tratamiento se controla analizando el agua

de la caldera, para determinar el pH y los PO43-.

3.4. ANTIESPUMANTES.

Otro problema en el funcionamiento del evaporador es la formación de espuma.

Esto puede dar lugar a una seria contaminación del agua destilada si la espuma es

arrastrada al interior del destilador (condensador del evaporador). Asimismo, la espuma

puede causar acumulación de incrustaciones en los serpentines de la parte más elevada.

Cuando estos serpentines están cubiertos por espuma en lugar de líquido, las delgadas

películas de agua que comprende la espuma, son evaporadas hasta secarse, y los sólidos

disueltos de las películas quedan detrás en forma de incrustación.

Tal y como hemos visto, la espuma puede ser causada por:



Fig. 33

1. Concentración excesiva de salmuera.

2. Cantidades excesivas de sólidos en suspensión en la salmuera.

3. Intentos de evaporación a velocidades superiores a las condiciones del

diseño.

4. Algunos tipos de contaminantes orgánicos (tales como aceites) en el agua

de mar que entra.

Por lo tanto, se trata de evitar la formación de arrastres de agua con el vapor y

según se ha visto la espuma, que puede evitarse muy sencillamente incorporando un eficaz

agente antiespumante en el tratamiento del evaporador.

Los antiespumantes son sustancias que rompen las burbujas y están basados en

ciertos compuestos orgánicos, que actúan reduciendo la estabilidad de la película de agua

alrededor de las burbujas de vapor. Hacen que se rompan las películas delgadas de agua

que forman las paredes de las burbujas de vapor, tan pronto como se forman, de manera

que dichas burbujas se rompen antes. Esto evita que se acumulen las burbujas para

transformarse en una masa de espuma.

3.5. PURGAS.

Entre las operaciones inherentes a la explotación

de una caldera de vapor, de baja o alta presión, la purga

es una de las más importantes, pero a menudo es

descuidada o hecha irracionalmente. Esto obedece al

hecho de que, normalmente, los operadores de calderas

tienen una idea confusa del objeto de la purga y de las

consecuencias que derivan de su imperfecta ejecución.

La purga es la operación que consiste en extraer

una fracción del agua de la caldera, realizada por lo



general en uno de los colectores o en el calderín y reemplazarla con agua de alimentación.

Su objetivo es disminuir la concentración de sustancias indeseables, dando salida a los

sólidos disueltos que pudiera haber en suspensión en el agua (Fig. 31).

Existen dos tipos:

1. Continua: su objetivo es mantener una concentración definida de sustancias en el

agua de la caldera. Se realiza en el colector de vapor.

2. Intermitente: su objetivo es eliminar los lodos de la caldera.

Realizar una purga inadecuada tiene diversas consecuencias:

1. Purga excesiva:

1.1. El nivel de sólidos en la caldera bajaría por debajo del valor admisible. Esto

no es ningún inconveniente para el funcionamiento de la caldera.

1.2 Como al purgar la caldera se elimina parte del agua de esta, que está a la

temperatura de saturación, la purga provoca pérdida de calor, incluso en los

casos en que se utiliza el calor del agua evacuada. Por ello, en la

explotación de las calderas se procura que la operación no rebase la

magnitud necesaria para mantener un contenido de sales dado en el agua de

la caldera.

1.3. Pérdida de productos químicos para el tratamiento.

1.4. Mayor consumo eléctrico de bombas de alimentación.

2. Purga menor de la necesaria:

2.1. La concentración de sólidos en la caldera aumenta, con peligro de arrastre

de sales y producción de incrustaciones.

2.2. Pérdidas térmicas debidas a las incrustaciones, lo que trae aparejado

disminución del rendimiento térmico, aumento del consumo de

combustible, aumento de los costes de explotación y mantenimiento.

Sobre el contenido máximo admisible de sales en las calderas existen

reglamentaciones, tanto para instalaciones terrestres (Norma UNE 9075), como marinas.

RESUMEN DE CONDICIONES DE PURGA.



(22)

(23)

CONDICIONES. ACCIÓN. OBSERVACIONES.

Vaciado de la caldera . Usar extracción de fondo. Caldera fría.

Arrastre de agua y efecto

espumoso.Usar extracción de superficie. Caldera produciendo vapor.

Eliminar lodos. Usar extracción de fondo.Caldera produciendo vapor. Extracciones

de corta duración.

Exceso de productos químicos

y salinidad.

Usar extracción de superficie si está produciendo

vapor.Subir el nivel del agua sobre el normal

durante la extracción.Usar extracción de fondo si no está produciendo.

Alto nivel de agua. Usar extracción de superficie. Ninguna.

Contaminación de aceite. Usar extracción de superficie.Reducir la producción de vapor y limpiar

lo antes posible.

En condiciones estacionarias, para mantener una determinada concentración de

sales en el interior de la caldera, debe cumplirse que la cantidad de sales que entran sea

igual a la cantidad de sales que salen. Al mismo tiempo, para que el nivel de agua de la

caldera se mantenga, se debe cumplir que el caudal másico de agua que entra iguale al

caudal másico que sale -vapor + purgas-.

Para calcular el caudal de purga continua debemos efectuar un balance de sales en

el colector de vapor. Planteamos dos ecuaciones:

Dal: caudal de agua de alimentación (kg/s).

Dvap: caudal de vapor que sale del colector (kg/s).

Dpur: caudal de agua de purga extraída del colector (kg/s).

Sal: contenido en sales del agua de alimentación (kgsal/kgagua).

Svap: contenido en sales del vapor (kgsal/kgvapor).

Spur: contenido en sales de la purga (kgsal/kgagua) -igual al del interior de la caldera-.

Si despejamos Dvap en función de Dal y Dpur:

que, sustituyendo en la segunda ecuación y despejando, queda:



(24)

(25)

(26)

(27)

M D ClCl

kghp

h

al

al

pur

2424 3600

24= →

−

− (28)

[ ]TM

D

D

D

Cl

Clsp

ph

h

valv

al

valv

a

p

24

24

= = →−

−86400

Que podemos expresar en %, como una fracción del caudal de agua de

alimentación:

Si considerásemos que Svap es suficientemente pequeño, podemos escribir:

Teniendo en cuenta que, aunque cloruros y salinidad no son lo mismo, si puede

tomarse la relación de cloruros igual a la relación de salinidades. Por eso podemos escribir

la anterior expresión de la siguiente forma:

En 24 horas, la masa de agua extraída por la purga continua, será:

Interesa calcular el tiempo necesario de purga para extraer, de una sola vez, la

misma cantidad de sales que en purga continua. Si la válvula de purga da un caudal de Dválv

(kg/s), en 24 horas, el tiempo de purga cada 24 horas, será:



BIBLIOGRAFÍA.

BABCOCK & WILCOX (Ed.), Steam. It’s Generation and Use, Edición núm. 40, Steven

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PORT, R.D. & HERRO, H.M., The NALCO Guide to Boiler Failure Analysis, McGraw-

Hill, 1991.



ÍNDICE.

aceites . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82

ácido silícico . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

ácido sulfhídrico . . . . . . . . . . . . . . . 11

aireación diferencial . . . . . . . . . . . . 42

ánodo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

antiespumante . . . . . . . . . . . . . . . . . 98

arrastres

de impurezas . . . . . . . . . . . . 62

mecánico . . . . . . . . . . . . . . . 71

bicarbonatos . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Bromuro Potásico . . . . . . . . . . . . . . 12

bronce . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

calcio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11, 12

calgón . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82

carbonato sódico . . . . . . . . . . . . 26, 82

carbonatos . . . . . . . . . . . . . . . . . 11, 12

carga crítica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

cascarillas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

cátodo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

Cloruro Cálcico . . . . . . . . . . . . . . . 12

Cloruro Magnésico . . . . . . . . . . . . . 12

Cloruro Potásico . . . . . . . . . . . . . . . 12

Cloruro Sódico . . . . . . . . . . . . . . . . 12

cloruros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11, 12

cobre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

coeficientes de distribución

real . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

aparente . . . . . . . . . . . . . . . . 64

total . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

compuestos orgánicos . . . . . . . . . . . 98

contaminantes . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

corrosión cáustica . . . . . . . . . . . . . . 47

cuproníquel . . . . . . . . . . . . . . . . 33, 34

demineralizador . . . . . . . . . . . . . . . 83

deszincado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

dióxido de carbono . . . . . . . . . . 11, 12

disolución saturada . . . . . . . . . . . . . 55

distribución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

domo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68

ductilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

efecto Evans . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

electrodos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

electrólitos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

erosión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

estabilizadores de espuma . . . . . . . 76

fangos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

fosfato

disódico . . . . . . . . . . . . . 87, 96

ortofosfatos . . . . . . . . . . . . . 87

polifosfatos . . . . . . . . . . . . . 87

trisódico . . . . . . . . . . . . 87, 96

trisódico modificado . . . . . . 95

Fosfato trisódico . . . . . . . . . . . . 26, 82

fósforo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Hematites . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

hexametafosfato sódico . . . . . . . . . 82

hidracina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

hidrógeno . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

Hidróxido de calcio . . . . . . . . . . . . 82

Hidróxido de sodio . . . . . . . . . . . . . 82

hidróxido férrico . . . . . . . . . . . . . . . 40

hidróxido ferroso . . . . . . . . . . . . . . 40



hidróxido magnésico . . . . . . . . . . . . 60

hidróxido sódico . . . . . . . . . . . . . . . 45

hierro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32, 82

latón . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

latones

Almirantazgo . . . . . . . . . . . . 49

Limonita . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

lodos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

magnesio . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11, 12

magnetita . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39, 40

níquel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

nitrógeno . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11, 12

óxido cúprico . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

óxido cuproso . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

óxido férrico . . . . . . . . . . . . . . . . 32, 40

óxido ferroso . . . . . . . . . . . . . . . 32, 40

óxido ferroso-férrico . . . . . . . . . 32, 40

óxidos

aluminio . . . . . . . . . . . . . . . . 78

hierro . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

oxígeno . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11, 12

pasivación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

Permutadores de iones . . . . . . . . . . . 83

polarización anódica . . . . . . . . . . . . 39

polarización catódica . . . . . . . . . . . . 39

polifosfatos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87

Polímeros

poliacrilatos . . . . . . . . . . . . . 88

poliamidas . . . . . . . . . . . . . . 88

polielectrólitos . . . . . . . . . . . 88

potasio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

procesos electroquímicos . . . . . . . . . 35

REDOX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

regeneración . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85

silicato de calcio . . . . . . . . . . . . . . . . 61

sílice . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82

silicio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

sodio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

solubilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

Sulfato Magnésico . . . . . . . . . . . . . . 12

sulfato sódico . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

sulfatos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11, 12

Sulfito sódico . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

trasiegos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

zinc . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

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Tratamiento de Aguas Para Calderas