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Aceite térmico versus vapor: comparativa CAPEX – OPEX

Steam versus thermal fluid

Cada día es más frecuente encontrarse las expresiones CAPEX y OPEX en las transacciones comerciales. Ambas expresiones provenientes de contracciones del inglés, CAPEX por capital expenditure y OPEX por operational expenditure, pueden ser asimiladas, con pequeñas variaciones, a las expresiones costes de implantación y costes de explotación que años atrás eran determinantes en la toma de decisiones ante la adquisición de equipos industriales.

Se entiende por instalaciones de calentamiento indirecto, aquellas en las que se utiliza un fluido intermedio entre el calentador o caldera y los aparatos consumidores. Dicho fluido, que circula de forma controlada, recibe la energía generada en la caldera, y la transporta hasta los aparatos consumidores, en donde la cede.

Los dos fluidos más habituales que se usan en las instalaciones de calentamiento indirecto, son el agua, generalmente en base vapor y los llamados fluidos o aceites térmicos. La decisión sobre el fluido intermedio empleado determina el tipo de caldera, puesto que cada tipo de fluido requiere de un tipo específico de equipo calentador y de instalación.

Intuitivamente el agua en forma de vapor puede parecer el fluido intermedio más adecuado ya que es de fácil obtención y a precios muy asequibles. Sin embargo, como veremos más adelante, características propias de este fluido hacen que tengamos que considerar el agua como “un falso” amigo es su papel de fluido intermedio de transporte de energía en instalaciones industriales al tener bastantes deficiencias comparado con los fluidos térmicos y que repercuten directamente en CAPEX y OPEX.

También es comúnmente aceptado que el CAPEX de una instalación de vapor es inferior al de una instalación de fluido térmico. Y efectivamente es así, pero debe matizarse mucho esta afirmación. Ocurrirá cuando la caldera e instalación de vapor sea en la llamada “nivel básico”, que implica caldera de dos pasos de humos – aunque para añadir confusión, a veces se emplea la denominación “tres pasos de humos, dos en cámara”, depósito de condensados sin conexionado de vapor que facilita la desaireación, sin aprovechamiento de purgas de caldera, etc.

Obviamente este tipo de instalación funcionará y tendrá un CAPEX inicial muy bajo, a costa claro está, de una eficiencia energética nefasta –la de una instalación de vapor completa ya es muy inferior a una de fluido térmico como veremos más adelante -, a un acortamiento de la vida útil de la caldera – dos pasos de humos o “tres, dos en cámara”, implican recalentamientos por carga térmica específica en cámara de combustión muy elevada y por tanto reparaciones frecuentes – OPEX -, y CAPEX en los siguientes años malos al tener que repercutir altas tasas de amortización.

También hay que considerar que se incluye habitualmente en el CAPEX de una instalación de fluido térmico el coste total de la carga de fluido térmico. Hay que tener presente que dicho coste debe ser repercutido en al menos 10 años, vida mínima de una carga de fluido térmico en una instalación correcta o incluir los costes de agua y su tratamiento durante 10 años en el CAPEX de la instalación de vapor.

Por todo ello este favoritismo de la instalación de vapor en costes de implantación debe ser analizado con detalle. En todo caso y considerándolo válido aunque no tan obviamente como en ocasiones pueda parecer, en el siguiente cuadro, nos muestra rápidamente los puntos fuertes – positivos – de cada tipo de instalación con respecto a los costes de implantación o explotación. En páginas sucesivas iremos desgranando estos puntos positivos y veremos sus causas.

Aceite térmicoVapor
CAPEX
(Coste de instalación
Vida útilLargaCorta
ActualizacionesFlexibleMenos flexible
Coste de adquisiciónMás caroMás barato
OPEX
(Coste de operación)
MantenimientoMenor (menos purgas y sin corrosión)Mayor (purgas frecuentes y corrosión)
Sala de calderasNoObligatoria
Mano de obra necesariaNo se necesita técnicoSe necesita técnico
Stock de recambiosMenorMayor
Consumo de combustibleMenorMayor
Consumo eléctricoMayorMenor
EficienciaMayorMenor

EFICIENCIA ENERGÉTICA

Incrustaciones

El fenómeno de incrustación o de formación de depósitos duros sobre las superficies metálicas se manifiesta por rupturas del equilibrio carbónico y precipitación de carbonatos magnésico y cálcico que se hallan diluidos en el agua de alimentación de la caldera.

Las incrustaciones actúan como pseudoaislantes, ya que la conductividad térmica del hierro es de 40 cal/h moC. mientras que en el carbonato cálcico (CO3Ca) es de 6,3 cal/h moC. Las posibilidades de transmitir la energía al agua disminuyen y parte de la misma va a los gases de combustión que se evacúan por la chimenea. Hay pues una disminución del rendimiento de la caldera y un aumento de consumo de combustible.

La importancia que tienen las características tanto del agua de alimentación de las calderas de vapor, como del agua del interior de la caldera, es tal que en la UE se hallan regladas por la norma EN-12953-10 de obligatorio cumplimiento. Hay que tener muy presente, que debido a la porosidad de las incrustaciones, el agua al entrar en contacto con el acero sobrecalentado puede provocar corrosiones – como veremos más adelante – al aparecer oxígeno naciente. Si se produce un desprendimiento de un trozo de incrustación importante, se puede producir una vaporización violenta del agua, con el peligro que ello entraña.

Por tanto, deben minimizarse las corrosiones tanto por razones de eficiencia energética, como por seguridad del equipo.

Los problemas de incrustaciones obligan a un tratamiento del agua, con descalcificador, aditivos, etc, para asegurar una aceptable agua de alimentación y a un aumento del mantenimiento preventivo. Estas operaciones se convierten en imprescindibles para suavizar las nefastas consecuencias de las incrustaciones que no pueden ser en todo casos eliminadas totalmente.

El tratamiento del agua de alimentación tiene su incidencia tanto en el CAPEX – inversión en equipos – como en el COEX – aditivos, sales -.

Además, aunque la caldera sea alimentada con agua tratada, contiene una gran cantidad de sales minerales, ya que en el descalcificador sólo se realiza una transformación iónica que evita que las sales disueltas en el agua – carbonato cálcico y carbonato sódico – se adhieran a las paredes de la caldera evitando parcialmente las incrustaciones. Al no adherirse a las paredes de la caldera, estas sales minerales se acumulan en el fondo de la caldera, formando los llamados “lodos” que son necesarios eliminar con las purgas de caldera.

Estas sales disminuyen la transmisión térmica del acero al agua, lo que produce a su vez un aumento de la temperatura del hogar y de los tubos de la caldera, lo que puede llegar a producir una pérdida de la resistencia mecánica de los mismos y una reducción considerable del rendimiento del equipo.

La purga periódica de la caldera para que tenga una vida útil aceptable, implica una pérdida de energía importante en dichas purgas y por tanto un coste adicional de combustible – COEX -.

Para tener una idea de la magnitud de las pérdidas energéticas por purgas de la caldera, consideremos una caldera de 2000 kgv/h a 6 bar de presión, con una agua de alimentación a 250 ppm – 0.25 gr/litro -, de alcalinidad total.

La acumulación de impurezas en una hora: 0.25 gr/litro x 2000 kgv/h = 500 gr/h. En una jornada laboral de 8 horas, tenemos 4 kg de impurezas: 8 x 0.5 kg/h

Para determinar qué cantidad se debe purgar, existen varias expresiones de fabricantes de calderas de vapor y accesorios, todas válidas y muy parecidas.

La expresión que utilizaremos se halla recogida en El vapor en la industria, de Spirax Sarco y en El agua en las calderas de vapor, de Ygnis.

Se considera habitualmente un valor de sales recomendado en el interior de la caldera es entre 2000 y 4000 ppm, según tamaño de la caldera. Para este cálculo emplearemos el valor medio, 3000 ppm.

La cantidad de purga de caldera a realizar será:

p p m   e n t r a d a   ×   p r o d u c c i ó n p p m   d e s e a d a     p p m   e n t r a d a   = 2 5 0   ×   2 0 0 0 3 0 0 0     2 5 0 =   1 8 1 k g / h

Vemos pues que la cantidad de purgas de caldera a realizar es del orden del 9,1% de la producción nominal de la misma. Dado que las purgas no son de vapor, sino de agua en fase líquida a la temperatura de servicio, 158, 83 ºC según la Tabla 1 de la página 5, el porcentaje de pérdida energética es menor del 9.1% de la producción, dado que la energía para dicha producción, incluye el calor de vaporización.

En la gráfica 1 adjunta, se indica la eficiencia energética según el porcentaje de purgas de caldera. El 9.1% de purgas sobre la producción total del equipo, representan aproximadamente un 3-3.5% de menor eficiencia energética.

Gráfico de El agua en las calderas de vapor, de Ygnis

Sería lógico para evitar esta importante pérdida de eficiencia, realizar un mejor tratamiento del agua de alimentación y disminuir los costes de explotación. Sin embargo, como ello obligaría a equipos ya muy sofisticados – aumento de costes de implantación -, y a controles exhaustivos de su correcto funcionamiento – con lo que la disminución de costes de explotación no sería tan importante -.

Habitualmente, los fabricantes de calderas, no consideran la posibilidad de tratamientos de agua de alimentación más sofisticados hasta que los valores de purga no alcancen el 25% de la producción nominal. Este valor como todos los de este capítulo, son los recomendados por Spirax Sarco, Ygnis, etc.

En nuestro hipotético caso, la eficiencia energética seria pues de un 84.5% aproximadamente. Estas pérdidas del 15.5%, engloban exclusivamente las pérdidas por rendimiento de la combustión de la caldera y de las purgas de caldera. Debemos pues añadirles las pérdidas por “cambio de fase”.

En todos los cálculos realizados, se ha considerado un aprovechamiento de condensados del 100%. En caso de ser inferior el porcentaje, la cantidad de purgas de caldera a realizar, evidentemente también lo sería, ya que la cantidad de agua de alimentación tratada y por lo tanto más adecuada, sería mayor. Sin embargo, la pérdida de energía sería mucho mayor, ya que como hemos visto anteriormente, se aumentarían exponencialmente las pérdidas energéticas por “cambio de fase”.

Aunque la vida útil de las calderas de vapor se tratará con mayor profundidad en la página 9 de este informe, subrayamos aquí que aún con todas estas precauciones – purgas de caldera, tratamiento de agua – la vida útil de una caldera de vapor es sensiblemente inferior a una de fluido térmico, ya que todas estas operaciones sólo consiguen minimizar la presencia de incrustaciones en el interior de la caldera, no en ningún caso, eliminarlas de forma absoluta, existiendo además como factor también determinante en este punto, las corrosiones que sufre el interior de las calderas de vapor.

Cambios de fase

Una instalación de vapor utiliza agua en fase líquida en el proceso de alimentación de la caldera. La convierte en fase vapor en el interior de la caldera y así se mantiene durante el proceso de transporte de la energía y hasta su cesión a los aparatos consumidores. En los aparatos consumidores, y al ceder la energía transportada, el agua en fase vapor se condensa a fase líquida y a través de la red de condensados, vuelve en esa fase hasta la caldera.

En el interior de la caldera, aportamos el llamado “calor de vaporización” o “entalpía de vaporización” que posteriormente será el entregado al aparato consumidor, MÁS el calor preciso para transformar el agua de alimentación en agua a la .temperatura de trabajo. En el caso de una caldera a un a presión de trabajo de 6 bar, esa temperatura es de 158.83 ºC – ver Tabla 1 adjunta -.

Después de la condensación que sufre el vapor de agua en el aparato consumidor, obtenemos es agua en fase líquida a la temperatura anteriormente indicada. Si se pudiera reintroducir todos los condensados producidos en los aparatos consumidores y los drenajes que también necesita una instalación de vapor, a la misma temperatura de distribución de vapor – temperatura de servicio – , las pérdidas por cambio de fase serían inexistentes y el sistema podría compararse perfectamente con una instalación de fluido térmico, en donde al no existir ningún cambio de fase, las pérdidas por este concepto son nulas.

Tabla 1. Propiedades del vapor saturado

Sin embargo, tener una red de condensados presurizada a la presión de servicio – lo cual posibilitaría mantener la temperatura -, es imposible.

Los purgadores y drenajes de las instalaciones de vapor – a final de ramal, en cada aparato consumidor, puntos bajos, tramos rectos -, aunque funcionan diferencia de temperaturas, de densidades fase líquida/fase gaseosa o de velocidades, su dimensionamiento es directamente proporcional a la presión diferencial.

Minimizar esta presión diferencial implicaría purgadores de gran tamaño y una red de retorno de condensados totalmente presurizada incluyendo depósito. Las válvulas y bombas deberían ser asimismo aptas para soportar la presión de servicio. El CAPEX sería muy elevado, imposible de asumir y el OPEX también sería considerable, ya que la sofisticación del sistema obligaría a un mantenimiento estricto.

En las grandes instalaciones de vapor se opta por una red de condensados moderadamente presurizada. Así con presiones de servicio del orden de 20-30 bar – entre 210 y 230 ºC -, la red de condensados se encuentra aproximadamente en 6-8 bar – entre 158 y 170 ºC -. Existe una pérdida energética importante – la energía que debe suministrar el combustible para elevar el agua en fase líquida desde 158 ºC a 210 ºC no se recupera -, pero al menos se consigue un aprovechamiento parcial.

En instalaciones con presiones de servicio inferiores, se opta por no presurizar la red de condensados y el objetivo es que la recuperación de los mismos sea elevada. No presurizar la red de condensados implica que la temperatura máxima de los mismos a su llegada al depósito de condensador es de 100ºC, siendo en la práctica entre 80-90ºC. Obviamente las pérdidas energéticas son importantes, como ahora veremos.

El caso extremo, es cuando como ocurre en muchas instalaciones de vapor, no se aprovechan los condensados o el porcentaje de reciclado de los mismos no alcanza el 50%. Energéticamente, son instalaciones ruinosas totalmente.

Este hecho, provoca unos aumentos importantes en los costes de combustible, ya que se debe suministrar una energía que posteriormente NO SE CEDE a los aparatos

En la gráfica podemos ver el ciclo de 1 kg de vapor a 6 bar de presión.

Gráfica 1. Ciclo energético de 1 kg de vapor a 6 bar de presión

La eficiencia energética de todo el sistema de calentamiento indirecto por vapor de un kg de vapor a una presión de bar es de un:

ρ = 2 0 8 6 k J / k g   ×   1 0 0 2 8 6 4 k J / k g = 7 2 . 8 3 %

Desglosado

Combustión. Rendimiento 88%12%
Pérdidas por purgas de caldera3.43%
Pérdidas por cambio de fase11.73%

Al analizar el mismo ciclo para una instalación de fluido térmico, vemos que los puntos diferenciales son las purgas de caldera y las pérdidas por cambio de fase. En ambos casos se ha despreciado las pérdidas por radiación de las tuberías, ya que con un correcto aislamiento, estas deben ser inferiores al 0.2% en ambos casos.

Para entregar la misma energía que en el ciclo de vapor – 2086 kJ/kg -, la instalación de fluido térmico, sólo tiene como pérdidas las propias de la combustión de la caldera, a la cual le hemos otorgado el mismo rendimiento que en el ciclo anterior – 88% -.

Gráfica 2. Ciclo energético de instalación de fluido térmico

La diferencia porcentual de eficiencia energética entre ambas instalaciones es de: 88% – 72.83% = 15.17%.

Para poder conseguir 2000 kgv/h, el sistema de vapor precisará de 2000 kgv/h x 2864 kJ/kgv = 5728000 kJ/h. De esta energía se entregará a los aparatos consumidores 4172000 kJ/h.

Para satisfacer igual consumo – 4172000 kJ/h -, el sistema de calentamiento indirecto por fluido térmico, sólo deberá aportar 4172000/.88 = 4740.909 kJ/h. Una diferencia de 987090 kJ/h.

Esta diferencia se corresponde a 24.38 Nm3 de gas o 23.12 kg de gasoil, CADA HORA de funcionamiento del equipo

Con un PCI del gas natural de 40474 kJ/Nm3 (1) y del gasoil de 42700 kJ/kg (1) y con unos precios aproximados de 0.036€kWh para el gas natural – equivalente a 0.4212 €/m3 – y de 0.89€/l – equivalente a 0.98€/kg – para el gasoil, estaríamos hablando de diferencias de entre 10.26€ y 20.57€, CADA HORA.

Estos valores son aproximados ya que los precios de los combustibles pueden variar ligeramente según tarifa contratada, compañía suministradora o época del año, pero si son válidos para tener una orden de magnitud de las diferencias económicas en combustible que se producen según el tipo de instalación.

(1) Fuente Eurosta, AIE y Resolución de la Secretaría de Estado de Energía de 27 de diciembre de 2013 que modifica a la Orden ITC/2877/2008

Consumo eléctrico

Dentro de este apartado de eficiencia energética, también consideraremos los consumos eléctricos que precisan ambos tipos de instalaciones.

Partiendo de la base de que el consumo eléctrico del quemador y de reguladores y automatismos es prácticamente igual en ambas instalaciones, nos centraremos en evaluar básicamente el consumo de motores de bombas. Dicho consumo de quemador y automatismos, lo podemos evaluar en 4 kWh.

En una instalación de fluido térmico, debemos considerar el consumo de la bomba general de recirculación, que a diferencia de las bombas de una instalación de vapor, funciona continuamente mientras se halla en condiciones de servicio la instalación. Existen otras bombas en la instalación de fluido térmico, como la bomba de llenado-vaciado o las bombas de recirculación de circuitos secundarios. No consideraremos los consumos de las mismas, ya que en el primer caso, sólo se pone en funcionamiento para tareas de llenado y vaciado de la instalación, hecho que ocurre muy ocasionalmente – lo normal es que pasen años sin utilización de dicha bomba -.

Con respecto a las bombas de recirculación de circuitos secundarios, no consideraremos su consumo ya que forman parte de la obtención – opcional – de unos requisitos de calidad en el producto acabado que una instalación de vapor no puede lograr. Es nuestra intención comparar instalaciones de similares condiciones de servicio.

Una instalación de fluido térmico de similares prestaciones a una de vapor de 2000 kgv/h a 6 bar, está equipada con una bomba de recirculación de un motor de 20 CV – 15 kW -. El consumo será aproximadamente alrededor de los 15 o 16 CV 11.5 – 12 kW -.

Horariamente el consumo en la instalación de fluido térmico sería de 12 kW + 4 kW = 16 kW.

El precio del kW industrial puede variar según empresa suministradora y tarifa, pero lo podemos evaluar aproximadamente entre 0.088 y 0.12 €/kWh. Considerando el precio más elevado, el coste en electricidad de la instalación de fluido térmico sería de 16 x 0.12 = 1.92 €/h

En una instalación de vapor básicamente existen dos bombas: la de alimentación de caldera y la de retorno de condensados. Su funcionamiento está relacionado: cuanto más o menos retorno de condensados haya y por tanto funcione con más frecuencia la bomba de retorno de los mismos, menos o más funcionará la bomba de alimentación de la caldera.

En algunas instalaciones, la bomba de retorno de condensados es de ejecución mecánica con boya y no necesita alimentación eléctrica. En todo caso, como vamos a ver ahora los consumos de ambas bombas son muy bajos.

La bomba de alimentación de una caldera de vapor de 2000 kgv/h a 6 bar, tendrá un motor de aproximadamente 1.5 kW y la de condensados, suponiendo no sea mecánica, de 1 kW. Podemos considerar que la suma de las dos funcionando, será aproximadamente del 75% del tiempo. Por ello, el consumo esperado es de 0.75 x 1.25 = 0.94 kWh, con un coste de 0.92 x 0.12 = 0.1104€/h.

La instalación de vapor tiene una diferencia a favor en costes de explotación en energía eléctrica de 1.8096 €/h.

Aun siendo un dato a considerar, recordamos que como hemos visto en la página anterior, la instalación de fluido térmico, tiene una diferencia a favor en costes de explotación en combustible de entre 10.26€ y 20.57€.

Desde un punto de vista de eficiencia energética, no existe menor duda en que la instalación de fluido térmico tiene un OPEX MUY FAVORABLE.

VIDA ÚTIL DE EQUIPOS

Es evidente que la vida útil de los equipos, ya sea caldera o instalación, es un punto de vital importancia en la evaluación tanto en CAPEX, en donde debemos considerar las tasas de amortización de los equipos, como en CAPEX, en donde los costes por reparaciones, mantenimiento e inclusive gestión de stocks de repuestos tienen su importancia.

Corrosiones

La corrosión es un proceso por el cual ele metal en contacto con su medio ambiente, tiende a cambiar desde una forma pura de metal a otra más estable. El acero es gradualmente disuelto por el agua y oxidado por el oxígeno que está lleva, formándose productos de oxidación a base de óxidos de hierro. Este proceso ocurre más rápidamente en las calderas de vapor, ya que a altas temperaturas, con presencia de gases corrosivos y los sólidos disueltos en el agua, se estimulan los procesos de corrosión.

En una caldera de vapor, aún con agua correctamente tratada, se producen diferentes tipos de corrosión que afectan a diferentes partes del equipo. Así, tendremos una llamada corrosión general que tiende a disolver o atacar el metal de manera uniforme, al ser esté sobrecalentado por el vapor. Se produce básicamente en la superficie de los tubos de humos. Un caso particular de este tipo de corrosión es la debida a la acidez del agua, por disolverse más rápidamente el hierro y otros metales cuanto más bajo sea el valor del pH, más ácida sea el agua. De ahí viene la necesidad de mantener un pH fuertemente alcalino – elevado – en el interior de las calderas de vapor y de las purgas de caldera que hemos visto anteriormente.

La corrosión por oxígeno o pitting. Se manifiesta cunado un metal se ve recubierto de forma irregular por barros e incrustaciones, en presencia de oxígeno disuelto. Las zonas totalmente cubiertas se ven preferentemente atacadas y son el centro de corrosiones localizadas y profundas, con una imagen parecida a tubérculos de color negro.

Aunque puedan existir en un cómputo global, pérdidas importantes de material, la gravedad de este tipo de corrosión es que al tratarse de ataques muy localizados produce perforaciones y picaduras en los equipos y zonas más o menos determinadas – tubos, hogar – que obligan necesariamente a paradas y reparaciones por ser puntos críticos en el funcionamiento del equipo. En casos extremos, una corrosión importante, puede comportar la sustitución de la caldera.

La corrosión cáustica, se produce por una sobreconcentración local en zonas de elevada carga térmica – cámara de inversión, hogar -, de sales alcalinas como la sosa cáustica. Este tipo de corrosión se manifiesta en forma de cavidades profundas, semejantes al pitting.

La corrosión por anhídrido carbónico se produce al diluirse parcialmente en el agua una parte del CO2 en forma de gas, mientras que otra parte reacciona con la misma para forma ácido carbónico, el cual se disocia parcialmente en iones carbonato o bicarbonato. Estos iones formarán los ataques al material. Esta corrosión se pone de manifiesto principalmente en las líneas de retorno de condensados y tiene efectos sobre la caldera, ya que los ácidos producidos son arrastrados a la misma junto con el agua de alimentación.

Obviamente, en una instalación de fluido térmico, no existen problemas por corrosión. No olvidemos que un aceite lubrica, no corroe y no tiene carbonatos ni sales que se puedan precipitar. No existen pues, descalcificadores ni aditivo, ni tampoco pérdidas por purgas y lo que es más importante, la elevada vida útil de la caldera e instalación de fluido térmico, y la no necesidad de reparaciones y mantenimiento contra las corrosiones.

SEGURIDAD, SENCILLEZ Y FLEXIBILIDAD

Relación presión/temperatura

La temperatura en que el agua en forma líquida se convierte en vapor – fase gaseosa -, se llama temperatura de ebullición o de vapor saturado y está directamente relacionada con la presión. Así, a presión atmosférica, se obtiene vapor a la temperatura de 100 ºC. Si por necesidades de nuestro sistema productivo debemos alcanzar temperaturas más elevadas, es necesario tener una mayor presión.

Fig 1. Gráfica Presión/Temperatura. Fluido térmico vs vapor

La Fig.1 muestra la gráfica Presión/Temperatura tanto del agua como de un fluido térmico standard. Si nuestro sistema productivo precisa de una temperatura de trabajo de 159 ºC, con agua como fluido transportador de energía, debemos trabajar a una presión de 6 bar.

Con el fluido térmico, no existe prácticamente esta relación y las necesidades de presión se limitan a las pérdidas de carga o de presión propias de la instalación debidas a fricción en tuberías.

Seguridad

La independencia entre presión/temperatura en el fluido térmico, hace asimismo posible eliminar totalmente los peligros de una explosión y según el vigente Reglamento de Aparatos a Presión permite instalar las calderas de fluido térmico en cualquier sala de trabajo, sin necesidad de sala de calderas, con el ahorro en obra civil que puede representar una nueva implantación, o bien en la ganancia de espacio que produce en una industria ya en funcionamiento.

Otra ventaja que puede representar este apartado, es la posibilidad de la localización de la caldera de fluido térmico muy cercana a la de los aparatos consumidores, posibilitando unas instalaciones cortas y por tanto económicas.

Otro punto que corrobora la mayor seguridad y también su sencillez de las instalaciones de fluido térmico, es el hecho que según la reglamentación vigente, no es necesario que el personal encargado de la misma, disponga del carnet de operador de calderas, al contrario delo que ocurre en las instalaciones de vapor, en donde debe existir al menos un operador titulado por turno.

Obviamente no es una gran diferencia en los costes de explotación, pero si debe ser tenida en consideración.

Sencillez

Una instalación de fluido térmico tiene la sencillez como norma. Una caldera, una bomba, una red de distribución y un depósito de expansión. Su configuración general no es muy diferente de una red de calefacción doméstica. No hay purgadores, red de condensados, tanque de alimentación, depósito de condensados, depósito de sales, desaireadores, red de vapor para eliminación de oxígeno o purgas de calderas.

No sólo operativamente la actividad diaria es simple y no tiene necesariamente que ser ejecutada por personal específico como hemos visto anteriormente, si no que esta sencillez hace que los costes de mantenimiento preventivo sean prácticamente inexistentes.

Flexibilidad

En una instalación de vapor, la limitación de la presión de trabajo es total. Si se dispone de una caldera de 6 bar de presión y por alguna nueva circunstancia, por ejemplo una nueva línea de producto, se debe trabajar a una temperatura de 200oC, el cambio de caldera a una nueva de una presión de 16 bar, es obligado en todos los casos, y el rediseño de la red de tuberías en casi todos ellos. La valvulería debe ser cambiada también en la mayoría de las ocasiones. El caso inverso, trabajar a menor temperatura/presión, obliga a una nueva prueba a presión y/o sustitución de válvulas de seguridad, y en la mayoría de casos a un nuevo dimensionamiento de la red general.

En las instalaciones de fluido térmico, la flexibilidad es total sin necesidad de cambios ni en caldera ni en instalación. Es posible que tal ventaja no sea aprovechada nunca, pero si hubiera necesidad de ello, la diferencia en los costes de implantación del nuevo proyecto sería abismal.

Desde el de vista de seguridad y flexibilidad, la ventaja de una instalación de fluido térmico es evidente tanto en CAPEX como en OPEX. Sin embargo pueden no ser valores significativos. Si no hay previsión de modificación del proceso productivo – y por tanto no deben realizarse cambios significativos en la instalación -, la total flexibilidad de la instalación de fluido térmico no significa una ventaja y no repercute en el CAPEX.

Asimismo, si por necesidades de distribución de maquinaria, la ubicación de ambas calderas será la misma o por ya existir previamente una sala de calderas, la menor exigencia reglamentaria para calderas de fluido térmico, se traducirá en unos ahorros en obra civil relativamente bajos. Por el contrario si es necesario construir una sala de calderas nueva para la caldera de vapor, la posibilidad de instalar la caldera de fluido térmico en una ubicación cercana a los puntos de consumo, y sin necesidad de muros específicos, puede suponer un ahorro importante en CAPEX.

El ahorro en OPEX que pueda suponer no necesitar de un operador de calderas con carnet específico será obviamente bajo. Curiosamente, en general, la mayor ventaja por parte de las instalaciones de fluido térmico de no necesitar operador de calderas con carnet, reside en la menor rigidez en la asignación de turnos y/o bajas temporales por enfermedad o vacaciones.