120201 Calderas FW Instaladas en Pemex Refinacion

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA QUÍMICA E

INDUSTRIAS EXTRACTIVAS

NUEVAS TECNOLOGÍAS EN AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR DE UNA

REFINERÍA DE PETRÓLEO (CALDERAS)

T E S I S

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE

INGENIERO QUÍMICO PETROLERO

P R E S E N T A N

LIZBETH BALTAZAR GARCÍA

VICTOR ALBERTO CABELLO RÍOS

DIRECTOR DE TESIS: ING. ARIEL DIAZBARRIGA DELGADO

MÉXICO D.F. ENERO 2016

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

NUEVAS TECNOLOGÍAS EN AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR DE UNA REFINERÍA DE PETRÓLEO (CALDERAS)

ESIQIE IPN

ÍNDICE

RELACIÓN DE FIGURAS i

RELACIÓN DE TABLAS iii

RESUMEN iv

INTRODUCCIÓN v

CAPÍTULO I. GENERALIDADES 1

1.1 El problema energético 2

1.2 El uso energético industrial 3

1.2.1 Instalaciones térmicas en la industria 3

1.2.2 Sistemas de generación 4

1.2.3 Sistemas de distribución 4

1.2.4 Equipos finales de proceso 5

1.3 Calderas en la industria petrolera 5

1.3.1 Procesos que constituyen una refinería 5

1.3.2 Procesos que involucran vapor 8

CAPÍTULO II. SISTEMAS DE MANEJO DEL VAPOR 14

2.1 Descripción de un sistema de vapor 15

2.1.1 Características del agua de alimentación para la caldera 16

2.1.2 Generación de vapor 16

2.1.3 Sistema de distribución de vapor y retorno de condensados 17

2.2 Calderas 17

2.2.1 Partes principales de una caldera 18

2.2.2 Clasificación de las calderas 22

2.2.2.1 Por la disposición de los fluidos 22


ESIQIE IPN

2.2.2.2 Por su configuración 23

2.2.2.3 Por el tipo de combustible 23

2.2.2.4 Por el tiro 24

2.2.2.5 Por el modo de controlar la operación 25

2.3 Calderas en la industria petrolera 26

CAPÍTULO III. METODOLOGÍA DE AUDITORIA EN SISTEMAS DE VAPOR

(CALDERAS) 27

3.1 Tipos de auditorías 27

3.2 Metodología detallada para realizar auditorías energéticas 31

3.3 Inspección de la caldera 32

3.3.1 Quemadores 32

3.3.2 Controles de la combustión 33

3.3.3 Apariencia de la flama 34

3.3.4 Monitoreo de la chimenea 35

3.4 Toma de datos 35

3.4.1 Procedimiento de prueba por el método directo 39

3.4.2 Procedimiento de prueba por el método indirecto 40

3.5 Métodos de medición, aparatos y técnicas 41

3.5.1 Métodos para determinar la razón de aire/combustible 41

3.5.2 Medición de flujo 42

3.5.3 Medición de los productos de la combustión 42

3.5.4 Aparatos usados en las mediciones 43

3.5.5 Técnicas de medición 45

3.5.6 Instrumentación en la chimenea 47

3.5.7 Medidores misceláneos 49

3.6 Resumen de la auditoría energética de las calderas 54

3.7 Reporte final de la auditoria 58


ESIQIE IPN

CAPÍTULO IV. NUEVAS TECNOLOGÍAS EN AUDITORÍAS PARA CALDERAS DE UNA

REFINERIA DE PETRÓLEO 61

4.1 Importancia de las auditorías en calderas 61

4.1.1 Generación de vapor 62

4.1.2 Consumo de vapor 63

4.1.3 Retorno de condensado 64

4.2 Material necesario para la realización de auditorías 64

4.3 Nuevas tecnologías en auditorias de calderas 65

4.3.1 Aplicaciones de los ensayos no destructivos 66

4.3.1.1 Ensayo no destructivo por método de ultrasonido 67

4.3.1.2 Ensayo no destructivo por método de partículas magnéticas 69

4.3.1.3 Ensayo no destructivo por método de líquidos penetrantes 72

4.3.1.4 Ensayo no destructivo por método de réplicas metalográficas 79

4.3.1.5 Ensayo no destructivo por métodos radiográficos 80

4.3.1.6 Ensayo no destructivo por método de video endoscopía 83

4.4 Analizador de los gases de combustión y cámaras termográficas 84

4.5 Ejemplo práctico de ensayos no destructivos en calderas 85

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 90

REFERENCIAS 92

ANEXO 95

RELACIÓN DE FIGURAS Y TABLAS

ESIQIE-IPN Página i

RELACIÓN DE FIGURAS

Figura Descripción Página

1.1

Esquema a Resumen del Problema energético

2

1.2 Esquema de Instalación de vapor 3

1.3 Sistema de Generación 4

1.4 A Sistema de Distribución 4

1.4 B Equipos finales de proceso 5

1.5 Esquema General de Refinación

7

1.6 Unidad de Destilación 9

1.7 Unidad de Destilación al vacío 10

1.8 Unidad de Desintegración Catalítica Fluida 11

1.9 Unidad de Tratamiento con Amina 12

1.10 Unidad de Recuperación de Azufre 13

2.1 Sistema de Generación y Distribución de vapor 15

2.2 Entradas y salidas de la caldera 17

2.3 Partes principales de una caldera 18

2.4 Puerta del hogar 19

2.5 Cámara de vapor, agua y alimentación de agua 22

2.6 Clasificación de las calderas 22

2.7 Acuotubulares 23

2.8 Pirotubulares 23

2.9 Tiro natural 24

2.10 Tiro Presurizado 24

2.11 Tiro equilibrado 24


ESIQIE-IPN Página ii

2. 12

Tipo Manual

25

2.13 Tipo semiautomático 25

2.14 Tipo automático 25

3.1 Instrumentación para calcular la eficiencia de la caldera por el

método directo

40

3.2 Instrumentación para calcular la eficiencia de la caldera por el

método indirecto

41

3.3 Esquema de la medición de la presión del hogar

46

3.4 Esquema del sistema de muestreo de los productos de la combustión 46

4.1 Incrustaciones en el lado agua de la caldera 62

4.2 Esquema de elementos piezoeléctricos. 68

4.3 Esquema de generación por método magnetoestrictivo 68

4.4 Esquema de un equipo de rayos X 82

4.5 Endoscopia 83

4.6 Analizador de gases de combustión 84

4.7 Cámara termográfica 86

4.8 Video endoscopia en el Domo 87

4.9 Video endoscopia en el Hogar 87

4.10 Inspección visual en serpentines 88

4.11 Inspección visual en serpentines 89


ESIQIE-IPN Página iii

RELACIÓN DE TABLAS

Tabla Descripción Página

3.1

Tipos de Auditoría

29

3.2 Objetivos y Alcances 30

3.3 Aplicación 30

3.4 Hoja de Datos de monitoreo de la caldera 37

3.5 Sistemas de medición 43

3.6 Aparatos de medición

44

3.7 Rango típico de emisiones de 48

3.8 Programa de auditoría 60


ESIQIE-IPN Página iv

RESUMEN

Las auditorías en los sistemas de vapor, principalmente en las calderas, son una

herramienta eficaz que permiten identificar los escenarios donde el consumo energético se

realiza de forma ineficiente, estableciendo además las posibles mejoras de índole técnica,

organizativa y ambiental, encaminadas al ahorro de energía del sistema, mediante un

análisis técnico, principalmente de los componentes o grupos de componentes del sistema

generador y se basa en los datos de operación existentes.

Este trabajo está enfocado principalmente a exponer las nuevas tecnologías

utilizadas en auditorías de calderas, las cuales buscan mejorar los procedimientos llevados a

cabo en la operación de las calderas industriales en una refinería de petróleo. El primer

capítulo muestra un panorama general del uso de vapor en la industria, así como también

los procesos que involucran vapor en una refinería de petróleo.

El capítulo segundo describe un sistema de vapor en general las partes de una

caldera industrial y sus tipos, seguido de las calderas instaladas en la industria petrolera.

En el capítulo tercero se detalla la metodología de la auditoría en las calderas

industriales, en la cual destaca la inspección de la caldera, procedimientos de prueba,

métodos de medición y equipo, y parámetros que afectan al medio ambiente.

Finalmente, en el capítulo cuarto se presentan las nuevas tecnologías y su aplicación

en auditorías para calderas de una refinería de petróleo.

Es necesario hacer conciencia que los ahorros potenciales de energía pueden

llevarse a cabo por medio de una auditoría energética en sistemas generadores de vapor y

que por lo tanto las nuevas tecnologías en auditoría juegan un papel muy importante dentro

de cualquier industria.

Con el desarrollo de nuevas tecnologías y una mejor comprensión de los aspectos de

la operación de las calderas, se obtendrá un rendimiento máximo y se evitarán las posibles

fuentes de calor no aprovechadas. De la misma manera corregir problemas y dar solución a

las deficiencias de estos sistemas, reducirán costos operacionales, y por la vía de la

optimización de estos sistemas, mejorar la competitividad de las empresas nacionales.


ESIQIE-IPN Página v

INTRODUCCIÓN

La tendencia del encarecimiento de los combustibles que se utilizan actualmente en

la industria para producir, particularmente, energía calorífica, ha desarrollado el uso de

técnicas y sistemas que por una parte aumenten la eficiencia de los procesos y por otra

reduzcan significativamente los consumos de combustible. Una de las partes principales en

la operación de las industrias lo representan los sistemas generadores de vapor, por esta

razón, el presente trabajo enmarca las tecnologías utilizadas en la actualidad para llevar a

cabo una auditoría en los sistemas de vapor de una refinería de petróleo.

Las auditorías energéticas que se han venido realizando en la industria petrolera en

los últimos años, ponen de manifiesto el potencial ahorro energético. Como resultado de las

mismas, ya se han puesto en marcha una serie de actuaciones encaminadas a alcanzar las

mayores eficiencias energéticas en sus centros de trabajo.

En este sentido, el actual modelo energético, basado en generar la energía a

cualquier precio para satisfacer una demanda creciente, es insostenible para cualquier

sociedad desarrollada. La preocupación por preservar el medio ambiente y aumentar el

grado de autoabastecimiento energético, han llevado a los países a orientar sus políticas

energéticas hacia una reducción del consumo de energía, incentivando el ahorro y su

eficiencia.

Las mejoras en eficiencia energética incluyen todos los cambios que conllevan una

reducción de la cantidad de energía para un mismo nivel de actividad, teniendo en cuenta la

satisfacción de los requerimientos de la sociedad actual de llevar asociado el menor costo

económico, energético y ambiental posible para nuestro territorio.

Los parámetros que deben ser cubiertos durante la auditoría, se establecen de

acuerdo a normas y bases comunes de referencia para el análisis y cuantificación de las

medidas de ahorro energético, incluidas en los estudios que se realicen en el sector

industrial, garantizando además la eficiencia en los resultados derivados de su

implementación, así como su confiabilidad.

I. GENERALIDADES

ESIQIE-IPN Página 1

CAPÍTULO I

GENERALIDADES

La energía es un recurso vital en la actividad industrial y como tal debe ser

considerado en la planificación, dirección y seguimiento por parte de la empresa. El ahorro

y uso eficiente de la energía es el eje central de la estrategia en cualquier programa de

ahorro de energía.

La experiencia en la aplicación de programas de ahorro de energía ha demostrado

que con el incremento de la eficiencia energética se obtienen beneficios económicos

adicionales a la reducción en el costo de la energía, junto con la posibilidad de incrementar

la producción y la reducción de emisiones contaminantes. Una auditoría energética consiste

básicamente en el análisis de la situación a lo largo de un periodo de tiempo dado, con el

fin de determinar cómo y dónde se utiliza la energía en sus distintas formas [1].

El vapor de agua es uno de los medios de transmisión de energía calórica de mayor

efectividad en la industria, se estima que este servicio es utilizado por el 95% de las

industrias como medio de calentamiento, por su fácil generación, manejo y bajo costo

comparado con otros sistemas [2].

Tradicionalmente las auditorías en sistemas de vapor han centrado sus esfuerzos en

aumentar o mejorar la eficiencia energética de los generadores térmicos y equipos de

proceso (hornos, secadores, motores eléctricos, entre otros.) y, en ocasiones, de las redes de

distribución, por lo que se han implementado nuevas metodologías que permitan abordar de

forma estructurada cada uno de estos aspectos, mediante una secuencia que garantice la

mejora de forma conjunta sin dejar a un lado algunos de sus aspectos esenciales.

Lo anterior propone mejorar de una manera práctica, rápida y objetiva, los procesos

en la industria y conocer las nuevas herramientas existentes para realizar auditorías en

calderas. De manera que las nuevas tecnologías utilizadas para realizarlas, juegan un papel

fundamental. Para ello, se evalúa energéticamente el funcionamiento de la instalación, se

analizan las posibles mejoras del proceso o equipos y se determinan las inversiones a

realizar y sus periodos de retorno, proponiendo la implantación de aquellas medidas de

ahorro y eficiencia energética más apropiadas.

I. GENERALIDADES


1.1 EL PROBLEMA ENERGÉTICO

El problema energético y medioambiental que existente a nivel mundial, se

manifiesta a través de un horizonte finito y cercano para los combustibles no renovables y

el calentamiento del planeta a través del efecto invernadero. Esto ha llevado a las diferentes

administraciones a implementar políticas energéticas dirigidas a fomentar el uso racional de

la energía y la eficiencia energética como se muestra en la Figura 1.1.

Figura 1.1 Esquema a Resumen del Problema energético

Así, la estrategia global y local en el ámbito energético a desarrollar en cualquier

país o región, debe primar el ahorro de energía, por su efecto favorable sobre el medio

ambiente y de la economía de la empresa.

Las auditorías energéticas constituyen un instrumento de primer orden para hacer

posible que el potencial ahorro energético del sector industrial de los países pueda ser

ejecutado. En el sector industrial, estas auditorías persiguen un triple objetivo:

1. Adecuar los consumos reales de la planta, revisando los equipos, los procesos y

garantizando un buen mantenimiento de las instalaciones.

2. Reducir las pérdidas de energía, introduciendo nuevas tecnologías que aumenten la

eficiencia del consumo energético.

3. Aprovechar las corrientes residuales y optimizar la operación de los servicios

energéticos.

I. GENERALIDADES


La eficiencia energética, el ahorro y la diversificación de energía, el aprovechamiento de

energías residuales y de las energías renovables, tienen como principal objetivo obtener un

rendimiento energético óptimo para cada proceso o servicio en el que su uso sea

indispensable, sin que ello signifique una disminución de la productividad, calidad o del

nivel de confort del servicio.

1.2 EL USO ENERGÉTICO INDUSTRIAL

1.2.1 INSTALACIONES TÉRMICAS EN LA INDUSTRIA

La industria requiere de una gran cantidad de energía térmica y eléctrica para llevar

a cabo sus procesos productivos. La energía se utiliza como un recurso necesario e

insustituible para elaborar los productos con las calidades exigidas. Por tanto, como

cualquier otro servicio habrá que adquirirlo o transformarlo, adecuándolo a las necesidades

de su utilización; transportarlo a los puntos de consumo y, por último, posibilitar su uso

final por los consumidores. Además, puesto que la energía no se destruye, habrá que

recuperar la energía residual que quede tras su uso.

En el caso de la energía térmica, ésta es llevada a los procesos por medio de los

fluidos caloportadores*, que tomando la energía térmica del combustible, a través del

sistema de generación, la transportan y transfieren para su consumo en los equipos de

proceso como se muestra en la Figura 1.2.

Figura 1.2 Esquema de Instalación de vapor

*Fluido caloportador: Líquido o gas que absorbe o cede energía calorífica en sistemas de calefacción.

I. GENERALIDADES


1.2.2 SISTEMA DE GENERACIÓN

La energía llega a la planta en forma de combustible líquido, sólido o gaseoso y se

consume directamente en los equipos de generación térmica (Figura 1.3):

• Calorífica: Si en ellos se produce un calentamiento de fluidos caloportadores, como por

ejemplo las calderas de vapor, de agua sobrecalentada y agua caliente o los hornos de aceite

térmico.

• Frigorífica: Son aquellos sistemas en los que se realiza el enfriamiento de fluidos

caloportadores, como por ejemplo las torres de enfriamiento o las plantas frigoríficas.

Figura 1.3 Sistema de Generación

1.2.3 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

Los equipos de generación producen el calentamiento o enfriamiento de fluidos

caloportadores (agua, vapor, aceite térmico, entre otros.) que han de ser distribuidos en la

fábrica hasta los puntos de consumo finales como lo indica la Figura 1.4 A.

Figura 1.4 A Sistema de Distribución

I. GENERALIDADES


La importancia en el mantenimiento de estas redes de distribución es crucial, pues

sus ineficiencias implican aumentos en el consumo de energía, dado que son directamente

pérdidas de esa energía ya transformada.

1.2.4 EQUIPOS FINALES DE PROCESO

Se podría entender por equipos de proceso (Figura 1.4 B) los consumidores últimos

directos de energía, los cuales la requieren para realizar transformaciones sobre el producto

procesado (reactores, hornos de proceso, secaderos, columnas de destilación, evaporadores

de simple o múltiple efecto) o su calentamiento o enfriamiento (intercambiadores de calor).

Los requerimientos térmicos de los equipos de proceso, a través de la red de

distribución (vapor, agua caliente o fría), podrían ser satisfechos mediante el uso de

corrientes residuales del proceso, disminuyendo así la demanda energética [3].

Figura 1.4 B Equipos finales de proceso

1.3 CALDERAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA

1.3.1 PROCESOS QUE CONSTITUYEN UNA REFINERÍA

Una refinería moderna debe contar con infraestructura suficiente para mantener la

continuidad de su operación, es decir, tener flexibilidad para realizar mantenimientos. Los

principales procesos (Figura 1.5) que conforman una refinería son [4]:

Destilación combinada primaria y vacío: La función de estos procesos es descomponer o

separar el petróleo crudo en sus diferentes componentes por medio de destilación

atmosférica y al vacío.

I. GENERALIDADES


Coquización: El propósito principal de esta planta es procesar el residuo de vacío para

obtener productos de mayor valor agregado como gas, gasolina y gasóleos.

Hidrodesulfuración de gasolina: La función de este proceso es eliminar de la gasolina el

contenido de productos indeseables como azufre y nitrógeno.

Hidrodesulfuración de nafta catalítica: El objetivo de este proceso es disminuir el

contenido de azufre por debajo de 15 partes por millón de la gasolina catalítica producto.

Hidrodesulfuración de gasóleos de coquización y de vacío: La función principal de este

proceso es disminuir el contenido de azufre en el diesel y en el gasóleo producto.

Recuperación de Azufre: La función principal de este proceso es la recuperación del

azufre de los gases ácidos.

Reformación catalítica. La función principal de este proceso es la obtención de gasolina

reformada de alto octano.

Isomerización de pentanos y hexanos. El propósito de este proceso es incrementar el

índice de octano de la gasolina de carga.

Alquilación. Este proceso se utiliza para la obtención de gasolina (alquilado) de alto

octano.

Craqueo catalítico: El craqueo catalítico es el proceso de la refinería más importante y

más ampliamente utilizado para la conversión de aceites pesados en gasolina y productos

más ligeros.

Reducción de viscosidad. Proceso relativamente moderado de eliminación de carbón, con

el cual se incrementa el rendimiento de destilados intermedios y de destilados ligeros

aunque en menor grado.

I. GENERALIDADES


DIAGRAMA GENERAL DE UNA REFINERÍA

Fig

ura

1.5

Esq

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Ref

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ón

I. GENERALIDADES


1.3.2 PROCESOS QUE INVOLUCRAN VAPOR

Hay un conjunto de procesos que no están directamente implicados en la producción

de combustibles pero que tienen una misión auxiliar. Estos son los sistemas de producción

de vapor, sistemas de refrigeración y otros servicios generales (distribución de corriente

eléctrica, aire de instrumentación, agua potable, agua de servicio contra incendio,

alcantarillas, colectores de residuos, entre otros.) [5].

Los principales procesos que involucran vapor dentro de una refinería se muestran a

continuación:

Destilación combinada primaria y vacío: Aunque normalmente las columnas de

destilación no utilizan hervidores, generalmente se incorporan varios platos por

debajo de la zona de alimentación, introduciéndose vapor por el fondo de la

columna para reducir la presión parcial de los hidrocarburos disminuyendo así la

temperatura requerida para la vaporización como se muestra en la Figura 1.6 y 1.7.

Craqueo catalítico: En el proceso de craqueo catalítico de lecho fluidizado se

emplea un catalizador en forma de partículas muy finas que se comportan como un

fluido cuando se airean con vapor (Figura 1.8).

Unidad de tratamiento de gas con aminas: La unidad de tratamiento de gas con

aminas elimina los gases ácidos (sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono) de las

corrientes gaseosas de la planta de gas. Este proceso utiliza vapor en el fondo del

regenerador (Figura 1.9).

Planta de recuperación de azufre: Para satisfacer las normas sobre medio ambiente,

se debe recuperar al menos 98% del azufre de los gases ricos en sulfuro de

hidrógeno. En este proceso se utiliza una caldera recuperadora de calor para

aprovechar la energía generada en la reacción entre el gas ácido de la planta de

amina, gas amargo del agotador de agua amarga y aire. El vapor producido podrá

ser utilizado en otros procesos (Figura 1.10).

I. GENERALIDADES


Fig

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1.6

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I. GENERALIDADES


Figura 1.7 Unidad de Destilación al vacío

I. GENERALIDADES


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I. GENERALIDADES


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I. GENERALIDADES


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e

II. SISTEMAS DE MANEJO DE VAPOR


CAPÍTULO II

SISTEMAS DE MANEJO DE VAPOR

El vapor de agua es un servicio muy común en la industria, que se utiliza para

proporcionar energía térmica a los procesos de transformación de materias primas a

productos, por lo que la eficiencia del sistema para generarlo, la distribución adecuada y el

control de su consumo, tendrán un gran impacto en la eficiencia total de la planta. Esta

situación se refleja en los costos de producción del vapor y, en consecuencia, en la

competitividad y sustentabilidad de la empresa.

En México, la tercera parte de la energía utilizada a nivel nacional, es consumida

por la industria, y de ésta, cerca del 70% proviene de combustibles fósiles, distribuidos en

la forma siguiente: el gas natural como principal recurso (50%), seguido por el combustóleo

(21%) y el coque (11%). Este requerimiento energético demandado por la industria lo

conforman principalmente los sistemas de combustión directa, como son los calentadores a

fuego directo y calderas, donde estas últimas se utilizan para la generación de vapor, el cual

se requiere para suministrar trabajo mecánico y calor a los procesos [6].

El vapor es generado en una caldera a partir de la utilización de un combustible,

generalmente un derivado del petróleo o biomasa, como medio aportante de energía, para

transformar el agua en vapor a determinada presión y temperatura. Luego de ser generado y

debido a su presión puede ser transportado al equipo o proceso consumidor sin necesidad

de utilizar algún medio mecánico como una bomba.

El vapor también puede ser utilizado para generar trabajo, aprovechando la presión

del vapor generado en la caldera para producir movimiento. Para el primer caso la

aplicación más común es un intercambiador de calor y para el segundo caso una locomotora

(pistón) o turbina de vapor para generar electricidad.

A parte de ser fácil de transportar por medio de una red de tuberías, el vapor es un

excelente medio de transporte de energía, aunque también presenta algunas limitantes como

la generación de condensado en las redes, en muchas ocasiones con problemas de

corrosión.



Adicionalmente el agua con que se genera el vapor debe presentar determinadas

características en cuanto a calidad, siendo necesario adecuarla utilizando sustancias

químicas.

Cuando se estudian sistemas donde se utiliza vapor es indispensable conocer la

manera como este se usará, es decir, emplearlo como medio de transporte de energía de un

lugar a otro, o para producir trabajo. También es necesario conocer el tipo de caldera en la

que se produce el vapor.

2.1 DESCRIPCIÓN DE UN SISTEMA DE VAPOR

La Figura 2.1 muestra un sistema de generación y distribución de vapor cuyas partes

principales se describen a continuación [7].

Figura 2.1 Sistema de Generación y Distribución de vapor

Un sistema típico de vapor está constituido por tres secciones, las cuales conforman

un ciclo. La primera sección corresponde a la Generación. Durante esta etapa, en la caldera,

se aplica calor al agua de alimentación para elevar su temperatura. Después de que el agua

se ha evaporado, pasa a la segunda etapa del ciclo de vapor: Distribución. Esto es

simplemente el movimiento del vapor de agua en un sistema cerrado a su punto de

consumo. Finalmente la tercera y última sección que completa el ciclo de vapor es el

Retorno del condensado.



2.1.1 CARACTERÍSTICAS DEL AGUA DE ALIMENTACIÓN PARA LA

CALDERA

La calidad del agua de alimentación a la caldera repercute directamente sobre el

buen funcionamiento de la misma, así como sobre la vida de muchos de los elementos que

forman el equipo generador de vapor.

Control de la calidad del agua:

A continuación se presentan las variables más importantes que se deben de controlar

en el agua de la caldera:

Concentración de gases no condensables

Sólidos disueltos totales (STD)

Dureza

PH

Alcalinidad

Conductividad eléctrica

2.1.2 GENERACIÓN DE VAPOR

La generación de vapor corresponde a la primera sección del sistema de vapor, en

donde el equipo clave es la caldera. La función de las calderas es el de producir vapor o

calentar agua a una temperatura superior a la del ambiente y presión mayor a la

atmosférica.

Las calderas forman parte de los equipos más utilizados por la industria y estos son

los responsables del mayor porcentaje de consumo de combustibles; por lo tanto,

mantenerlos trabajando a una buena eficiencia reditúa en beneficios importantes para las

empresas.

En la Figura 2.2 se presenta un diagrama de la caldera en donde se muestra las

corrientes de entrada y de salida tanto de materia como de energía.



Figura 2.2 Entradas y salidas de la caldera

2.1.3 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE VAPOR Y RETORNO DE

CONDENSADOS

El tipo de corrosión más común en estos sistemas es la causada por el dióxido de

Carbono ( . El entra al sistema con el agua de alimentación en forma de sales de

carbonato o bicarbonato (alcalinidad) que cuando se pone en contacto con el agua interior

de la caldera a alta temperatura, estos compuestos se rompen formando dióxido de carbono

que es transportado por el vapor y se absorbe en las tuberías y equipos que forma el sistema

de condensados, transformándose en ácido carbónico ( ) [8].

2.2 CALDERAS

Una caldera es un recipiente cerrado en el cual el agua, bajo presión, es

transformada en vapor por la aplicación de calor. Los recipientes abiertos y aquellos que

generen vapor a presión atmosférica no son considerados calderas. En el quemador la

energía química en el combustible es convertida en calor, y es la función de la caldera

transferir este calor al agua de la manera más eficiente [9].



2.2.1 PARTES PRINCIPALES DE UNA CALDERA

Debido a que cada caldera dispone, dependiendo del tipo, de partes características,

es muy difícil atribuir a todas ellas un determinado componente. Debido a lo anterior se

analizarán las partes principales de las calderas en forma general, especificando en cada

caso el tipo de caldera que dispone de dicho elemento (Figura 2.3)

Figura 2.3 Partes principales de una caldera [10].

Hogar: Es el espacio donde se quema el combustible. Se le conoce también con el

nombre de " Cámara de Combustión". Los hogares se pueden clasificar según:

a) Su ubicación

-Hogar exterior

-Hogar interior

b) El tipo de combustible

-Hogar para combustible sólido

- Hogar para combustible liquido

- Hogar para combustible gaseoso

c) Su construcción.

- Hogar liso

- Hogar corrugado

Puerta del hogar: Como se muestra en la Figura 2.4 es una pieza metálica,

abisagrada, revestida generalmente en su interior con refractario o de doble pared,

por donde se alimenta el combustible al hogar y se hacen las operaciones de control

del fuego. En calderas que queman combustibles líquidos o gaseosos, esta puerta

es reemplazada por el quemador.



Figura 2.4 Puerta del hogar

Parrillas (emparrillado): Son piezas metálicas en forma de rejas, generalmente

rectangulares o trapezoidales, que van en el interior del fogón y que sirven de

soporte al combustible sólido. Debido a la forma de reja que tienen, permiten el

paso del "aire primario" que sirve para que se produzca la combustión. Las parrillas

deben adaptarse al combustible y deben cumplir principalmente los siguientes

requisitos:

- Permitir convenientemente el paso del aire

- Permitir que caiga la ceniza

- Permitir que se limpien con facilidad y rapidez

- Impedir que se junte escoria

- Los barrotes de la parrilla deben ser de buena calidad para que no se quemen o deformen.

- Ser durables.

Cenicero: Es el espacio que queda bajo la parrilla y que sirve para recibir las

cenizas que caen de ésta. Los residuos acumulados deben retirarse periódicamente

para no obstaculizar el paso de aire necesario para la combustión. En algunas

calderas el cenicero es un depósito de agua.

Puerta del cenicero: Accesorio que se utiliza para realizar las funciones de limpieza

del cenicero. Mediante esta puerta regulable se puede controlar también la entrada

del aire primario al hogar. Cuando se hace limpieza de fuegos o se carga el hogar,

se recomienda que dicha puerta permanezca cerrada con el objetivo de evitar el

retroceso de la llama.



Altar: es un pequeño muro de ladrillo refractario, ubicado en el hogar, en el

extremo opuesto a la puerta del hogar y al final de la parrilla, debiendo sobrepasar a

ésta en aproximadamente 30 cm.

Los objetivos del altar son:

- Impedir que al avivar, cargar o atizar los fuegos arrojen partículas de combustibles o

escoria al primer tiro de los gases.

- El altar forma también el cierre interior del cenicero.

- Imprimir a la corriente de aire de la combustión una distribución lo más uniforme posible

y una dirección ascensional vertical en todo el largo y ancho de las parrillas.

Mampostería: Se llama mampostería a la construcción de ladrillos refractarios o

comunes que tienen como objeto:

a) Cubrir la caldera para evitar pérdidas de calor y

b) Guiar los gases y humos calientes en su recorrido

Para que la mampostería sea un mejor aislante se dispone a veces en sus paredes de

espacios huecos (capas de aire) que dificultan el paso del calor. En algunos tipos de

calderas, se ha eliminado totalmente la mampostería de ladrillo, colocándose solamente

aislación térmica en el cuerpo principal y cajas de humos. Para este objeto se utilizan

materiales aislantes tales como lana de vidrio recubierta con planchas metálicas y asbestos.

Conductos de humo: Son los espacios por los cuales circulan los humos y gases

calientes de la combustión. De esta forma se aprovecha el calor entregado por éstos

para calentar el agua y/o producir vapor.

Caja de humo: Corresponde al espacio de la caldera en el cual se juntan los humos

y gases, después de haber entregado su calor y antes de salir por la chimenea.

Chimenea: Es el conducto de salida de los gases y humos de la combustión para la

atmósfera. Además tiene como función producir el tiro necesario para obtener una

adecuada combustión.



Regulador de tiro o templador: Consiste en una compuerta metálica instalada en el

conducto de humo que comunica con la chimenea o bien en la chimenea misma y

que tiene por objeto dar mayor o menor paso a la salida de los gases y humos de la

combustión. Este accesorio es accionado por el operador de la caldera para regular

la cantidad de aire en la combustión, al permitir aumentar (al abrir) o disminuir (al

cerrar) el caudal. Generalmente se usa en combinación con la puerta del cenicero.

Tapas de registro o puertas de inspección: Son aberturas que permiten inspeccionar,

limpiar y reparar la caldera. Existen dos tipos, dependiendo de su tamaño:

- Las puertas hombre (manhole). Por sus dimensiones permite el paso de un hombre al

interior de la caldera.

- Las tapas de registro (handhole). Por ser de menor tamaño sólo permiten el paso de un

brazo.

Puertas de explosión: Son puertas metálicas con contrapeso o resorte, ubicadas

generalmente en la caja de humos y que se abren en caso de exceso de presión en la

cámara de combustión, permitiendo la salida de los gases y eliminando la presión.

Cámara de agua: Es el espacio o volumen de la caldera ocupado por el agua. Tiene

un nivel superior máximo y uno inferior mínimo bajo el cual, el agua, nunca debe

descender durante el funcionamiento de la caldera.

Cámara de vapor: Es el espacio o volumen que queda sobre el nivel superior

máximo de agua y en el cual se almacena el vapor generado por la caldera. Mientras

más variable sea el consumo de vapor, tanto mayor debe ser el volumen de esta

cámara. En este espacio o cámara, el vapor debe separarse de las partículas de agua

que lleva en suspensión- Por esta razón algunas calderas tienen un pequeño cilindro

en la parte superior de esta cámara, llamado " domo" y que contribuye a mejorar la

calidad del vapor.

Cámara de alimentación de agua: Es el espacio comprendido entre los niveles

máximo y mínimo de agua. Durante el funcionamiento de la caldera se encuentra

ocupada por vapor y/o agua, según sea donde se encuentre el nivel de agua (Figura

2.5).



Figura 2.5 Cámara de vapor, agua y alimentación de agua

2.2.2 CLASIFICACIÓN DE LAS CALDERAS

Las calderas se clasifican según diferentes criterios: la disposición de los fluidos, la

configuración, el tipo de combustible que utilizan, el tipo de tiro, el modo de controlar la

operación y el número de pasos como se muestra en la Figura 2.6

Figura 2.6 Clasificación de las calderas [2].

2.2.2.1 POR LA DISPOSICIÓN DE LOS FLUIDOS

En las calderas Acuotubulares (Figura 2.7) el agua circula por dentro de los tubos y

los gases que transfieren la energía al agua se encuentran circundando los tubos. Son de

bajo costo, simplicidad de diseño, exigen menor calidad del agua de alimentación, son

pequeñas y eficientes, pero necesitan mayor tiempo para responder a caídas de presión o

para entrar en funcionamiento. De acuerdo con la presión se pueden subdividir en calderas

de baja presión (0-20 bar), media presión (20-60 bar) y alta presión (60-150 bar).



En las calderas Pirotubulares (Figura 2.8) los gases circulan por dentro de los tubos

y transfieren su energía al agua que circunda los tubos. Pueden ser puestas en marcha

rápidamente, operan a presiones mayores a 20 bar, pero son de mayor tamaño, peso y costo,

además deben ser alimentadas con agua de gran pureza. De acuerdo con la presión se

pueden subdividir en calderas de baja presión (0-4 bar), media presión (4-10 bar) y alta

presión (150-300 bar).

Figura 2.7 Acuotubulares Figura 2.8 Pirotubulares

2.2.2.2 POR SU CONFIGURACIÓN

De acuerdo con la forma en que estén dispuestas se clasifican en Verticales y

Horizontales. Generalmente las calderas verticales presentan eficiencias menores a las de

configuración horizontal, debido a que la temperatura de los gases es alta.

2.2.2.3 POR EL TIPO DE COMBUSTIBLE

De acuerdo con el tipo de combustible las calderas se clasifican en las que utilizan

combustibles sólidos, como carbón, bagazo o material vegetal. Estas son complejas de

operar por la forma de alimentar el carbón, generan cenizas y suciedad y son de difícil

control de la combustión. Su principal ventaja es que los combustibles son de bajo precio o

en algunos casos gratis, por tratarse de subproductos de un proceso como por ejemplo el

bagazo de caña de azúcar en la industria azucarera. Las de combustible líquido utilizan

crudos livianos o pesados que deben ser atomizados para facilitar la mezcla con el aire al

momento de darse la combustión.



Las calderas de combustible gaseoso como gas natural son de fácil control de

combustión y requieren menos frecuencia de mantenimiento, pero generalmente son más

costosas de operar por el costo del combustible, además requieren mayores cuidados por

tratarse de combustibles bastante explosivos. Su transporte se realiza por la propia presión

del sistema lo que evita la presencia de piezas o elementos en movimiento.

2.2.2.4 POR EL TIRO

De acuerdo con la forma como ingresa el aire de combustión y la salida de los gases

a las calderas se clasifican en las de tiro natural (Figura 2.9), en las que la entrada y salida

del aire de combustión y los gases no son asistidas por ventiladores, sino que el flujo de

ellos se da por circulación natural debido a la diferencia de densidad de estos fluidos.

Las presurizadas (Figura 2.10), son aquellas que tienen un ventilador de tiro forzado

para inyectar el aire de combustión al hogar, pero los gases producto de la combustión salen

por la presión generada en el hogar.

Las de tiro equilibrado (Figura 2.11) son aquellas que tienen un ventilador de tiro

forzado que inyecta aire de combustión y un ventilador de tiro inducido que extrae los

gases de combustión de la cámara, manteniendo la presión del hogar ligeramente negativa

(presión de succión).

Figura 2.9 Tiro natural Figura 2.10 Tiro Presurizado

Figura 2.11 Tiro equilibrado



2.2.2.5 POR EL MODO DE CONTROLAR LA OPERACIÓN

De acuerdo con el tipo de control y la manera como se suministra el combustible las

calderas pueden ser de tipo manual, semiautomático y automático. En las de tipo manual

(Figura 2.12) la alimentación de carbón es realizada por un operario de forma irregular de

acuerdo con la señal de presión de la caldera, es decir cuando la presión cae más allá de un

valor mínimo determinado, indica que la planta está demandando vapor y que requerirá

alimentación de combustible para mantener la presión de operación del sistema. El control

sobre la combustión es casi nulo y generalmente presentan baja eficiencia térmica.

Las de tipo semiautomático (Figura 2.13), requieren la asistencia de un operario

para alimentar tolvas, estas a su vez entregan a la caldera el combustible de acuerdo a la

demanda de vapor de los procesos productivos. Presentan mejor eficiencia térmica que la

manuales, pero requieren una mayor inversión inicial.

Las de tipo automática (Figura 2.14), en operación normal no requieren de la

asistencia de operarios.

Figura 2.12 Tipo Manual Figura 2.13 Tipo semiautomático

Figura 2.14 Tipo automático



2.3 CALDERAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA

Las calderas utilizadas en la industria de la refinación de petróleo son de tipo

pirotubulares las cuales suministran aproximadamente de 200 ⁄ a 300 ⁄ de

vapor con una eficiencia del 85%-89% de acuerdo a la ASME Power test code, Código

PTC para pruebas de potencia en unidades de generación de vapor, y eficiencia en calderas

de Council of Industrial Boiler Owners, Energy Efficiency Handbook (Anexo A Calderas

instaladas en Pemex Refinación) [11].

A pesar del uso de combustibles convencionales, como carbones, fuel-oil o gas

natural, la industria de la refinación de petróleo en México se ha preocupado por el uso de

calderas que utilicen diversos combustibles alternativos como hullas, lignitos, antracita,

coque, residuos forestales, residuos urbanos e industriales, gases pobres y muchos otros

subproductos que aseguran tener una fuente de energía segura y económica [12].

Es así que las calderas instaladas en las refinerías del país emplean distintas calderas

que se ajustan a las condiciones de vapor demando siguiendo las normas de protección al

medio ambiente [13].

III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)


CAPÍTULO III

METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR

(CALDERAS)

Por definición y en forma general, una auditoría energética proporciona un

diagnóstico del estado energético de un equipo, un proceso, una planta e incluso una

perspectiva industrial de un país. El objetivo de la auditoría energética es determinar cuanta

energía se suministra, cuanta es teóricamente necesaria, cuanta en realidad se utiliza o se

transforma en trabajo y cuánta se desperdicia, detectando donde, como y cuanto se

consume con el fin de implantar medidas de corrección, control y comparación, que

permitan el uso eficiente de la energía.

Para lograr el objetivo anterior, el consumo óptimo de la energía resulta de una serie

de estudios basados en balances de materia y energía (de exergía principalmente), análisis

entálpicos y entrópicos y, en algunos casos, de simulaciones de proceso.

3.1 TIPOS DE AUDITORÍAS

Una regla general es que una auditoría energética provee de beneficios adicionales

para cualquier planta construida 5 o más años antes, cuando la Ingeniería Económica no

tenía el impacto que obtiene hoy en día [14]. La Auditoría puede ser de tres tipos:

Auditoría de Primer Grado:

Consiste en la inspección visual del estado de conservación de las instalaciones y en

el análisis de los registros de operación y mantenimiento que rutinariamente se llevan en

cada instalación. Al realizar este tipo de auditoría se deben anotar los detalles que se

detectan a simple vista y se consideran como desperdicios de energía, como fugas de vapor,

falta de aislamiento, mala combustión, equipos que operan innecesariamente, entre otros.

En este tipo de auditoría no se buscar efectuar un análisis exhaustivo del uso de la energía,

sino detectar las posibilidades de ahorro de aplicación inmediata y de nula o baja inversión.

Auditoría de segundo grado:

También se conocen como auditoría de campo y es más completa que la anterior, ya

que en ella se incluye información sobre el consumo de energía por cada actividad; así



como individualmente por equipo. Con los datos obtenidos se elaboran balances de materia

y energía evaluándose la eficiencia con la que se usa la energía en las áreas sustantivas.

Para realizar este tipo de auditoría es conveniente contar con la adecuada instrumentación y

control para comparar los valores de diseño y determinar las variaciones en la eficiencia;

sin embargo es conveniente mencionar que en caso necesario pueden efectuarse

estimaciones basadas en cálculos de ingeniería.

Auditoría de tercer grado:

Este tipo de auditoría requiere un estudio más profundo de las condiciones de

operación y una base de datos más precisa, por lo que no se pueden admitir estimaciones

por falta de instrumentación.

Se requiere un análisis más exhaustivo, con la información completa de flujo de

balances de materia y energía, propiedades y condiciones de operación de las diferentes

corrientes. En esta auditoría es común el uso de toda la instrumentación en simuladores de

proceso con el fin de analizar la interrelación de equipos y procesos, y de evaluar los

efectos de los cambios de condiciones de operación en el consumo específico de energía.

Una vez identificados los potenciales ahorros energéticos y las fuentes de

desaprovechamiento, corresponde desarrollar una etapa en la que se proponen las diferentes

soluciones para corregir las desviaciones encontradas. Así se puede establecer un programa

de actividades en las que se distinguen las de carácter inmediato a corto, mediano y largo

plazo [15] [16].

En la Tabla 3.1 se mencionan las principales características de cada uno de los tres

tipos de auditorías. Los objetivos y los alcances se muestran en la Tabla 3.2 y se enlistan

los principales resultados obtenidos en la Tabla 3.3.

Cuando se desea aplicar una auditoría es importante planear con anticipación las

principales actividades a desarrollar, las áreas que se desean cubrir, las reuniones de

compendio, entre otros. En resumen elaborar un programa de auditoría que garantice el

orden, comunicación y el abarcar todas las áreas de consumo energético.



La fijación de indicadores es una herramienta de comparación necesaria que permite

saber si los consumos energéticos de las calderas se han visto reducidos o si pueden

reducirse aún más, sin el cambio en las condiciones de operación del sistema.

El objetivo de la auditoría en calderas es el de examinar las condiciones existentes

del quemador, hogar, sistemas de evaporación y las condiciones de la combustión para

detectar y eliminar las obvias fuentes de ineficiencia. El diagnóstico puede servir para la

preparación de programas más ambiciosos de mejoramiento de la eficiencia a través de las

modificaciones de operación y/o la adición de equipo recuperador de calor.

Tabla 3.1 Tipos de Auditoría

Características TIPO DE AUDITORIA

Primer Grado Segundo Grado Tercer grado

Objetivo Inspección y Registro Cuantificar Ingeniería

Alcances Enfatizar costos Incluir bases de Cálculo Constituir planes

Grupo auditor 3 Auditores incluyendo al

Ing. de planta.

4 Auditores incluyendo

un consultor.

4 Auditores incluyendo 2

consultores.

Duración 1 día. de 3-5 días de 4-16 semanas

Frecuencia Cada 6-12 meses Una cada año Cada 3 años

Costo/Beneficio 1/4.3 1/4.9 1/1.7

Preparación Visitas pre-auditoría no

necesaria.

Visitas pre-auditoría y

asambleas de lo que se va

a hacer.

Visitas pre-auditoría y

esquemas de lo que se va

a hacer.

Programa Frecuentemente por área. Reuniones de apertura y

clausura. Reuniones semanarias.

Reporte

Lista de descubrimientos

esperado una semana

después de la auditoría.

Costos base, esperado un

mes después de la

auditoría.

Sugerencias en

Ingeniería, esperado tres

semanas después de la

auditoría.

Aplicación de

Resultados

Define funciones de

responsabilidad.

Establece el

cumplimiento del

programa de

Administración

Energética.

Define completamente el

programa del Proyecto.



Tabla 3.2 Objetivos y Alcances

TIPO DE AUDITORIA

Primer grado Segundo grado Tercer grado

Objetivo

Revisar más áreas

energéticas y encontrar

nuevas oportunidades de

ahorro.

Identificar y cuantificar

mayores oportunidades de

ahorro energéticos.

Define, cuantifica, idea y

asigna prioridades para

todas las oportunidades de

ahorro.

Contabilizar el 70% de la

energía usada.

Cuantificar el 85% de la

energía usada.

Cuantificar el 90% de la

energía usada.

Obtener información

inmediata de la auditoría.

Obtener información más

detallada a la auditoría.

Grupo de proyectos sin

costo, y energía usada.

Alcances

Grupo de proyectos que

pueda profundizar de

inmediato y que requiere

de aprobación de alto

nivel.

Grupo de Proyectos cuya

naturaleza requieran

capital.

Desarrollar cálculos

detallados de ingeniería y

determinar el consumo de

energía y costos.

Poner de relieve costos de

energía totales e incentivos

económicos.

Perfilar nuevos caminos

en programas de

administración energética.

Establecer la necesidad e

iniciar planes de

capacitación.

Incluye recomendaciones

generales que involucran

todos los componentes del

proceso productivo.

Instituir y afinar los

detalles sin costo con

supervisores de

departamento de manera

inmediata.

Instituir recomendaciones

sin costo y con poca

inversión.

Tabla 3.3 Aplicación

TIPO DE AUDITORIA

Primer grado Segundo grado Tercer grado

Aplicación

Determina e informa

claramente y da

recomendaciones dentro de

un inventario (programa).

Determina e informa

responsabilidades de función y

establece un programa

detallado para proyectos de

capital.

Asigna el tipo de personal

para cada proyecto generado

en las recomendaciones.

Instituye la selección,

puesta en marcha y

mantenimiento de detalles

en ahorro energético.

Define necesidades de capital

para los siguientes dos años.

Determina programas

completos para posteriores

proyectos.

Decide cuándo y la

necesidad de una auditoría

de segundo o tercer grado.

Establece la frecuencia de

visita con un reporte de

sistema.

Define e informa las

necesidades de capital para

los siguientes 5 años.



3.2 METODOLOGÍA DETALLADA PARA REALIZAR AUDITORÍAS

ENERGÉTICAS

A continuación se presenta una metodología para realizar, en forma general una

auditoría energética [17].

1. Reunión de las partes que intervendrán en la auditoría.

Los temas a tratar serán:

a) Intención, alcance, objetivos.

b) Entrenamiento sobre los procesos de la auditoría.

c) Desarrollo de los criterios para la auditoría.

d) Selección de los sistemas en los que se pretenda realizar la auditoría.

2. Auditorías preliminares.

a) Realizar visitas de campo.

b) Análisis de los indicadores representativos para conocer en forma realista los usos

de la energía.

c) Estimación del potencial de ahorro a través de los indicadores anteriores por equipo

o sistema generador de vapor.

3. Auditoría Energética detallada: procesos claves intensivos en el uso de la energía.

4. Realización de la auditoría energética.

5. Identificación de las principales pérdidas.

6. Identificación de las opciones para ahorrar energía; tamaño y estimación del costo

de equipo.

7. Estimación de los ahorros de energía por año para cada opción.

8. Cálculo de la amortización de la inversión.

9. Verificar si el ahorro logrado es útil, sino es así repetir las etapas 6, 7 y 8.

10. Selección del sistema propuesto con mejor tasa de retorno de la inversión.

11. Jerarquización de los proyectos por monto del capital de inversión disponible.



12. Eliminación de los proyectos no justificables económica y técnicamente que no

reúnan una tasa interna de retorno mínima.

13. Clasificación de los proyectos económicamente factibles para todas las Auditorías

realizadas por el tipo de la tecnología utilizada.

14. Estimación de los tiempos para las inversiones y los ahorros de energía.

15. Impacto de las medidas tomadas.

16. Identificación del impacto de la conservación de energía en diferentes escenarios.

3.3 INSPECCIÓN DE LA CALDERA

Un aspecto importante a considerar y que esta aunado con la reducción en los

requerimientos de exceso de aire, es la reducción en las emisiones de óxidos de tipo ,

por lo que además de mejorar la eficiencia global de la caldera, se pueden conseguir

lineamientos que permitan la operación del sistema de acuerdo a las condiciones

ambientales de la localidad en el que esté la planta.

Aun cuando el equipo de la caldera se encuentre en malas condiciones de operación,

pueden lograrse condiciones “mejoradas” y la reducción en las emisiones de pueden

encontrarse bajo estos procedimientos de la inspección en las calderas. Sin embargo los

mejoramientos en la eficiencia de la caldera bajo un estado deteriorado del equipo pueden

ser menores si se encuentran en las apropiadas condiciones de trabajo. Para obtener los

máximos ahorros del combustible y las más bajas emisiones por la chimenea, es necesario

que sea examinada la condición de la caldera antes de realizar la auditoría y que sean

hechos los trabajos de mantenimiento correspondiente.

Algunos de los aspectos más comunes de inspección en calderas son:

3.3.1 QUEMADORES

Cuando se quema el aceite para producir el calor en la caldera, debe asegurarse de

que el atomizador es del diseño y tamaño apropiados para el tipo de aceite combustible y la

geometría del quemador. Los pasajes del aceite y los orificios del quemador deben ser

examinados por excesiva erosión y los depósitos de carbón deben ser eliminados para

asegurar un correcto flujo del combustible.



También deberán observarse las temperaturas en el quemador para saber si se está

trabajando a los niveles correctos de operación. Los difusores del quemador deberán ser

inspeccionados para asegurarse de que no se encuentren rotos y que estén apropiadamente

localizados con respecto al aceite combustible. El refractario del quemador debe estar en

buenas condiciones de tal forma que no se tengan fugas de calor.

Cuando se utiliza gas natural como combustible, conviene la inspección de los

orificios de inyección del gas y deberá verificarse que estos orificios no estén tapados. Los

filtros y las trampas de humedad deben estar limpios para prevenir el taponamiento en los

orificios del quemador.

Los componentes de los quemadores de carbón pulverizado, tales como los

pulverizadores, alimentadores, transportadores y los ductos de aire primario/secundario

deben trabajar adecuadamente. Todas las tuberías de carbón no deben de contener

depósitos, por lo que sería favorable su limpieza periódica.

3.3.2 CONTROLES DE COMBUSTIÓN

Todas las válvulas del combustible deberán ser inspeccionadas para verificar su

adecuado funcionamiento a la vez de asegurar que sus partes internas se encuentren

limpias. También deberán ser adecuadas las presiones en el suministro del combustible, así

como los reguladores de presión, para encontrar las presiones de salida de acuerdo a los

diversos tipos de velocidad de la combustión. El vapor de atomización o los sistemas de

aire de alimentación deberán desarrollar los flujos correctos de operación. Deberán ser

corregidos los elementos de control los cuales puedan fallar de acuerdo a las demandas de

vapor. Todos los manómetros deben de estar calibrados e identificados para prevenir que

ocurran problemas en la operación que ocasionen malas lecturas.

Hogar:

Es necesaria la inspección de las superficies de los tubos del lado de la caldera, para

prevenir los depósitos de incrustaciones que originarían problemas de operación. Esta

inspección es la más importante ya que repercute directamente en la eficiencia de la

caldera. Las malas condiciones de la combustión pueden ser las causas de los problemas

dados por los depósitos de la caldera, pero la correcta operación de los sopladores de hollín



deberá revisarse. La limpieza periódica de la superficie de los tubos puede ser una solución

práctica cuando los quemadores y los sopladores no estén trabajando en buena forma.

Deberán ser reparadas las fugas en los pasajes del gas en la caldera. El aislamiento y

los ladrillos refractarios deben ser cambiados si estos se encuentran fracturados. Las

observaciones de la apariencia de la flama es una parte esencial de la inspección o chequeo

de la caldera. Esta provee de una idea del funcionamiento del quemador, situación de las

paredes del hogar y los pasos de convección.

3.3.3 APARIENCIA DE LA FLAMA

La apariencia de la flama puede proveer de una buena indicación preliminar de las

condiciones de la combustión. Es difícil generalizar las características de una buena flama

ya que existe una cierta preferencia del operador y variaciones debido al diseño del

quemador. Son deseadas flamas cortas, brillantes y con alta turbulencia para combustibles

líquidos o de carbón pulverizado. Para combustible tipo gas se han encontrado flamas

azuladas y casi invisibles. Sin embargo la operación con bajas emisiones de óxidos de

nitrógeno ( a niveles reducidos de aire pueda dar como resultado una diferente

apariencia de la flama. También se desea la estabilidad de la flama en el quemador y una

mínima vibración del hogar. Una buena apariencia de la flama se encuentra con altos

niveles de operación de exceso de aire, más altos que el necesario por condiciones de

seguridad y de limpieza de la combustión.

Cuando la combustión se lleva a cabo con los más bajos niveles de aire, aproximadamente

se libera la misma cantidad de energía para una cantidad dada de energía calorífica de

entrada del combustible. Sin embargo este proceso puede tomar un largo periodo de tiempo

y requerir de un mayor volumen del hogar, antes de que el combustible sea completamente

quemado. El resultado de la combustión con bajo nivel de aire es una flama que puede tener

las siguientes características típicas:

a) Flamas que crecen en volumen y llenan más completamente el hogar.

b) Flamas que exhiben una floja apariencia remolinada. En lugar de intensidad, y de

flama altamente turbulentas, las flamas de bajo oxígeno parecen fluir más bajas a

través del hogar.



c) El color global de la flama puede cambiar cuando se reducen los niveles de aire. Las

flamas de gas natural llegan a ser más visibles o luminosas con partes amarillentas.

En cambio las flamas en donde se queman combustibles líquidos y sólidos, pueden

tener un color amarillo más obscuro, con respecto al anterior e incluso pueden ser

anaranjadas.

Estas características son contrarias a las condiciones de la flama tradicionalmente

deseadas por los operadores de la caldera para lograr un proceso de combustión limpio.

Mientras eso quizá parezca en desacuerdo, pueden encontrarse todavía, condiciones

seguras, integridad y bajas emisiones de óxidos de nitrógeno ( con la combustión con

bajo nivel de aire. También debe ser mencionado que, en muchos casos, la combustión con

un bajo nivel de aire, no produce necesariamente algún cambio drástico en la apariencia de

la flama.

3.3.4 MONITOREO DE LA CHIMENEA

Como se describió previamente, la apariencia de la flama puede cambiar con la

operación de bajas emisiones de óxidos de nitrógeno . La instrumentación de la

caldera y la chimenea deberán observarse cuidadosamente mientras se hacen las

correcciones necesarias. Si se tiene alguna duda, se deben verificar siempre los

combustibles no quemados monóxido de carbono ( ) en los gases de combustión. La

conducción de estas inspecciones puede requerir de una energía adicional así que los

controles y la instrumentación, la apariencia de la flama y las condiciones en la chimenea

deben ser monitoreados simultáneamente durante los ajustes. Todo el personal deberá estar

altamente familiarizado con los objetivos de esta inspección e instruido totalmente sobre su

participación en la prueba.

3.4 TOMA DE DATOS

Para obtener el máximo beneficio de la inspección de la caldera, deberán ser tomados

todos los datos que involucren las condiciones de mejoramiento de la caldera. El registro

permanente de las condiciones de operación de la caldera y de las mediciones en la

chimenea no solamente documentará la eficiencia y las características de las emisiones de



la caldera, sino que habilitarán las comparaciones futuras para ayudar a diagnosticar algún

problema relativo a la eficiencia o a las emisiones contaminantes. Los datos de las pruebas

deberán registrarse en hojas de datos preparadas para este fin, las cuales deben incluir las

siguientes consideraciones:

1. Identificación de la caldera, tipo de combustible, fechas de las pruebas y los

nombres del personal de operación.

2. Condiciones de vapor, agua de alimentación y flujos del combustible (velocidades

de flujo, presión, y temperatura) para documentar la velocidad de combustión en la

caldera y la generación de vapor.

3. Posición del control de la combustión y localización de los quemadores.

4. Presiones y temperaturas en el hogar, y ajustes de la válvula de mariposa en la

chimenea.

5. Mediciones en la chimenea: Dióxido de carbono ( , Monóxido de carbono

( ), Óxidos de nitrógeno ( , humos, temperatura).

6. Todos los comentarios relevantes sobre la apariencia de la flama, condiciones

anteriores y del hogar.

7. Registro de cualquier cambio, nuevos y permanentes, hechos a los controles de la

combustión o localización de los quemadores.

Las lecturas actuales dependerán de la instrumentación disponible un ejemplo de una

toma de datos se muestra en la figura en la Tabla 3.4, pero podrán hacerse las adiciones o

cambios que sean necesarios para cada caldera en particular.

Las lecturas deben registrarse solamente después de que se ha llegado a las condiciones

de régimen estacionario de la caldera. Esto es indicado usualmente en la temperatura de la

chimenea, combustible de entrada, condiciones de vapor (presión, temperatura y nivel en el

tambor). Las lecturas de exceso de oxígeno en la chimenea son una buena indicación de los

flujos estables de aire y de combustible.



Tabla 3.4 Hoja de Datos de monitoreo de la caldera

Planta____________________________ Hecho por______________

Caldera No. ___________________ Tipo de combustible___________________

Prueba No.

Tiempo (s)

Flujo de vapor (kg/hr)

Presion vapor (bar)

Temperatura de vapor (°C)

Flujo de combustible (kg/hr)

Presión del combustible (bar)

Temperatura de combustible (°C)

Presión de atomización (bar)

Temperatura del aire de combustión (°C)

Temperatura de gases de combustión (°C)

Presión de hogar (m.c.a.)

Presión de la chimenea (m.c.a.)

Colocación del ventilador

Colocación del registrador de aire

Posiciones del quemador

Densidad de los humos

O2

CO ppm

NOx, ppm

Apariencia de flama

Notas:

Es muy deseable que estas pruebas se efectúen a presiones normales de vapor. Esto

asegurará que las temperaturas en la chimenea y del hogar sean representativas de las

condiciones normales de operación. Ya que será necesario controlar, manualmente, la

velocidad de la combustión de la caldera durante las pruebas o tomas de datos para obtener

las condiciones estables, esto puede traer algunos problemas en satisfacer la demanda de

vapor. Si se dispone de capacidad alternativa de generación de vapor, la carga de otras

calderas deberá modularse para mantener las presiones constantes. Cuando esto no es

posible, puede ser necesario hacer provisiones de descargas innecesarias de vapor o

interrumpir temporalmente el proceso de la planta.



El objetivo del monitoreo es el de documentar las desviaciones de la operación deseada

de la caldera como una función del tiempo.

Si el control maestro de la caldera se coloca en la operación manual, la razón de

aire/combustible estará dada por el sistema de control de la misma. El funcionamiento del

generador de vapor bajo estas condiciones indicará la desviación de la razón deseada e

aire/combustible de otras desviaciones de operación. El ajuste manual de la razón

aire/combustible al nivel deseado puede originar una segunda fuente de datos; la cual

representa las desviaciones en la operación atribuibles a otras fuentes que la de la razón

aire/combustible, tales como limpieza de la superficie de transferencia de calor, mamparas

de la caldera, etc.

Las lecturas actuales a ser tomadas y la frecuencia con la que son hechas están

determinadas por el tamaño y la complejidad del equipo y de la energía que requiera el

aparato para la toma de las lecturas. Una práctica usual es la de registrar los datos por hora

para checar el funcionamiento general.

La información relacionada con la eficiencia de la caldera, la cual debe ser incluida en

la bitácora del operador es la siguiente:

1. Datos generales de entrada y salida.

a) Flujo de vapor, presión.

b) Temperatura del vapor sobrecalentado.

c) Temperatura del agua de alimentación.

2. Datos del sistema de combustión.

a) Tipo de combustible.

b) Velocidad del flujo de combustible.

c) Presión de suministro del aceite o gas.

d) Presión en los quemadores.

e) Temperatura del combustible.

f) Posición de los reguladores en el quemador.

g) Aire secundario de los quemadores.



3. Indicación del flujo de aire.

a) Entrada del precalentador de aire.

b) Oxígeno en los gases de chimenea.

4. Gases de combustión y temperatura del aire.

5. Indicación de combustibles no quemados.

a) Medida de monóxido de carbono ( .

b) Apariencia de los gases de la chimenea y apariencia de la flama.

6. Presiones del aire y de los gases de la combustión.

7. Condiciones anormales.

a) Fugas de vapor.

b) Vibración o ruidos anormales.

c) Mal funcionamiento del equipo.

d) Excesiva agua de alimentación.

8. Operación del sistema de purga.

La operación de una caldera puede realizarse por dos métodos. El método directo mide

la eficiencia de la caldera y para lograrlo las medidas deben determinar las entradas y

salidas de los flujos de agua y combustible. Por otro lado, método indirecto mide la

eficiencia de la combustión y es necesario obtener un análisis tanto del combustible como

de los gases de combustión a la salida de la chimenea.

3.4.1 PROCEDIMIENTO DE PRUEBA POR EL MÉTODO DIRECTO

La caldera deberá probarse a diferentes velocidades de flujo de vapor contra el

rango en el cual la caldera es operada. Las velocidades de flujo entre pruebas sucesivas

deberán variar cerca del 10% de su capacidad. Se recomienda el siguiente procedimiento de

prueba:

1. Instalar instrumentos calibrados (Figura 3.1 Instalación la cual no requiere de paros

en la caldera).

2. Operar la caldera por una hora a la carga deseada antes de empezar la prueba.



3. Marcar el nivel de agua de la caldera.

4. Lectura de las variables de operación de la caldera por, aproximadamente una hora.

5. Parar la prueba cuando el nivel de agua se encuentre en la misma posición.

Figura 3.1 Instrumentación para calcular la eficiencia de la caldera por el método directo

3.4.2 PROCEDIMIENTO DE PRUEBA POR EL MÉTODO INDIRECTO

Tal como el método directo, la caldera debe ser probada a varias condiciones de la

carga contra el rango de operación cuando se aplica este método. Es recomendado el

siguiente procedimiento de prueba:

1. Instalar instrumentos calibrados

2. Operar la caldera a la carga especificada, por aproximadamente una hora.

3. Hacer análisis Orsat de los gases de salida de la caldera.

4. Tomar una muestra de combustible (el cual deberá estar de acuerdo con los

procedimientos recomendados por el análisis en el laboratorio) y medir la

temperatura y composición química de este.

5. Registro de los datos.

a) Temperatura de entrada del aire, presión y humedad relativa.

b) Temperatura y composición de los gases de combustión.

c) Composición química del combustible.



Las velocidades de flujo y las temperaturas deberán ser constantes durante la prueba. La

Figura 3.2 se refiere a la instrumentación requerida por el método indirecto.

Figura 3.2 Instrumentación para calcular la eficiencia de la caldera por el método

indirecto

3.5 MÉTODOS DE MEDICIÓN, APARATOS Y TÉCNICAS

A continuación se presentan los métodos para determinar la razón de aire

combustible de un proceso de generación de vapor y de su ajuste para su operación óptima.

3.5.1 MÉTODOS PARA DETERMINAR LA RAZÓN DE AIRE/COMBUSTIBLE

Las tres maneras básicas en determinar la razón de aire/combustible del proceso de

combustión son:

1. Encontrar el flujo de aire y de combustible en cada quemador, individualmente.

2. Análisis de los productos de la combustión y los combustibles.

3. Observación visual de las características de la flama.

Dadas las variaciones en el equipo, procesos y controles, ninguno de estos métodos es

aplicable para todos los ajustes. Como se muestra a continuación la determinación más

típica de la razón de la combustión será hecha con la combinación de estos tres métodos.



Conocer los flujos de aire y de combustibles puede ser ajustada en cada quemador de un

sistema de múltiples quemadores. Por ejemplo, el ajuste individual de los quemadores no

contabiliza las fugas de aire al hogar a través de las puertas y aberturas. De aquí que

después de colocar todos los quemadores para trabajar en condiciones estequiométricas, el

oxígeno puede existir todavía en los productos de la combustión como resultado de la

infiltración de aire en el hogar.

También esta técnica requiere de medidores individuales de aire y combustibles, así

como válvulas en cada quemador y estos no son incluidos siempre como una parte integral

del sistema. La adición de estos medidores puede ser un poco caro y difícil. Finalmente,

esta técnica asume la combustión completa en el quemador.

El método más económico y formal de la determinación de la razón de la combustión

de un sistema completo, es el de analizar los productos de la combustión. Esta técnica

envuelve la medición cuantitativa de un o más productos de la combustión. Esta medida

puede ser usada para determinar la razón de cambio de aire/combustible del proceso

completo de la combustión.

3.5.2 MEDICIÓN DE FLUJO

Los aparatos más comunes de medición son los medidores de obstrucción, rotámetros y

medidores de cantidad. Los rotámetros son los medidores más frecuentemente utilizados

para medir flujos líquidos y gaseosos pero pueden utilizarse en flujos de gases. Las partes

esenciales del rotámetro son el flotador y el tubo en el cual el flotador se mueve libremente.

3.5.3 MEDICIÓN DE LOS PRODUCTOS DE LA COMBUSTIÓN

Ya que el análisis de los productos de la combustión es el método principal para

determinar la razón de la combustión, es importante conocer y entender el significado de

los productos de la combustión. La combustión perfecta produce dióxido de carbono

nitrógeno y vapor de agua. También existen en los productos de la combustión una

pequeña cantidad de oxígeno libre.

Midiendo el porcentaje de oxígeno en los gases de combustión también engloba los

ajustes que sean hechos en condiciones relativamente seguras de la combustión, donde no



se encuentran presentes combustibles. La ausencia de oxígeno en los productos de la

combustión no significa condiciones estequiométricas.

La situación ideal sería la de medir, cuando menos, dos constituyentes de los

productos de la combustión. Esto permitiría las indicaciones inmediatas y exactas de las

razones de aire/combustible que se están utilizando. Sin embargo ya que las instrucciones

para un ajuste general pueden llevarse a cabo con un mínimo equipo de medición. Se

sugieren los sistemas descritos en la Tabla 3.5.

Tabla 3.5 Sistemas de medición

SISTEMA DE

MEDICIÓN VENTAJAS DESVENTAJAS

Medir solamente oxígeno

Muy aplicable porque

solamente se necesita

instrumento y bajo nivel

de oxígeno indica la

razón adecuada de

aire/combustible.

No son definidas las

condiciones

subestequiométricas.

Medir oxígeno y

combustibles totales

Más preferible porque

hay un instrumento que

mide el oxígeno y

combustibles. Esto

define el rango total de la

combustión.

Medir oxígeno y dióxido

de carbono

Define el rango entero de

la combustión. Se requieren dos instrumentos.

Medir oxígeno y monóxido

de carbono

Define el rango entero de

la combustión. Se requieren dos instrumentos.

Medir solamente dióxido

de carbono

Se requiere solamente un

instrumento.

Información particular del

combustible y el equilibrio de

los productos de combustión

definirán el clima de la

reacción.

3.5.4 APARATOS USADOS EN LAS MEDICIONES

Se encuentran disponibles un gran número de instrumentos para medir los productos

individuales de la combustión. El rango de aparatos va desde un detector de tubos de

prueba, hasta los complejos sistemas de cromatografía de gases. Esta sección describe los

pocos aparatos que se consideran los mejores para medir los constituyentes de los

productos de la combustión en las calderas industriales hoy en día.



Los aparatos listados en la Tabla 3.6 son considerados como los más aplicables para

las mediciones requeridas en los ajustes de la razón aire/combustible.

Tabla 3.6 Aparatos de medición

Aparato Mide Características

Analizador Orsat

, , y

( por

diferencia)

Absorción selectiva de

constituyentes individuales por

reacción química.

Probador de calor , % combustible.

Mide oxígeno por el principio de

reacción electroquímica y

combustibles por combustión

catalítica de la muestra con aire.

Analizador de

oxígeno

Mide oxígeno por principios

electroquímicos.

analizador de

infrarrojos , y

Mide la cantidad de absorción de

radiación infrarroja por un gas en

particular, la absorción es

proporcional a la cantidad de gas.

Absorción de gases o

Trabaja sobre el mismo principio

que el Orsat excepto que

solamente un gas, ya sea u

es medido en una unidad alta.

Un Orsat consiste de una serie de 5 tubos de vidrio que contienen compuestos

químicos que absorben de forma selectiva monóxido de carbono ( , dióxido de carbono

( ) y oxígeno ( ). El hidrógeno ( y el metano ( son determinados por la

combustión controlada de combustibles remanentes con una cantidad medida de oxígeno y,

subsecuentemente, por absorción. El muestreo para el análisis Orsat no es continuo, por

ejemplo un determinado volumen de los gases de combustión es analizado completamente

antes de que sea hecho otro muestreo. La operación es completamente manual y la

exactitud depende de la medida cuidadosa del volumen del gas.

Un operador bien entrenado, usando técnicas de sonido puede obtener análisis

repetitivos y exactos. El mantenimiento es despreciado generalmente pero los compuestos



químicos deben ser reemplazados periódicamente y es requerida una fuente de oxígeno para

la determinación de hidrógeno y metano.

El probador de calor consiste de dos sistemas individuales de medición. Un sistema

mide el oxígeno libre en la muestra con un medidor de dos escalas, una que va de 0-5 % y

de 5-21% de oxígeno. El otro sistema mide los combustibles totales en la muestra. De los 5

aparatos considerados, el probador de calor se encuentra en un costo intermedio.

Los analizadores de oxígeno miden la cantidad total de oxígeno en la muestra de los

gases de combustión. Los rangos de lectura pueden variar de 0-1% hasta 1-100% con

dobles rangos estándar normalmente.

Los analizadores de infrarrojos se diseñan para medir monóxido de carbono ( ,

dióxido de carbono ( ) o metano ). Un instrumento puede medir solamente un gas.

El muestreo es continuo y la lectura es hecha normalmente en el medidor. Comparado con

los otros instrumentos de medición el costo de medición por infrarrojos es muy elevado.

3.5.5 TÉCNICAS DE MEDICIÓN

Las instrucciones de operación del fabricante definirán claramente los instrumentos

y operaciones requeridas para medidas exactas. Se deben considerar cuidadosamente las

técnicas de muestreo de los productos de la combustión para englobar las mediciones

representativas del proceso de la combustión.

En muchos de los casos, estas técnicas involucran mediciones preliminares y, en

otros casos, ajustes de las presiones en el hogar. Aunque el procedimiento de medición de

la presión del hogar es casi universal, el ajuste de la presión del hogar depende del tipo de

proceso, diseño del hogar y de los quemadores. Esta técnica de medición se referirá

solamente al ajuste de la presión del hogar.

Generalmente, la presión en el hogar, tiende a colocarse en un valor positivo o

negativo muy bajo. Dadas las bajas presiones involucradas en el sistema, el dispositivo de

medición más práctico y económico es el manómetro inclinado, el cual se encuentra

disponible en muchos tamaños y rangos de presión. La exactitud del manómetro inclinado

se encuentra dentro de la presión del hogar especificada. Ya que se encuentran altas



temperaturas será requerida una determinada longitud de tubing aleado de alta resistencia al

calor, que deberá extenderse del punto de medición de la presión hasta 4 o 5 pies fuera a la

temperatura ambiente (Figura 3.3).

Figura 3.3 Esquema de la medición de la presión del hogar

Una vez que la presión del hogar ha sido ajustada, se puede empezar el muestreo de

los productos de la combustión, en adición a los dispositivos descritos, una longitud de

tubing aleado de alta resistencia al calor, un probador de agua fría, un probador de cerámica

y suficiente tubing de hule serán necesarios para conducir la muestra de los productos de la

combustión del hogar al instrumento. Un arreglo típico para el muestreo de los productos

de la combustión se muestra en la Figura 3.4.

Figura 3.4 Esquema del sistema de muestreo de los productos de la combustión



El muestreo de los productos de la combustión con unidades de absorción de gases

y de tipo Orsat no es un proceso continuo.

Debe tomarse extremo cuidado en purgar la línea de muestreo adecuadamente y

efectuar numerosas pruebas antes de tener una muestra del gas para análisis. Generalmente

no se requieren las bombas, los filtros y los medidores de flujo con este tipo instrumentos.

La localización de la prueba es muy importante en el muestreo de los productos de

la combustión. Deberá tenerse cuidado de que la muestra tomada de gas sea representativa

de la condiciones actuales. La mejor localización de la prueba es en la chimenea o en algún

punto del hogar cerca del quemador.

3.5.6 INSTRUMENTACIÓN EN LA CHIMENEA

Para tomar las pruebas de la caldera de una manera segura, es necesario medir los

siguientes parámetros en la chimenea: exceso de oxígeno ( ), monóxido de carbono ( ,

óxidos de nitrógeno ( , opacidad y la temperatura de los gases de combustión en la

salida, etc.

Exceso de oxígeno

La concentración del exceso de oxígeno ( ) en las chimeneas de las calderas puede

variar a partir de una fracción del 1% hasta 10% o más dependiendo del diseño de la

caldera, tipo de combustible, ajustes en el quemador, entre otros. Menor nivel de oxígeno

( ) en la chimenea conlleva a altas eficiencias y bajas emisiones de óxidos de nitrógeno

( . El oxígeno ( ) puede medirse usando analizadores portátiles cuando la caldera no

está equipada con este tipo de medidores. Sin embargo se obtiene más exactitud con un

analizador tipo Orsat.

Monóxido de carbono

Es el principal indicador de combustión incompleta en las calderas donde se utiliza

gas natural como combustible. La concentración del monóxido de carbono en los gases de

combustión no deben exceder las 400 ppm una vez que se hayan hechos lo ajustes en la

caldera. El analizador de monóxido de carbono ( debe ser capaz de medir partículas

arriba de las 2000 ppm y tener suficiente sensibilidad para medir rangos debajo de 100



ppm. Los analizadores de tipo Orsat se emplean tradicionalmente para estas

determinaciones, pero su uso dificulta mediciones de bajas concentraciones.

Óxidos de nitrógeno

Para asistir en la selección de instrumentación de partículas de óxidos de nitrógeno

( con un adecuado rango de medición la Tabla 3.7 muestra el rango de emisiones

encontradas durante pruebas de campo de calderas industriales.

Tabla 3.7 Rango típico de emisiones de

Tipo de combustible

Sin

precalentadores

de aire (ppm)

Con

precalentadores

de aire (ppm)

Carbón pulverizado 300-600 400-800

Carbón stoker 200-400 250-450

Carbón ciclón 800-1000 900-1500

Aceite comb #1 50-250 100-300

Aceite comb #2 200-400 200-600

Aceite comb #3 200-400 200-600

Gas naural 50-200 100-400

Opacidad de los gases en la chimenea (Densidad de humos)

La presencia de humos con partículas de combustible es un indicador de

combustibles no quemados en la chimenea o de inaceptables condiciones de la flama y que

deberán ser siempre eliminados. Algunas calderas que utilizan aceite o carbón como

combustibles (específicamente en calderas de gran capacidad) están equipadas con un

detector de humos el cual puede ser muy útil en indicar las malas condiciones en la

chimenea, las condiciones aceptables en la chimenea también son hechas por inspección

visual.

Las medidas exactas de los humos puedes realizarse por aparatos portátiles (no muy

caros) o por pruebas con papel filtro. Estos utilizan un número de humos o la escala de

humos de la ASTM (ASTM D2156) y pueden ser útiles en determinar las condiciones

actuales de operación de una caldera.

Temperatura de los gases de combustión en la chimenea



Los depósitos y las incrustaciones en los tubos de las calderas de tubos de agua o de

tubos de humo inhiben la absorción de calor en la misma y reducen su eficiencia. Esta

condición estará reflejada en las altas temperaturas de los gases de combustión cuando se

comparan con las condiciones “limpias” a una velocidad similar de combustión y exceso de

aire. La resaltante perdida de la eficiencia puede estimarse a partir de que una perdida en la

eficiencia del 1% ocurre por cada 40°F que aumenta la temperatura de los gases de

combustión. Los depósitos en el lado del agua resultan del inadecuado tratamiento del agua

de alimentación; sin embargo, las fallas de los tubos debidas a sobrecalentamiento de sus

superficies se presentan, generalmente, antes de que algunas perdidas substanciales en la

eficiencia se hagan evidentes.

La medida de la temperatura en la chimenea es fácil y efectiva, ya que determina las

condiciones de limpieza de los tubos. Estas mediciones deberán ser comprobadas

periódicamente con los valores obtenidos en el arranque de la caldera o con las que se

hacen seguido de un lavado de los tubos para determinar posibles desviaciones. Ya que la

temperatura aumenta con las velocidades de combustión y los aumentos en los niveles de

exceso de aire, estas comparaciones deberán ser llevadas a cabo a similares condiciones de

operación del generador de vapor.

En la ausencia de los datos previos, las temperaturas de los gases en la chimenea se

encuentran dentro del rango de 150 a 200°F arriba de la temperatura de saturación del

vapor a altas velocidades de combustión. Esto no aplica con las calderas equipadas con

economizadores o precalentadores de aire. El fabricante de la caldera deberá suministrar la

temperatura en la chimenea, deberá pararse la unidad y limpiarse los tubos de la caldera.

3.5.7 MEDIDORES MISCELANEOS

Medidores de vapor

La selección del tipo de medidor o medidores para el registro del vapor obtenido

depende de los siguientes factores:

a) Características del vapor: fijación de las fluctuaciones, relación entre las cargas

máximas y mínimas de vapor, limpieza de las líneas del sistema (para medidores de

condensado).

b) Exactitud requerida.



c) Tipo de registro requerido.

d) Costo inicial.

e) Costo de instalación.

f) Costo de mantenimiento (para medir la exactitud del aparato medidor).

g) Costo de operación.

h) Costo de calibración y recalibración periódica.

i) Costo de reparación de las partes que lo requieran.

j) Facilidades de servicio del fabricante.

Los medidores de vapor se dividen en dos categorías generales:

1) Medidores de condensado

2) Medidores de flujo

1) Medidores de condensado

Este medidor registro el condensado en el equipo que usa vapor. Este tipo de medidor

es muy popular por si diseño, facilidad de prueba, exactitud y bajo costo. No puede

someterse a presión. En un sistema viejo de vapor donde es frecuente la existencia de

sedimentos, es necesario un servicio de limpieza continuo para mantener el tubo medidor

limpio y asegurar la exactitud de las lecturas. Estos sistemas son propensos a desarrollar

fugas, en particular, si las líneas de vapor están enterradas. Tales fugas dan por resultado

pérdida en el registro. Los medidores de condensado se encuentran disponibles en

diferentes capacidades, desde 100 hasta 5,500 kg/hr (250 a 12,000 lbs/hr). Si se necesitan

capacidades más grandes, estos pueden conectarse en paralelo.

2) Medidores de flujo

Los medidores de flujo de vapor se dividen en tres clases:

a) Medidor de área

Funciona con un obturador montado en un huesillo, el cual ajusta en un asiento. El

vapor entre por debajo del asiento, causando que el obturador se eleve. A medida que el

flujo aumenta, el orificio anular se incrementa en área. Una palanca enganchada al huesillo

acciona el registro. Este medidor requiere poco espacio en el piso; es pesado porque cuenta



con juntas grandes bridadas por lo que es difícil de manipular para pruebas periódicas o

para reemplazos. El medidor-registrador opera con un reloj mecánico. Este tipo de medidor

opera con rangos de presión de 10 a 250 psig.

b) Medidor de velocidad

Este medidor consta de un plato de orificio, con una derivación alrededor del circuito.

En esta derivación se localiza un motor de turbina en un eje vertical. Al final del eje, hay un

ventilador de amortiguación que da hacia una cámara llena de agua. La velocidad del eje

del rotor se reduce por medio de un mecanismo de acoplamiento magnético, el cual opera el

contador. Requiere una fuente no externa de potencia. Los medidores están hechos para la

instalación directa en una, dos, tres y cuatro líneas. El contador esta calibrado en relación al

flujo total a trabes del orificio y de la boquilla. Este tipo de medidor está disponible en

diversas capacidades nominales, de acuerdo a la medida de orificio usado. Pueden manejar

con exactitud, aunque temporalmente, sobrecargas de hasta 150% de su capacidad nominal.

Es útil en rangos de presión de entre 5 y 300 psig. Podría requerir de equipo auxiliar,

tales como contactos construidos dentro de los contadores, orificios de flujo limitado para

la línea de vapor de baja presión, un totalizador operado eléctricamente a control remoto,

un contador de rollo, también eléctrico y a control remoto, un indicador de la cantidad de

flujo y un contador de presión compensada; en caso de que se requieran, todos estos

dispositivos se encuentran disponibles.

c) Medidor de caída

Este medidor consiste de un elemento primario y un elemento secundario. El elemento

primario es un dispositivo que produce una presión diferencial que varía al cuadrado del

flujo. Generalmente los más usados son las boquillas para flujo y de orificio con capa

delgada. La tobera de flujo o de boquilla para flujo, tiene más capacidad que la de orificio

con una capa delgada, para una diferencial específica; pero la de orificio tiene las ventajas

de bajo costo y fácil instalación.

El elemento secundario es, esencialmente, un manómetro colocado de manera

adecuada al elemento primario, dando como registro la presión diferencial o su raíz



cuadrada. Los medidores de caída diferencial son muy usados en la medición del flujo y

están disponibles en muchos fabricantes.

Este tipo de medidores se encuentran disponibles en una gran gama de diseños,

incluyendo integradores y registradores, operados mecánica y eléctricamente; transmisores

eléctricos y receptores, lo que permiten la localización de los integradores y registradores

en puntos remotos del sistema, algunos cuentan con compensación por presión.

Todos los medidores de velocidad y de caída requieren tubo recto a contracorriente

y corriente abajo. La longitud de tubo recto requerido para un medidor de una capacidad

específica, depende de la configuración de la tubería antes de la sección recta a

contracorriente. La longitud de la sección a contracorriente puede reducirse por la

instalación de paletas propulsoras.

Un medidor de flujo, de su capacidad completa (100%), su exactitud puede bajar un

20%; es decir, tiene un límite de 5 a 1. Donde sea posible sería recomendable separar

distintas cargas de vapor; tal como del área de calentamiento, etc., e instalar un medidor

separado de cada carga.

Para igualar la división de carga de los medidores, se requiere de orificios de

balance, corriente debajo de los medidores. Pueden emplearse válvulas de diafragma

operadas por solenoides, en lugar de válvulas operadas con un motor.

En años pasados se ha empleado un tiempo y esfuerzo considerables desarrollando

varios métodos para el arreglo de medidores mecánicos. Esto es, particularmente, muy

atractivo si los medidores son mecánicos, y la instalación eléctrica adicional podría

anularse. Por ejemplo, dos medidores de velocidad operados en paralelo. El medidor base

de carga, tiene un orificio limitante corriente abajo, que produce una caída de presión en el

medidor de salida del cabezal de tubos, de 5 a 10 psig. Se utiliza una válvula de diafragma

corriente abajo del segundo, como regulador de flujo. Esta válvula se ajusta de 5 a 20 psig,

debajo de la presión del medidor de carga.

Medición de la energía del petróleo



La unidad de energía liberada del petróleo se mide por pruebas en el laboratorio.

Alternativamente, esto puede determinarse de valores publicados o pueden proporcionarse

para un petróleo en particular, por el proveedor.

Hay varios tipos de medidores del consumo del petróleo:

a) Paletas rotatorias

b) Platones oscilantes

c) Platones reciprocantes

d) Impulsor

Tienen en común el principio de operación, esto es que dan una indicación proporcional

a la cantidad total que pasa en un tiempo dado. El petróleo pasa a través del primario en

cantidades sucesivas y más o menos aisladas, que llenan alternadamente recipientes vacíos

de capacidad conocida. El número de veces que el recipiente se llena y vacía, lo indica el

elemento secundario que consiste en un contador con un dial calibrado adecuadamente.

Medición de la energía del carbón

Esta técnica provee el análisis de muestras de carbón, de su composición, porcentaje

de cenizas, carbono, hidrogeno, nitrógeno y oxígeno. El hidrogeno y oxigeno de la muestra,

están incluidos con el hidrogeno y oxigeno de la sustancia. El azufre, carbono, hidrogeno y

nitrógeno, son los elementos químicos determinados por pruebas químicas; el oxígeno se

determina por sustracción de los porcentajes de los otros cinco constituyentes del 100%.

El valor calórico del combustible, es el calor producido por la combustión completa de una

unidad de cuantificación de volumen constante, en una bomba calorimétrica de oxígeno,

bajo condiciones estándar. Este valor calórico se calcula (con un error del 2 al 3%),

aproximadamente, a partir del porcentaje de sus constituyentes, con la fórmula de Dulong:

(

) (1)

Donde carbono ( ), hidrógeno ( ), oxígeno ( ) y azufre ( ) están en porciento peso.

El carbón puede pesarse en el área de descarga o en alguna otra parte del sistema. Si

el carbón llega por ferrocarril, se emplea a menudo una báscula automática. Si llega por



camión se revisa el peso con básculas de plataforma. Para pesar el carbón para la caldera se

utilizan básculas con banda transportadora.

Medidores del agua de alimentación

La medición de la presión en el agua de alimentación puede ser a través de

manómetros, dispositivos de desplazamiento positivo, tubos pitot, contadores de turbina o

anemómetros. La temperatura suele medirse a través de termómetros, con base en

termopares a lo largo de la línea.

3.6 RESUMEN DE LA AUDITORÍA ENERGÉTICA DE LAS CALDERAS

1. General

a) Checar la temperatura de los gases de combustión de la caldera insertando un

termómetro a la salida de estos del hogar, temperaturas de los gases de combustión

de más de 150ªF arriba de la salida del vapor o del agua es señal de ineficiente

operación de la caldera.

b) Utilizar los análisis químicos de los gases de combustión sobre una base periódica.

Checar los porcentajes de oxígeno, dióxido y monóxido de carbono. Determinar la

eficiencia de la caldera de las tablas que aplican.

c) Inspección de los tubos del lado del fuego y checar la acumulación de los depósitos

de hollín, escoria y de cenizas.

d) Examinar las superficies del lado del agua de la caldera por la formación de costras

u de los depósitos de los sedimentos o lodos.

e) Observar las velocidades de combustión en las bitácoras. Darse cuenta que aunque

haya un incremento en la temperatura de salida de los gases de combustión, no

significa necesariamente mala combustión, condiciones de depósitos en los tubos

del lado del fuego o del agua. Durante los cambios de carga, la temperatura puede

variar tanto como 100ªF en cinco minutos.

f) Observar la combustión cuando se para la unidad. Si el fuego no se corta

inmediatamente, podría indicar una falla en la válvula solenoide. Repararla o

reemplazarla, de ser necesario.

g) Inspeccionar la condición de las mamparas internas. Las mamparas que estén rotas

o averiadas pueden originar altas perdidas a la chimenea.



h) Observar los gases de la chimenea. Estos gases deben estar libres de humos. Si no

es así, esto podría deberse a la combustión imperfecta o fugas de vapor.

i) Checar la óptima razón de aire/combustible.

j) Checar el periodo de operación en el quemador. Si no es el adecuado, puede

originar fallas en los controles.

k) Checar las fugas de control periódicamente por su tensión y ajustarlas cuando se

observan movimientos.

l) Checar el control de los depósitos de carbón mineral o de corrosión en los

quemadores. Limpiarlos si es necesario.

m) Chequeo de las boquillas de los quemadores por desgastes. Reemplazarlas si es

necesario.

n) El registro de las condiciones de operación de la caldera en una bitácora es una

invaluable fuente de información que podrá predecir los problemas en la misma

o) Examinar los daros de la bitácora de la caldera que revelaran los cambios diarios en

la carga y la necesidad de limpieza de las boquillas y de los tubos, ajustes de presión

o fugas y medidas relacionadas. Las variaciones anormales pueden ser notadas

rápidamente y elaborar acciones inmediatas para eliminar los problemas serios. En

una unidad de quemado de aceite una indicación de problemas pueden incluir las

caídas de presión del aceite combustible, las cuales pueden indicar que el filtro se

encuentra obstruido, fallas de la válvula de regulación o una fuga de aire en la línea

de succión.

p) Una caída en la temperatura del aceite puede indicar un problema en el controlador

de la temperatura o un mal funcionamiento del elemento de calentamiento.

q) En una unidad que utilice gas combustible, una caída en la presión del gas puede

indicar una caída en la presión de suministro o un mal funcionamiento del

regulador.

r) Checar las fugas de vapor.

s) Checar que la purga no se mayor que la mínima requerida.

t) Checar el trabajo adecuado de las trampas de vapor.

u) Checar los venteos de los tanques de condensado. Si hay pequeñas nubes de vapor,

esto es una indicación de que las trampas de vapor trabajan mal. Determinar cuál o



cuáles trampas de vapor están fallando. Ajustarlas repararlas o reemplazarlas si es

necesario.

v) Checar la exactitud de los manómetros, termómetros e instrumentos de medición del

flujo. Arreglarlos y recalibrarlos donde sea necesario.

w) Si se usa agua caliente para llenar la caldera, téngase cuidado de llenarla lentamente

para evitar esfuerzos severos por cambio de temperatura.

x) Ver que las válvulas de bloqueo de las otras calderas estén perfectamente vigiladas

si es que se encuentran interconectadas. Quitar las tapas de los registros para

inspeccionar y revisar las partes internas del tambor para ajuste y limpieza.

y) Revisar el tambor (en calderas de tubos de agua) por si tiene corrosión o picaduras.

Las picaduras por oxidación es una forma de corrosión encontrada en las calderas.

Generalmente ocurre arriba del nivel normal de agua en el tambor de vapor, pero se

encuentra también en los tubos y en los tambores de agua.

2. Calderas (aceite combustible)

a) Checar la boquilla de los quemadores por suciedad y desgaste.

b) Inspeccionar las fugas de aceite en las bombas, válvulas generales y válvulas de

relevo.

c) Inspeccionar los calentadores de aceite para ver si funcionan de acuerdo a las

especificaciones del proveedor.

3. Caldeas (carbón combustible)

a) Checar los “stokers” y controles para una operación normal y eficiente.

b) Checar el contenido de carbón no quemado de las cenizas remanentes. En una

planta bien diseñada y eficientemente operada, las pérdidas de carbón no deben

exceder el 1% del valor calorífico del total de carbón quemado.

c) Determinar y usar la adecuada fineza del carbón.

d) Inspeccionar las mallas para una operación eficiente. En cargas de operación

normal, el consumo promedio de energía eléctrica se estima en 18 a 20KWH por

tonelada para cualquier tipo de unidad que usa carbón con un índice de molienda de

75 o mas.



4. Calderas (eléctricas)

a) Inspeccionar el aislamiento de la superficie de la coraza para ver si está en buenas

condiciones y si es el adecuado.

b) Inspeccionar los elementos del calentador por suciedad. Limpiarlos o reemplazarlos

si es necesario.

c) Examinar los contactos eléctricos y las partes móviles para ver si se encuentran en

buen orden de trabajo. Limpiarlos y repararlos.

5. Motores para el equipo auxiliar

a) Cuando se dimensionan los motores eléctricos para nuevas instalaciones o

consideraciones de sustitución, deberá cuidarse la eficiencia de transformación de la

energía y no solamente en el precio. Como los costos de energía eléctrica tienden a

aumentar, mas altas inversiones en los motores eficientes pueden dar ahorros

mayores contra cortos periodos de tiempo.

b) Probar, para estar seguros, que el motor de tres fases esta correcta y eléctricamente

balanceado. Si no está balanceado, el motor puede operar ineficientemente e,

incluso, llegar a quemarse.

c) Probar el circuito contra condiciones de voltaje normal y bajo. Corregirlo si es

necesario.

d) Checar el sobrecalentamiento. Esta condición puede deberse a entradas de aire que

causan una ventilación inadecuada u otros problemas funcionales. Corregir cuando

sea necesario.

e) Checa la vibración excesiva. Tomar pasos para eliminarla o reducirla.

f) Checar la alineación del equipo con el motor. Alinearlos si es necesario.

g) Checar los anillos gastados. Reemplazarlos si se considera necesario.

h) Checar la limpieza del motor.

i) Inspección para ver si el motor y los anillos están lubricados. Esto ayudara a reducir

la fricción, la cual puede causar sobrecalentamiento y pérdidas de energía eléctrica.

6. Bombas

a) Checar el desgaste de los empaques, los cuales pueden causar fugas y pérdidas de la

eficiencia de la bomba.



b) Inspeccionar los anillos por desgaste. Ajustarlos, repararlos o reemplazarlos si es

necesario.

c) Verificar el control de velocidad del motor de la bomba.

7. Ventiladores.

a) Checar que las aspas estén limpias.

b) Inspeccionar y lubricar los anillos.

c) Checar el ruido y vibraciones excesivos del ventilador. Corregirlos si se considera

pertinente.

d) Checar para ver si los ventiladores de velocidad variable puedan reducir la cantidad

de aire cuando esta no es la máxima requerida.

e) Inspeccionar la entrada y descarga del ventilador de suciedad. Limpiarlas si es

necesario.

f) Inspeccionar que las bandas se encuentren adecuadamente tensionadas. Ajustarlas o

reemplazarlas para asegurar su correcta operación.

3.7 REPORTE FINAL DE LA AUDITORIA

El reporte final de los tipos de auditoría energética es:

1. Auditoria de primer grado.

a) Compendio de beneficios económicos (gasto, capital y ahorro) anuales.

b) Observación sobre la efectividad del programa de administración energética en

sistemas generadores de vapor (índices energéticos).

c) Conjunto de recomendaciones específicas de selección, funcionamiento,

mantenimiento o reajustes a los equipos que intervienen en el sistema de vapor.

d) Debe presentarse una breve discusión del sistema, en la siguiente semana a la

fecha de terminación de la auditoria.

2. Auditoria de segundo grado.

a) Información básica del reporte de auditoría energética de primer grado, pero

en mayor detalle.



b) Bases de cálculo, para el establecimiento del costo de los proyectos y

ahorros anuales.

Este reporte deberá entregarse, a más tardar, en el mes posterior a la fecha de terminación

de la auditoria.

3. Auditoria de tercer grado.

a) Sugerencias de mejoras en la ingeniería.

b) Estimaciones de los costos de instalación.

c) Estimaciones de los ahorros anuales.

d) Análisis económicos y de retorno de capital.

e) Selección especial de análisis de ahorros generados durante un periodo de

auditoría de 10 semanas.

El reporte deberá entregarse en un tiempo no mayor de tres meses del día de la

auditoría. En la Tabla 3.8 se resumen los elementos del reporte final escrito [18].



Tabla 3.8 Programa de auditoría

TIPO DE AUDITORIA

Reporte Primer grado Segundo grado Tercer grado

Contenido

Compendio, incluyendo

economías globales.

Hallazgos generales.

Incentivos económicos

Lista de sugerencias que

incluya:

Descubrimientos

específicos.

Programa de

administración

energética.

Grado de

complicación.

Discusión, conclusión,

comentarios.

Apéndice limitado.

Compendio, con más

economías

completamente

definidas.

Descubrimientos e

incentivos

económicos por

producto.

Descubrimientos de

la auditoria

detallados y

cuantificados por tipo

y área.

Recomendaciones

específicas sobre una

posible expansión del

programa de

administración

energética y grado de

complicación.

Recomendaciones de

ingeniería

Análisis económico

con más detalle

Sugerencias sobre

poca, media y alta

necesidad de un

programa de

administración

energética.

Énfasis sobre la

medición, por usos

individuales.

Fecha de entrega En la primera semana posterior

al último día de la auditoría.

En el primer mes

posterior al último

día de la auditoría.

En tres meses

posteriores al último

día de auditoría.

IV. NUEVAS TECNOLOGÍAS EN AUDITORÍA PARA CALDERAS DE UNA REFINERÍA DE PETRÓLEO


CAPÍTULO IV

NUEVAS TECNOLOGÍAS EN AUDITORÍA PARA CALDERAS

DE UNA REFINERÍA DE PETRÓLEO

La energía es un recurso limitado cuya utilización ha de lograrse con alta eficiencia,

bajo impacto medioambiental y al menor costo posible [19]. La necesidad que tienen las

empresas de reducir sus costos operacionales, para mantener un alto nivel de

competitividad frente a empresas nacionales y extranjeras, los obliga a llevar a cabo un

mejoramiento continuo de la operación de sus procesos productivos.

Entre los costos más importantes de la mayoría de las empresas figura el consumo

de combustible asociado a la generación de vapor en una caldera, por lo que debe existir

una constante preocupación por mantener estos equipos operando en condiciones de

máxima eficiencia. Esto no solo significa mantener los generadores de vapor en óptimas

condiciones operativas, sino que debe existir una atención igualmente importante sobre los

sistemas de distribución, consumo de vapor y retorno de condensado.

El mejoramiento de la eficiencia asociado a la generación y manejo del vapor en una

empresa debe ser abordado en forma integral, para obtener los mejores resultados en lo que

a reducción de los costos operacionales se refiere. La mejor manera de identificar,

cuantificar y definir las alternativas existentes para solucionar las deficiencias que pudieran

existir en estos sistemas es la realización de una auditoría energética.

4.1 IMPORTANCIA DE LAS AUDITORÍAS EN CALDERAS

La auditoría energética en calderas consiste en un detallado análisis de los sistemas

de generación, distribución, consumo de vapor y retorno de condensado de una empresa. El

análisis considera la identificación y cuantificación de las deficiencias existentes en estos

sistemas, así como también la definición de los trabajos o procedimientos requeridos para

resolverlas.

Las deficiencias de estos sistemas tienen relación no sólo con problemas asociados

al equipamiento, sino que también con procedimientos ineficientes en el manejo y



utilización del vapor. Una auditoría energética considera el análisis de los siguientes

sistemas asociados a la producción y manejo del vapor en una empresa, entre otros:

4.1.1 GENERACIÓN DE VAPOR

En relación a los sistemas de generación de vapor, la auditoría energética considera la

determinación de la eficiencia térmica de las calderas, la cuantificación de las pérdidas de

calor principales, la verificación del estado de conservación y el análisis de las condiciones

y procedimientos de operación.

La determinación de la eficiencia térmica de una caldera permitirá comprobar si existen

diferencias respecto de los antecedentes entregados por el fabricante y la cuantificación de

las pérdidas de calor ayudará a identificar las causas de las diferencias que pudieran

detectarse en la eficiencia térmica.

Entre las causas más comunes de bajas eficiencias en calderas figuran elevados excesos

de aire, asociados y una excesiva temperatura de los productos de la combustión en la

chimenea, lo que se relaciona con una deficiente regulación de los quemadores. A modo de

referencia, por cada 10 % de mayor exceso de aire la eficiencia térmica de una caldera

disminuye en un 1,0 %.

Una elevada temperatura de los productos de la combustión en la salida de la caldera se

debe, en general, al ensuciamiento del circuito de gases, incrustaciones en el lado agua o

sobrecargas térmicas. A modo de referencia, por cada 10 °C de mayor temperatura de

salida de gases, la eficiencia térmica de una caldera disminuye en un 0,5 % [20].

Figura 4.1 Incrustaciones en el lado agua de la caldera

http://www.google.com.mx/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&ved=0CAcQjRxqFQoTCJzmk_3S9ccCFQIHkgodZjwEOw&url=http://www.engormix.com/MA-balanceados/fabricacion/articulos/mantenimiento-de-calderas-t3989/801-p0.htm&psig=AFQjCNHrvf-EmywKfVcxnZdPmzF3qT44ag&ust=1442289835555693



La presencia de suciedad en el circuito de gases de una caldera, como la que se observa

en la Figura 4.1, tiene una influencia significativa en la temperatura de salida de los gases y

por lo tanto en la eficiencia térmica.

También tiene una importancia significativa en la eficiencia térmica de una caldera la

cantidad de agua eliminada a través de la purga, para satisfacer los requerimientos del

tratamiento de agua. Esto dependerá de las características del agua de alimentación y las

condiciones que debe satisfacer el agua de la caldera para evitar problemas de

incrustaciones y corrosión.

Por cada 10 % de purga, la eficiencia térmica de una caldera disminuirá en

aproximadamente un 3 % (para las presiones de operación y temperaturas de agua de

alimentación más comunes de las calderas pirotubulares industriales).

Por esta razón, el análisis de las purgas es sumamente relevante, ya que, debe ser

suficiente para prevenir problemas en las calderas, pero no debe ser excesivo para evitar un

incremento de las pérdidas de calor. Entre las alternativas existentes para asegurar el

eficiente funcionamiento de las calderas destacan:

Adecuada regulación de los quemadores.

Limpieza del circuito de gases y lado agua.

Adecuada definición y ejecución de los requerimientos de purgas.

4.1.2 CONSUMO DE VAPOR

En relación a los centros de consumo de vapor, la auditoría energética considera la

verificación del suministro de vapor en las condiciones de presión requeridas por los

equipos, la correcta instalación y operación de los sistemas de control, la existencia de

separadores de condensado cuando sean requeridos y la confirmación de que la

recuperación de condensado se realizará cuando sea posible.

La confirmación de que el vapor es suministrado en las condiciones (presión y

humedad) requeridas por los equipos consumidores de vapor es fundamental para asegurar

el correcto funcionamiento del sistema productivo.



También resulta muy importante verificar que los sistemas de control y evacuación de

condensado existentes en cada equipo, fueron seleccionados e instalados correctamente y se

encuentran operando de acuerdo a los requerimientos de los consumidores de vapor.

4.1.3 RETORNO DE CONDENSADO

En relación al retorno de condensado desde los equipos que consumen vapor, la

auditoría energética considera la verificación del dimensionamiento de las líneas de retorno,

la adecuada selección de las trampas de vapor (tipo y capacidad), los sistemas para el

“bombeo” o impulsión del condensado hacia el estanque de alimentación de agua de las

calderas y el adecuado tratamiento de las líneas para evitar corrosión.

La recuperación de condensado es un excelente mecanismo para aumentar la eficiencia

y reducir los costos operacionales de los sistemas de generación y consumo de vapor. Por

ejemplo, al recuperar sobre un 80% del condensado, se reduce en un 14%

aproximadamente el consumo de combustible.

Este significativo ahorro de combustible hace que la recuperación de condensado

resulte sumamente interesante y cualquier inversión asociada sea recuperada en un breve

lapso. En aquellas empresas que cuenten con un sistema de recuperación de condensado, es

indispensable verificar que se encuentre operando correctamente, para que el ahorro de

energía sea efectivo.

4.2 MATERIAL NECESARIO PARA LA REALIZACIÓN DE AUDITORÍAS

El auditor es la persona que ejecuta o lidera la ejecución de una auditoría energética.

La relativa complejidad técnica de las instalaciones, así como la necesidad de manejar

equipos de medida y de realizar ciertos cálculos, exigen que el auditor sea, hasta cierto

punto, un especialista.

El auditor energético debe disponer y saber usar diferentes equipos y herramientas,

algunos de ellos fundamentales y otros complementarios, pero de utilidad, con el objetivo

de ejecutar una auditoría energética fiable y completa. Entre ellos, destacamos los

siguientes:



Material Previo a Inspección:

Planos de las instalaciones.

Tratamiento del Proceso de Agua.

Registro Total del Mantenimiento desde su previa instalación y funcionamiento.

Registro de Paradas Emergencia no Programadas por incidentes importantes.

Total de modificaciones cuan mínima sea la misma.

Lista de los Instrumentos de Calibración y sus actas de calibración (manómetro,

termocuplas, etc.)

Lista de los Instrumentos de Seguridad y sus actas de calibración (válvulas, purgas,

etc.).

Características del Componente.

o Naturaleza del Servicio.

o Tipo de Combustible.

o Modo de Gobernar Operación.

o Tipo de Tiro.

o Sistema de Apoyo.

o Trasmisión de Calor.

o Disposición de Fluidos.

o Hogar Interno o Externo.

o Configuración Vertical u Horizontal.

Por lo tanto, para cumplir con los objetivos de la auditoría energética, el personal

debe estar capacitado para desarrollar los diagnósticos, ya que no solo necesita conocer el

empleo de los equipos de medición, sino también dónde medir, utilizar el software y saber

interpretar los datos que obtiene por medio de ellos, ya que de esto y de la habilidad que se

tenga para proponer mejoras dependerán los resultados de la auditoría [21].

4.3 NUEVAS TECNOLOGÍAS EN AUDITORÍAS DE CALDERAS

Durante una Auditoria en una caldera es necesario la detección de fallas y defectos

(erosión, corrosión, fatiga, recalentamientos, grietas, modificaciones micro estructurales y



defectos constructivos) producidas durante el servicio de funcionamiento, para poder llevar

a cabo esto se cuentan con procedimientos basados en Códigos y Normas Internacionales:

ASME, NATIONAL BOARD, API RP, Legislaciones Nacionales (NOM-020-STPS-2010)

y Estatales, además de que en ocasiones son procedimientos de un sistema de gestión

certificado bajo estándares internacionales, ya sea gestión energética (ISO 5001:2011) e

incluso de gestión ambiental (ISO 14001:2012) [28].

Estos procedimientos deben de estar elaborados por una Unidad de Verificación,

que para ser validados deben de incluir las tecnologías actuales para la inspección de

calderas, debido al alcance de las normas, códigos y legislación e incluso del sistema de

gestión de la unidad de verificación, es común encontrar procedimientos en los cuales se

engloban a las calderas en recipientes sujetos a presión, sin embargo el procedimiento debe

de ser específico para poder determinar los pasos que se deben seguir al inspeccionar una

caldera.

4.3.1 APLICACIONES DE LOS ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS

A continuación, se enlistan las nuevas tecnologías que actualmente son utilizadas en

México durante la inspección de una caldera de vapor, llamados “Métodos De Inspección

Mediante Técnicas No Destructivas” o simplemente ensayos no destructivos (END) [22].

Ultrasonido.

Partículas magnéticas.

Líquidos penetrantes.

Replicas metalográficas.

Métodos radiográficos.

Video-endoscopía.

Los ensayos no destructivos muestran un panorama amplio del estado físico de la

Caldera, ya que con su implementación se pueden detectar incrustaciones, discontinuidades

y defectos de fabricación o diseño.

Detección de inclusiones.



Detección de defectos de moldeo.

Inspección en soldaduras.

Detección de discontinuidades ocasionadas por corrosión.

Detección de discontinuidades por deformaciones plásticas en piezas forjadas.

4.3.1.1 ENSAYO NO DESTRUCTIVO POR MÉTODO DE ULTRASONIDO

Este método se basa en la medición de la propagación del sonido en el medio que

constituye la pieza a analizar y tiene aplicación en todo tipo de materiales. Sus distintas

técnicas permiten su uso en dos campos de ensayos no destructivos: Control de calidad y

Mantenimiento preventivo.

Existen numerosos medios de producción de ondas ultrasónicas, aprovechando

diversos fenómenos físicos, algunos de los cuales sirven para los END, dependiendo de la

frecuencia requerida y del rendimiento a obtener. El concepto básico es el de la conversión

de pulsos eléctricos a vibraciones mecánicas y el retorno de vibraciones mecánicas a

energía eléctrica.

MÉTODOS

Procedimientos mecánicos

En principio son los mismos que los que se emplean para generar sonido audible. Son

dispositivos capaces de oscilar que se construyen de tal manera que posean una frecuencia

propia correspondientemente alta.

Efecto piezoeléctrico

Este efecto es aprovechado casi universalmente para el ensayo no destructivo de materiales.

Los elementos utilizados son, básicamente, una pieza de material polarizado (en cierta parte

las moléculas se encuentran cargadas positivamente mientras que en otra parte las

moléculas se encuentran cargadas negativamente) con electrodos adheridos a dos de sus

caras opuestas. Cuando un campo eléctrico es aplicado a lo largo del material las moléculas

polarizadas se alinearán con el campo resultando un dipolo inducido en la estructura

cristalina. Esta alineación de las moléculas causará un cambio dimensional, llamado



electrostricción. A su vez puede darse la acción opuesta, es decir, producir un campo

eléctrico cuando cambian de dimensión.

El método de generación de ultrasonido permite alcanzar frecuencias de hasta 25

Megaciclos por segundo (25MHz). Se representa en el esquema de la Figura 4.2.

Figura 4.2 Esquema de elementos piezoeléctricos

Efecto magnetoestrictivo

Consiste en aprovechar la propiedad que tiene algunos materiales ferro magnéticos

(especialmente el Níquel, además del acero) de contraerse o expandirse en determinada

dirección cuando están sometidos a la influencia de campos magnéticos en condiciones

especiales. Este efecto es reciproco, lo que permite a su vez emisión y recepción de las

ondas ultrasónicas, se representa el esquema de la Figura 4.3.

Figura 4.3 Esquema de generación por método magnetoestrictivo



4.3.1.2 ENSAYO NO DESTRUCTIVO POR MÉTODO DE PARTÍCULAS

MAGÉTICAS

El principio físico en el que se basa el método de inspección por partículas

magnéticas es el “Magnetismo”. El principio se basa en el comportamiento de los imanes.

Magnetismo es: “La fuerza invisible que tiene la habilidad de desarrollar trabajo

mecánico de atracción y repulsión de materiales magnetizables”. La inspección por

partículas magnéticas es un ensayo no destructivo que se emplea para detectar

discontinuidades superficiales y subsuperficiales, en muestras que pueden ser

magnetizadas.

Consta de tres operaciones básicas:

Establecer un flujo magnético adecuado.

Aplicación de las partículas magnéticas.

Interpretación y evaluación de los resultados.

Las principales ventajas del método de inspección por partículas magnéticas son:

Inspección relativamente rápida y de bajo costo.

Equipo relativamente simple, provisto de controles utilizados para ajustar la

corriente y un amperímetro visible para verificar la fuerza de magnetización que ha

sido creada para la inspección.

Equipo portátil y adaptable a muestras pequeñas o grandes.

Se requiere menor limpieza que en líquidos penetrantes.

Se pueden detectar discontinuidades subsuperficiales.

Las indicaciones se forman directamente en la superficie de la muestra.

No se requiere de lecturas electrónicas de calibración o mantenimiento excesivo.

Se obtienen mejores resultados en la detección de discontinuidades llenas de algún

contaminante (como carbón, escoria, etc.) y que no pueden ser detectadas en una

inspección por líquidos penetrantes.

Las limitaciones del método de inspección por partículas magnéticas son:



Es aplicable solamente en materiales ferromagnéticos.

Se requiere un suministro de corriente eléctrica.

No se pueden detectar discontinuidades localizadas a grandes profundidades.

La detección de una discontinuidad depende de varios factores.

Su aplicación en el campo es de mayor costo, ya que se necesita suministro de

energía eléctrica.

La rugosidad superficial puede distorsionar el campo.

Se requiere de dos o más magnetizaciones.

Generalmente, es necesario desmagnetizar después de la inspección.

Se pueden generar quemadas en la superficie, al aplicar la técnica de puntas de

contacto.

Aunque las indicaciones son fácilmente observables, la experiencia para su

interpretación y evaluación es necesaria.

Capas de pintura o de algún otro recubrimiento no magnético afectan la sensibilidad

del método.

Los principios de aplicación de las pruebas por partículas magnéticas dependen del

establecimiento de un campo magnético dentro de una pieza de prueba, por lo tanto, la

pieza que será inspeccionada deberá estar fabricada de un material que pueda ser

fuertemente magnetizado.

Se puede considerar que todos los materiales tienen propiedades magnéticas, que son

afectados en algún grado por los campos magnéticos. Sin embargo, la influencia de un

campo magnético puede variar ampliamente en diferentes materiales, en otras palabras, son

permeables, aunque sea en alguna pequeña cantidad.

La “permeabilidad magnética” de un material se define como “la facilidad con la cual

los materiales pueden ser magnetizados”. El recíproco de la permeabilidad magnética es la

“reluctancia”, definida como “la resistencia de un material a una fuerza de magnetización”,

en otras palabras, podríamos decir que es la dificultad para magnetizar un material.

Las propiedades magnéticas varían ampliamente entre los materiales. Estas propiedades

son afectadas por la composición química, la micro estructura y el tamaño de grano.



Las partículas magnéticas que forman una indicación, también conocidas como “polvo

o medio de inspección”, son tan importantes como el propio equipo de magnetización.

Estas partículas no actúan como una sola unidad, se amontonan cuando son magnetizadas.

Sin embargo, un amontonamiento excesivo reduce su capacidad para moverse hacia las

fugas de flujo para formar indicaciones.

Algunas partículas se suministran en forma de polvo seco, algunas como una pasta y

otras como concentrados.

Las partículas magnéticas son fabricadas de materiales ferromagnéticos, con

propiedades físicas y magnéticas que afectan su funcionalidad como medio para formar

indicaciones.

Las propiedades físicas principales de las partículas magnéticas son el tamaño, forma,

densidad y color.

Tamaño de las partículas magnéticas.

Éstas partículas son mucho más pequeñas que las limaduras de hierro, por lo que,

cuando están secas parecen polvo. Sus dimensiones varían dentro de un rango, para

permitir que las fugas de flujo con diferentes fuerzas puedan atraer las partículas de

diferentes masas.

El rango de dimensiones de las partículas comercialmente disponibles es de entre 0.125

a 60 micras (0.000005 a 0.0025 pulgadas). Las partículas muy finas no tienden a moverse

como unidades separadas, se aglomeran para formar grandes acumulaciones.

Forma de las partículas magnéticas:

La forma de la partícula es importante. En la actualidad, las partículas magnéticas son

una mezcla de formas esféricas y alargadas, unas proporcionan movilidad adecuada y las

otras proporcionan polarización magnética. Juntas se enlazan para formar cadenas o

puentes pequeños para los campos de fuga, con lo que se forman las indicaciones visibles.

Densidad de las partículas magnéticas:



Es una propiedad que afecta la movilidad de las partículas. Por ejemplo, los polvos de

tipo metálico y óxido son más densos que el agua, por lo que las partículas húmedas,

preparadas en agua o aceite, tienden a asentarse cuando no son agitadas.

Color de las partículas magnéticas:

Las partículas son coloreadas para proporcionar un color contrastante con la superficie

de la pieza inspeccionada, para resaltar la visibilidad de indicaciones pequeñas. La

presentación de las partículas es en diferentes colores, con el objeto de proporcionar un

contraste adecuado.

Propiedades magnéticas:

Las partículas magnéticas deben ser muy sensibles al magnetismo, por lo que deben tener

características magnéticas similares a los materiales ferromagnéticos. Las características de

las partículas magnéticas son, esencialmente, una alta permeabilidad y una baja

retentividad.

Alta permeabilidad

La alta permeabilidad de las partículas permite que puedan ser rápidamente magnetizadas,

para que sean fácilmente atraídas y retenidas por campos de fuga débiles.

Baja retentividad

Se requieren partículas de baja retentividad, esto significa que no retendrán prácticamente

ningún magnetismo residual, para que no se queden sobre la pieza cuando no son retenidas

por un campo de fuga, lo que permite que sean fácilmente removidas de la superficie de la

pieza inspeccionada.

4.3.1.3 ENSAYO NO DESTRUCTIVO POR MÉTODO DE LIQUIDOS

PENETRANTES

El ensayo por líquidos penetrantes es un ensayo no destructivo que se emplea para

detectar e indicar discontinuidades abiertas a la superficie en materiales sólidos no porosos.

El principio en el cual se basa esta técnica no destructiva es la capacidad de que un líquido



pueda penetrar por capilaridad y ser retenido en las discontinuidades abiertas a la superficie

como pueden ser fisuras y poros.

La penetración por capilaridad es la propiedad que tiene algunos fluidos y que

modifica los efectos de algunos principios fundamentales de la física, como pueden ser la

ley de la gravedad y los vasos comunicantes. Ello se debe a la propiedad denominada

tensión superficial, la cual origina una cohesión entre las moléculas superficiales de los

líquidos, capaz de resistir una determinada tensión.

Se dice por tanto que hay líquidos que "mojan" más que otros y esto tiene un reflejo

más acusado en el interior de tubos de muy pequeño diámetro (capilares), en los cuales los

líquidos de menor tensión superficial ascenderán más.

Las pequeñas grietas superficiales que se pueden encontrar en la superficie de

materiales no porosos, actúan también como capilares y favorecen la penetración en las

mismas de fluidos que tengan una reducida tensión superficial. Este fenómeno ocurrirá

independientemente de la orientación de las grietas, ya que no es la gravedad la que hace

introducirse el líquido en la discontinuidad [23][24].

El ensayo por líquidos penetrantes se puede resumir en los siguientes pasos:

Limpieza inicial: Consiste en eliminar de la zona a inspeccionar cualquier resto de

contaminante que dificulte, tanto la entrada del penetrante en las discontinuidades

como la posterior eliminación del que queda sobre la superficie.

Aplicación del líquido penetrante y tiempo de penetración: Consiste en cubrir la

superficie a inspeccionar con el líquido penetrante y dejar transcurrir el tiempo

necesario para que dicho líquido pueda llenar por capilaridad las discontinuidades.

Eliminación del exceso de penetrante: Con esta etapa se evita la posterior formación

de indicaciones falsas.

Aplicación del revelador: Una vez eliminado el exceso de penetrante se aplica un

revelador en forma seca o finamente pulverizado en una suspensión acuosa o



alcohólica de rápida evaporación. Al final queda una fina capa de polvo cubriendo

la zona a ensayar.

Inspección para interpretar y evaluar las indicaciones: La fina capa de revelador

absorbe el líquido penetrante retenido en las discontinuidades, llevándolo a la

superficie donde puede registrarse y evaluar.

Limpieza final: Se trata de eliminar los restos de todos los agentes químicos

empleados, para prevenir posibles daños o malfuncionamientos de la pieza cuando

vuelva a ser utilizada.

Ventajas generales del ensayo de líquidos penetrantes:

Es una técnica que permite ensayar toda la superficie de la pieza.

La geometría y el tamaño de la pieza a inspeccionar no es un factor crítico.

Es una técnica razonablemente rápida y fácil de emplear.

No necesita equipos complejos o caros.

Se puede realizar de forma automatizada o manual, en taller o en obra.

Se requieren pocas horas de capacitación de los inspectores.

Limitaciones generales del ensayo de líquidos penetrantes:

Es una técnica que sólo se puede aplicar a defectos superficiales y a materiales no

porosos.

La superficie a ensayar tiene que estar completamente limpia. No se puede utilizar

en piezas pintadas o con recubrimientos protectores.

No proporciona un registro permanente de las indicaciones.

Los inspectores deben tener una amplia experiencia.

Técnicas de limpieza

Limpieza con detergentes: esta técnica se emplea para eliminar la suciedad de piezas

pequeñas. Se sumergen en un tanque con agitación durante 10-15 minutos entre 75 y 95ºC.

Limpieza con disolvente: consiste en aplicar el disolvente directamente sobre la superficie a

inspeccionar, frotándola con trapos o papeles, en función de la rugosidad superficial. En el



caso de piezas de pequeñas dimensiones fabricadas en serie o con una morfología compleja,

se sumergen en tanques con disolventes hasta que desaparece la suciedad.

Limpieza con vapor desengrasante: es una técnica que se emplea para eliminar aceites,

grasas y otros contaminantes orgánicos.

Limpieza con limpiadores alcalinos: estos limpiadores contienen distintos detergentes para

eliminar diferentes tipos de suciedades. Son productos que se tienen que usar siguiendo

estrictamente las instrucciones de los fabricantes.

Limpieza por ultrasonidos: consiste en la agitación por ultrasonidos del baño para mejorar

la acción del disolvente o el limpiador alcalino y reducir de esta forma el tiempo de

limpieza.

Limpieza con decapantes: esta técnica se emplea para eliminar recubrimientos, como por

ejemplo pintura, de la superficie que se va a ensayar.

Limpieza por medios mecánicos: es una técnica no recomendada porque puede hacer que se

cierren las discontinuidades superficiales. Aun así, se emplea en industrias de calderería y

de fundición para ensayar piezas sin mecanizar, donde los elementos contaminantes no se

pueden eliminar por otras técnicas.

Ataque ácido: consiste en atacar la superficie a ensayar con una disolución ácida para

eliminar cualquier resto de metal que tape las discontinuidades.

Técnicas de aplicación del penetrante

Por inmersión: consiste en sumergir las piezas de pequeño tamaño en un tanque lleno de

líquido penetrante. Para facilitar la operación, las piezas se colocan en cestas de alambre.

Por pulverización: esta técnica consiste en pulverizar el líquido penetrante por medio de un

chorro de aire a baja presión.

Con brocha o pincel: esta técnica se emplea cuando no se quiere cubrir con líquido

penetrante una superficie mucho mayor que la que se va a ensayar. Así se reduce el

consumo de penetrante y el tiempo de limpieza, en comparación con la técnica de

pulverización.



Técnicas de eliminación del exceso de penetrante

Penetrantes lavables con agua: la técnica recomendada para eliminar este tipo de

penetrantes consiste en proyectar el agua mediante una boquilla, para que incida sobre la

pieza con un ángulo de unos 45º, una presión inferior a 280kPa y una temperatura entre 10

y 38ºC.

Penetrantes post-emulsionables: para la eliminación de este tipo de líquidos primero se

aplica el emulsionante, se espera un tiempo (tiempo de emulsificación) y finalmente se

elimina con agua la emulsión penetrante-emulsionante.

Penetrantes eliminables con disolvente: en este caso el exceso de penetrante se elimina

frotando la superficie con trapos o papeles absorbentes, repitiendo la operación hasta que se

haya eliminado la mayor parte de penetrante. Finalmente, las trazas de penetrante que

queden se eliminan frotando con suavidad utilizando trapos o papeles ligeramente

humedecidos en disolvente.

Técnicas de aplicación del revelador

Inmersión: consiste en sumergir la pieza en un tanque lleno de revelador. Se suele emplear

para reveladores acuosos.

Lecho fluido: consiste en introducir la pieza suspendida o sobre una rejilla en un tanque

cerrado y en cuya parte inferior se encuentra el revelador. Una serie de toberas localizadas

en la parte inferior del tanque inyectan aire a baja presión de forma que el revelador forma

una nube de polvo que impregna la pieza. Es una técnica que se suele emplear para

reveladores de polvo seco.

Pulverización: el pulverizado del revelador se debe realizar a una distancia de unos 15cm

de la pieza para obtener una capa uniforme y fina. Se suele emplear para reveladores

acuosos, húmedos no acuosos y de película líquida.

Técnicas de fijado y registro de indicaciones

Se suelen emplear reveladores de película líquida del tipo pelable. También se puede

aplicar primero una laca transparente o un líquido fijador, que luego se desprende con una



cinta transparente adhesiva. Es recomendable tomar fotografías de las indicaciones

obtenidas.

Técnicas para la limpieza final

El revelador se puede eliminar con agua a presión si no ha estado excesivo tiempo sobre la

superficie. En caso contrario, se puede emplear detergente mezclado con el agua de lavado.

El proceso general de ensayo por líquidos penetrantes se puede dividir en las siguientes

etapas principales:

1. Limpieza inicial: consiste en eliminar de la zona a inspeccionar cualquier resto de

contaminante que dificulte, tanto la entrada del penetrante en las discontinuidades, como la

posterior eliminación del líquido que quede en la superficie. Las técnicas de limpieza

recomendadas son:

Con detergente.

Con disolvente.

Con vapor desengrasante.

Con limpiadores alcalinos.

Con ultrasonidos.

Con decapantes.

Por medios mecánicos.

Ataque ácido.

2. Aplicación del líquido penetrante y tiempo de penetración: consiste en cubrir la

superficie a inspeccionar con el líquido penetrante y dejar transcurrir el tiempo necesario

para que dicho líquido pueda entrar por capilaridad en las discontinuidades. En función de

la forma y al tamaño de la pieza, el penetrante se puede aplicar:

Por inmersión.

Con brocha o pincel.

Por pulverización.



3. Eliminación del exceso de penetrante: una vez que se ha aplicado el líquido penetrante y

transcurrido el tiempo de penetración es necesario eliminar todo el exceso de penetrante

para evitar la formación de indicaciones falsas. Es una operación que se realiza siguiendo

diferentes técnicas para cada familia de líquidos penetrantes:

Penetrantes lavables con agua.

Penetrantes post-emulsionables.

Penetrantes eliminables con disolvente.

4. Aplicación del revelador: Una vez eliminado el exceso de penetrante se aplica un

revelador en forma seca o finamente pulverizado en una suspensión acuosa o alcohólica.

Cuando el líquido que porta el revelador se evapora, queda una película de revelador sobre

la superficie a ensayar.

Existen varias técnicas recomendadas para una aplicación eficaz de los distintos tipos de

reveladores, como son:

Espolvoreado.

Inmersión.

Lecho fluido.

Pulverización.

5. Inspección para interpretación y evaluación de las indicaciones: La fina capa de

revelador absorbe el líquido penetrante retenido en las discontinuidades llevándolo a la

superficie para hacerlo visible, pudiendo así registrar y evaluar las indicaciones. Hay

diferentes técnicas de interpretación y evaluación según sea el tipo de líquido penetrante

utilizado (coloreado o fluorescente), así como métodos de fijado y registro de las

indicaciones obtenidas.

6. Limpieza final: se trata de eliminar los restos de los agentes químicos empleados para

prevenir posibles ataques posteriores y recuperar el estado inicial de la pieza ensayada.



El campo de aplicación del ensayo por líquidos penetrantes es la detección de

discontinuidades abiertas a la superficie en materiales porosos ya sean metálicos o no

metálicos.

Entre los materiales metálicos que se pueden ensayar con esta técnica, se encuentran

principalmente los metales no ferromagnéticos como [25][26]:

Aceros inoxidables.

Aluminio y sus aleaciones.

Cobre.

Bronce.

Latones, etc.

Los metales ferromagnéticos, como el acero al carbono y los aceros aleados, también se

pueden inspeccionar por líquidos penetrantes, aunque suele ser más ventajosa su inspección

por partículas magnéticas. Los materiales no metálicos que se pueden inspeccionar por esta

técnica son, entre otros:

Plásticos.

Vidrios.

Cerámicas plastificadas.

4.3.1.4 ENSAYO NO DESTRUCTIVO POR MÉTODO DE REPLICAS

METALOGRÁFICAS

La metalografía no destructiva o réplica metalográfica es una de las técnicas

contempladas en los ensayos no destructivos, utilizada en forma no rutinaria para detectar

heterogeneidades y defectos superficiales que se manifiestan en equipos y componentes en

servicio que trabajan a presión y temperatura en forma continua, toda vez que no se pueda

extraer una muestra metalográfica para conocer los cambios microestructurales que

hubiesen ocurrido.

La réplica metalográfica consiste en copiar la textura y relieves (interfases como

junturas de grano, límites de maclas, depresiones por presencia carburos, microgrietas, etc.)

de la superficie de cualquier aleación o metal mediante la utilización de un celuloide, el



cual se prepara adecuadamente y se presiona sobre la superficie preparada en forma similar

a cualquier probeta metalográfica de laboratorio, pero con un sobreataque químico para

magnificar las interfaces mencionadas y relieves que puedan ser copiados por el celuloide.

La réplica metalográfica permite detectar cambios microestructurales a nivel de la

superficie de los componentes como: grafitización de aceros al carbono, crecimiento de

grano, descarburización y globulización de la perlita o cementita en la perlita. En aceros

microaleados, como aceros de la familia Cr-Mo, se puede evaluar el grado de coalescencia

de los carburos, carburización superficial, desarrollo de microcavidades de creep,

microgrietas de fatiga, mecanismos de recristalización, evidencias de bandas de

deformación y maclado, y otras transformaciones de fases.

Las etapas críticas de esta técnica, las constituyen, por una parte, la preparación

meticulosa y adecuada de la superficie y, por otra parte, el análisis de la réplica con la

interpretación correcta y precisa de las marcas y huellas dejadas en el celuloide, por un

experto metalógrafo con conocimiento de microestructuras de materiales, por cuanto rayas

o zonas sin un copiado exacto de los relieves, dan lugar a malas interpretaciones por parte

de personas no especializadas.

Por otra parte, el estudio del estado microestructural de los componentes de una

caldera, se basa en la especificación de los puntos de obtención de réplicas metalográficas

en campo, considerando un plan de mantenimiento anual de la caldera, basado en un

análisis de las zonas más críticas expuestas a la degradación metalúrgica del material de

paneles o bancos de tubos debido a los parámetros de operación que existen en las

diferentes zonas y elementos del Hogar; así como también por cambios de variables de

operación como el uso de nuevos combustibles o mezclas de ellos.

4.3.1.5 ENSAYO NO DESTRUCTIVO POR MÉTODOS RADIOGRÁFICOS

Una radiografía es una imagen registrada en una placa o película fotográfica. La

imagen se obtiene al exponer dicha placa o película a una fuente de radiación de alta

energía, comúnmente rayos X o radiación gamma procedente de isótopos radiactivos (Iridio

192, Cobalto 60, Cesio 137, etc).



Al interponer un objeto entre la fuente de radiación y la placa o película las partes

más densas aparecen con un tono más o menos gris en función inversa a la densidad del

objeto. Por ejemplo: si la radiación incide directamente sobre la placa o película, se registra

un tono negro. Sus usos pueden ser tanto médicos, para detectar fisuras en huesos, como

industriales en la detección de defectos en materiales y soldaduras tales como grietas,

poros, "rechupes", etc.

La radiografía industrial de molgilner ensayo no destructivo de tipo físico utilizado

para inspeccionar materiales en busca de discontinuidades macroscópicas y variaciones en

su estructura interna. La radiación electromagnética de onda corta tiene la propiedad de

poder penetrar diversos materiales sólidos, por lo que al utilizarla se puede generar una

imagen de la estructura interna del material examinado.

El principio de esta técnica consiste en que cuando la energía de los rayos X o

gamma atraviesa una pieza, sufre una atenuación que es proporcional al espesor, densidad y

estructura del material inspeccionado.

Posteriormente, la energía que logra atravesar el material es registrada utilizando

una placa fotosensible, de la cual se obtiene una imagen del área en estudio. los rayos x son

una forma electromagnética (como una luz) que contiene una gran energía y por ello, es

posible que penetre en el cuerpo humano, produciendo así, una imagen en una placa de

fotografía durante este paso, las radiaciones se modifican, entonces, al pasar por estructuras

de gran densidad como el hueso, la imagen que se producirá en la placa será de color

blanco y si atraviesa estructuras con aire se formara una imagen de color negro.

Los colores dependerán de la densidad de las estructuras. Se utilizan los rayos X o

los Gamma para atravesar el material. Si la estructura de este es no uniforme los rayos

serán absorbidos en mayor o menor medida por el material como se muestra en la Figura

4.4.

Ventajas:

1. Provee un registro permanente muy preciso.

2. Es muy versátil y puede ser utilizado en para inspeccionar todo tipo de formas.



3. Es bastante sensible si se considera que la discontinuidad produce una reducción

razonable en el espesor de la pieza (1 a 2% en espesores de 6”, con gammagrafía la

sensibilidad puede caer al 5% en espesores de ½”).

4. Permite la caracterización de la discontinuidad.

5. Es un método ampliamente usado y probado en el tiempo.

Limitaciones:

1. Existen riesgos al manejar dispositivos radiactivos.

2. Tiene limitaciones de espesor según la energía utilizada y la densidad del material.

3. Puede requerir mucho tiempo (exposiciones largas).

4. El costo inicial del equipamiento y los materiales utilizados es muy alto.

5. Es muy dependiente de la orientación de la discontinuidad.

6. Requiere mucha experiencia y entrenamiento del operador.

Figura 4.4 Esquema de un equipo de rayos X

Medidas de seguridad:

• Aislaciones de plomo.

• Manejo extremadamente cuidadoso de la fuente de radiación antes y durante la

preparación y realización del ensayo.

1. Guardar el material en recipientes de plomo de espesor adecuado.

2. Evitar exposiciones largas. Permanecer a una distancia mínima de 3m.

3. Manipular el radio con pinzas evitando el contacto con las manos.



• Vigilar siempre la exposición indebida mediante la portación de un trozo de placa

radiográfica y mantener el chequeo de la cantidad de glóbulos blancos.

• La exposición a la radiación debe ser tan corta como sea posible.

• La distancia a la fuente de radiación debe ser tanta como sea posible.

• El blindaje utilizado debe ser de la mayor densidad y espesor posibles.

4.3.1.6 ENSAYO NO DESTRUCTIVO POR MÉTODO DE VIDEO ENDOSCOPÍA

La endoscopia es un ensayo válido para el estudio de la técnica o los ensamblajes,

cuando se trata de escultura monumental y objetos que a través de los orificios naturales de

los mismos, se puede introducir una cámara de sonda flexible con volcado de imagen

analógica en circuito cerrado de T.V.

Esto permite la obtención inmediata de las imágenes del interior de las piezas

(Figura 4.5). Resulta de vital importancia su aplicación, ya que en muchas ocasiones y

debido al gran tamaño, peso o densidad de la capa metálica, resulta complicado aplicar la

radiografía u otros sistemas de análisis.

Figura 4.5 Endoscopia

Como peculiaridades de petróleo y gas de la industria química, en este caso

específico las calderas de una refinería y las altas exigencias en materia de seguridad, las

tuberías de gran diámetro, contenedores irregulares, tubos de acero delgado y por lo tanto

necesitan espejo de inspección industrial profesional especial su pared interna para obtener

información detallada examen de inspección de superficies por endoscopia [27].



4.4 ANALIZADORES DE LOS GASES DE COMBUSTIÓN Y CÁMARAS

TERMOGRÁFICAS

El incremento de todo tipo de combustión es un agente contaminante del ambiente

con concentraciones siempre mayores de polución. La formación de humos, la lluvia ácida

y el aumento del número de alergias son consecuencias directas de este desarrollo. La

solución para una producción de energía que no perjudique el medio ambiente debe, por lo

tanto, suponer una reducción de las emisiones contaminantes.

Los contaminantes en los gases de combustión sólo pueden reducirse eficazmente si

las plantas existentes operan con el máximo rendimiento posible o si se cierran las calderas

nocivas. El análisis de los gases de la combustión ofrece un medio para determinar las

concentraciones de contaminantes y para ajustar al máximo rendimiento las instalaciones

de calor.

Otros nuevos equipos utilizados en la inspección de la caldera son precisamente los

analizadores de gases de combustión y cámaras termográficas como se observa en la Figura

4.6.

Figura 4.6 Analizador de gases de combustión

Este analizador de combustión es una herramienta que proporciona a los auditores y

técnicos instaladores de gas y calefacción una ayuda en el servicio de mantenimiento e

inspecciones en instalaciones de gas y calderas. El analizador de combustión es compacto,

ligero y fácil de utilizar.

Su aplicación se basa en la toma de una muestra de los gases que discurren por la

chimenea o el conducto de humos, tomada por succión a través de un orificio practicado en



la misma y obteniendo la concentración de sus componentes mediante analizadores

electrónicos con sensores electroquímicos con los que están equipados estos analizadores.

Además, estos equipos vienen provistos de una sonda termopar para la toma de la

temperatura de los gases, y con un programa en su memoria que, en función del análisis de

los gases, de su temperatura y de la temperatura ambiente, ofrece en pantalla el rendimiento

de la combustión.

Para ello, estos equipos disponen de un conducto de aspiración (creada por una

micro bomba con la que van equipados) para la toma de la muestra de gas, y de un

programa de cálculo en su memoria interna con la composición de los combustibles más

habituales, por lo que los resultados son inmediatos una vez seleccionado el combustible

adecuado. La pantalla con que vienen equipados estos analizadores, e incluso su impresora,

dará los siguientes resultados (función de cada producto comercial):

• : % en volumen

• : % en volumen

• : partes por millón, ppm. (p.ej. 2.000 ppm = 0,2%)

• Exceso de aire: %

• Rendimiento de la combustión: %

La mayoría de los analizadores portátiles enfrían la muestra por debajo del punto de

rocío, lo que hace condensar el agua formada en la combustión, la cual posteriormente es

extraída del equipo de alguna forma (gel de sílice, depósito de condensado), por lo que la

lectura puede considerarse expresada en función de la composición seca de los gases.

Para que la toma de muestras sea representativa se ha de cuidar:

• Poner la caldera a régimen en la posición de máxima potencia y hacerla funcionar

en continuo un mínimo de 5 minutos.

• Evitar variaciones del quemador.

• Seleccionar un punto adecuado para el orificio (centrado) e introducir la sonda hasta

el punto central de la sección de la chimenea (conducto de humos).

• Evitar las infiltraciones parásitas de aire (el orificio de toma de muestras estará

posiblemente en depresión).



Mediante la cámara termográfica se pueden hacer claramente visibles problemas de

aislamiento y otras anomalías de construcción. Las medidas de corrección se llevan a cabo

rápidamente para ahorrar energía. Una cámara termográfica es especialmente interesante

para utilizarla in situ, para llevar a cabo inspecciones de instalaciones y máquinas, así

como, tareas de seguridad. A medida que la termografía se ha desarrollado, la cámara

termográfica se ha adaptado a dicho desarrollo. Las cámaras se han fabricado cada vez más

pequeñas, sencillas de manejar y más baratas. Debido a su pequeño tamaño tiene absoluta

movilidad. Esta cámara termografica se distingue por su sencillo manejo incluso por

personas que no son especialistas como se muestra en la Figura 4.7.

Figura 4.7 Cámara termográfica

4.5 EJEMPLO PRÁCTICO DE ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS EN

CALDERAS

INSPECCIÓN DE LA CALDERA

Antes de aplicar los ensayos no destructivos en calderas es necesario cumplir con los

objetivos de la auditoría energética:

Planeación y recopilación de la información.

Análisis de los equipos y sistemas.

Realizar mediciones en equipos y sistemas.

Definición de los potenciales de ahorro.

Elaboración del informe final.



1- Domo.

a. Inspección de soldaduras mediante P. Magnéticas.

b. Medición de Espesores por ultrasonido mediante B-SCAN (Figura 4.8).

Figura 4.8 Video endoscopia en el Domo

2- Hogar; Tubos Pared de agua:

a. Medición de Espesores mediante B-SCAN.

b. Ultrasonido continuo en generatriz frontal para la identificación de deposiciones y

deformaciones (bubones).

c. Visual .

d. Inspección de soldaduras.

e. Determinación microestructural mediante Réplicas Metalográficas.

f. Inspección Visual Remota (Videoendoscopia) como en la Figura 4.9.

Figura 4.9 Video endoscopia en el Hogar



3- Banco Generador:

a. Medición de Espesores mediante B-SCAN.

b. Ultrasonido continuo .

c. Visual.



4- Serpentines (Ver Figura 4.10 y 4.11):

a. Visual.

b. Medición de Espesores mediante B-SCAN.

c. Ultrasonido continuo.



f. Inspección Visual Remota (Videoendoscopia).

Figura 4.10 Inspección visual en serpentines



Figura 4.11 Inspección visual en serpentines

5- Colectores Sobrecalentadotes / Agua

a. Medición de Espesores mediante B-SCAN

b. Ultrasonido continuo Visual

c. Inspección de soldaduras mediante P. Magnéticas

d. Determinación microestructural mediante Réplicas Metalográficas

e. Inspección Visual Remota (Videoendoscopia)

6- Estructuras

a. Inspección visual de soportería estructural vigas y columnas

b. Registro fotográfico digital

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES



Nuestro país posee una gran cantidad de fuentes de energía. En México, por

ejemplo, la mayor parte de la generación de energía se realiza a través del petróleo, carbón

y gas natural, impactando de manera importante el medio ambiente al depender de los

recursos no renovables, como son los combustibles fósiles. Al utilizarlos se emite a la

atmósfera una gran cantidad de gases de efecto invernadero, los cuales, provocan el

calentamiento global de la tierra, cuyos efectos se están manifestando y son devastadores.

Dada la creciente preocupación por la preservación del medio ambiente, el impacto

que los seres humanos tienen en él y las consecuencias nocivas de nuestras actividades en

el entorno, es de vital importancia el ahorro de energía en todos los niveles.

La auditoría energética se puede definir como un estudio integral de todos los

aspectos, tanto técnicos, económicos y ambientales que afectan directa o indirectamente al

consumo de las diferentes energías en equipos y edificios, en este caso calderas, cuyo

objetivo es establecer un conjunto de reformas o mejoras encaminadas a un uso racional de

la energía. Dichas mejoras no deben suponer una disminución en la calidad de los servicios

prestados o en la productividad del proceso.

Para que estas auditorías cumplan sus objetivos fundamentales de evaluar

cuantitativa y cualitativamente el uso de la energía, es necesario contar con herramientas y

tecnologías actuales para llevar a cabo las mediciones e inspecciones de manera adecuada.

Las nuevas tecnologías utilizadas en las auditorias de calderas permiten identificar los usos

irracionales e innecesarios de energía basándose en la operación real y la indicada por los

procedimientos, midiendo los flujos, presiones y temperaturas de los fluidos en la entrada y

salida de cada ciclo o proceso.

Al terminar la auditoría y establecerse un diagnóstico energético, se recomienda

presentar de manera clara, la acción concreta a realizar para obtener los ahorros evaluados.

De forma general para los generadores de vapor se recomienda:

Optimizar la combustión.

Sustitución del tipo de combustible.



Sustitución de quemadores.

Eliminar fugas y grietas de las calderas.

Mejorar la transferencia de calor en los tubos de agua.

Cambios en los equipos auxiliares de las calderas.

Ahorrar y usar eficientemente la energía eléctrica, así como cuidar el medio ambiente,

es un cambio de hábitos y actitudes que pueden favorecer una mayor eficiencia en el uso de

la energía, el empleo racional de los recursos energéticos, la protección de la economía

familiar y la preservación de nuestro entorno natural.

REFERENCIAS


REFERENCIAS

[1] Alfredo Barriga. Dirección de Energía Alternativa y eficiencia Energética, Ministerio de

Minas y Energía. Auditoría Energética de un Sistema de Vapor. Recuperado de

http://www.cdts.espol.edu.ec/documentos/Auditoria%20Energetica.pdf

[2] Santiago Betancur Mesa. Unidad de Planeación Minero Energética, Ministerio de Minas

y Energía. Sistemas de Vapor. Recuperado de http://www.si3ea.gov.co/Eure/5/inicio.html

[3] Agencia Andaluza de Energía, Consejería de Economía, Innovación y Ciencia.

Metodología para la elaboración de auditorías energéticas en la industria. Recuperado de

https://www.agenciaandaluzadelaenergia.es/sites/default/files/metodologia_xwebx1.pdf

[4] Rafael Chávez Reyes. Procesos y Materiales Utilizados en Refinerías de Petróleo

Instituto Mexicano del Petróleo.

[5] Gary J.H., Handwerk G.E. Petroleum Refining, Technology and Economics. Editorial

Reverté, páginas 195, 231.

[6] Comisión Nacional para el Ahorro de Energía (2002). Guía de vapor para la Industria.

Recuperado de http://ucatee.cnpml.org.sv/UCATEE/ee/docs/GUIA_VAPOR_FINAL.pdf

[7] Gabriela Bautista Vargas (2012). Mejora continua de un sistema de alimentación de

agua y generación de vapor. Tesis de Licenciatura publicada Capítulo 4. Descripción de un

sistema generador de vapor. Universidad de las Américas, México.

[8] Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía. Recuperado de

http://www.conuee.gob.mx/wb/

[9] Tomas F. Lammers, Herbert B. Lammers y Everett Woodruff (1992). Steam Plant

Operation. Chicago: Editorial Mc Graw Hill.

[10] Estrucplan (2011). Partes principales que componen una caldera. Recuperado de

http://www.estrucplan.com.ar/Producciones/entrega.asp?IDEntrega=2953

[11] Council of Industrial Boiler Owners. Energy Efficiency Handbook. Recuperado de

https://www1.eere.energy.gov/manufacturing/tech_assistance/pdfs/steamhandbook.pdf

[12] Babcock Wanson Grupo CNIM. Calderas Industriales y Aplicaciones por tipo de

Caldera. Recuperado de http://www.babcock-wanson.es/calderas_industriales_tipos.aspx

REFERENCIAS


[13] Grupo Axis Foster. Boilers Installed in PEMEX. Recuperado de

http://www.axisfoster.com.mx/index.php/calderas

[14] Gerald Parkinson (1979). The energy audit. Chemical Engineering.

[15] Williams M.A. (1976). Organizing an Energy Conservation Program. Chemical

Engineering.

[16] James Troyan (1978). Energy conservation records require accurate records.

Chemical Engineering.

[17] Toledo V., Ma. Del Rocío (1986). La auditoría energética en la industria de la

transformación. Tesis de Licenciatura no publicada, ESIQIE-IPN.

[18] Luis Rey Infante Ávila (1992). Auditoría energética en sistemas generadores de

vapor. Tesis de Licenciatura publicada. Escuela Superior de Ingeniería Química e

Industrias Extractivas. Instituto Politécnico Nacional.

[19] Junta de Castilla y León, Consejería de Economía y Empleo (2009). Manual de

procedimiento para la realización de auditorías energéticas en edificios. Depósito Legal

LE-357-2009

[20] Arnulfo Oelker Behn (2015). Auditorías Energéticas. Thermal Engineering LTDA.

[21] Ing. Pedro Sebastián Vargas, 5° Congreso Internacional de energías alternativas 2015.

“Inducción para la realización de un diagnóstico energético”. Curso pre-congreso ESIME

IPN.

[22] Rossmann Ingeniería, Mantenimiento industrial. “Auditoría energética de calderas de

vapor y de agua caliente”. Alejandro Palacios Rodrigo. 1-2-2015

[23] CYTEMA, Campus de Excelencia Internacional 2011. “Guía para la realización de

auditorías energéticas en edificios públicos”. Diagnóstico General pp. 11

[24] Inspección de Calderas Industriales AKURENDIS. “Procedimientos de Inspecciones,

Ensayos no Destructivos y Asesoramiento en Generadores de Vapor, Calderas

Industriales.”

[25] Norberto Spinelli, Calderas y Recipientes. “Inspecciones y ensayos recomendados”.

Santa Fe, Argentina.

REFERENCIAS


[26] Consejería de Economía y empleo, Junta de León y Castilla. “Manual de

Procedimiento para la realización de auditorías energéticas en edificios”. pp 30-34

[27] Agencia Andaluza de la Energía, Consejería de Economía, innovación y Ciencia.

“Metodología para la elaboración de auditorías energéticas en la industria”.

[28] Carlos Daniel Montes Díaz “Estudio comparativo de las normas internacionales ISO

14001 e ISO 50001”. Noviembre 2015, ESIQIE IPN.

BIBLIOGRAFÍA

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http://www.tlv.com/global/LA/steam-theory/flash-steam.html#

Sigma Thermal. Hot oil boiler. Recuperado de: http://www.sigmathermal.com/hot-oil-

boiler/

Auditoría Superior de la Federación (2006). Auditorías practicadas por la ASF a PEMEX

refinación.

Comité de normalización de PEMEX y Organismos Subsidiarios (2012). Sistema de

Control y Protecciones de Calderas.

Eficiencia y Ahorro Energético, Guía técnica. “Procedimiento de inspección periódica de

eficiencia energética para calderas”. Instituto para la diversificación y Ahorro de la

energía.

NOM-020-STPS-2011Recipientes sujetos a presión, recipientes criogénicos y generadores

de vapor o calderas-Funcionamiento-Condiciones de seguridad. Diario Oficial de la

Federación.

ANEXOS


ANEXO A Calderas instaladas en Pemex Refinación

SIEMENS30/06/2012

CARACTERISTICAS DE CALDERAS INSTALADAS EN TODAS LAS REFINERIAS DE PEMEX.

REFINERIA MIGUEL HIDALGOTULA HIDALGO

CB1 CB2 CB3 CB4 CB5 CB6 CB7

MARCA babcock babcock babcock babcock babcock babcock babcock

CAPACIDAD Ton / hr 220 220 220 220 220 220 220

NUM. QUEMADORES 6 6 6 6 6 6 6

PRESION 60 bars 60 bars 60 bars 60 bars 60 bars 60 bars 60 bars

TIROS FORZADOS 2 2 2 2 2 2 2

PRESION HOGAR 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar

ULTIMO MANT. MECANICO

SOPLADORES

INSTRUMENTACION

INICIO DE OPERACIÓN

ULTIMO MANTENIMIENTO

AÑOS DE VIDA RESTANTES

% DE VAPOR A TUBOS

% DE VAPOR A PROCESO

REFINERIA ING. HECTOR R. LARA SOSACADEREYTA NVO. LEON

CB1 CB2 CB3 CB4 CB5 001A 001B 002A 002B

MARCA babcock babcock babcock babcock babcock babcock babcock babcock babcock

CAPACIDAD Ton / hr 200 200 200 200 50 100 100 80 80

NUM. QUEMADORES 6 6 6 6 1 2 2 2 2

PRESION 60 Bars 60 Bars 60 Bars 60 Bars 20 Bars 20 Bars 20 Bars 3.5 Bars 3.5 Bars

TIROS FORZADOS 2 2 2 2 2 2 2 2 2

PRESION HOGAR 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar

Poniente 116 num. 590Colonia industrial vallejo Mexico D.F. 1

SIEMENS30/06/2012


SOPLADORES

INSTRUMENTACION




% DE VAPOR A TUBOS



REFINERIA LAZARO CARDENASMINATITLAN VERACRUZ

CB2 CB3 CB4 CB5 BF 501 BF 502

MARCA ABB BABCOCK CERREY BABCOCK ABB ABB

CAPACIDAD Ton / hr 200 200 200 200 57 57

NUM. QUEMADORES 6 6 6 6 4 4

PRESION 60 bars 60 bars 60 bars 30 bars 19 bars 19 bars

TIROS FORZADOS 2 2 2 2 2 2

PRESION HOGAR 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar


SOPLADORES

INSTRUMENTACION




% DE VAPOR A TUBOS


SIEMENS30/06/2012


REFINERIA FRANCISCO I. MADEROCD. MADERO TAMAULIPAS

MPB1 MPB2 MPB3 MPB4 CB2 CB3 CB5 CB6 CB7

MARCA BABCOCK BABCOCK BABCOCK CERREY FOSTER W FOSTER W CERREY CERREY CERREY

CAPACIDAD Ton / hr 120 120 120 180 300 300 300 300 300

NUM. QUEMADORES 4 4 4 6 6 6 10 10 10

PRESION 42 Bars 42 Bars 42 Bars 42 Bars 20 Bars 20 Bars 60 bars 60 bars 60 bars


PRESION HOGAR -8 mbar -8 mbar -8 mbar 6 mbar 4 mbar 4 mbar 12 mbar 12 mbar 12 mbar


SOPLADORES

INSTRUMENTACION




% DE VAPOR A TUBOS



REFINERIA ING. ANTONIO DOVALI JAIMESALINA CRUZ OAXACA


SIEMENS30/06/2012

CB1 CB2 CB3 CB4 CB5 CB6

MARCA Foster Foster Cerrey Cerrey Babcock Babcock

CAPACIDAD Ton / hr 200 200 200 200 200 200

NUM. QUEMADORES 6 6 6 6 6 6

PRESION 60 Bar 60 Bar 60 Bar 60 Bar 60 Bar 60 Bar

TIROS FORZADOS 2 2 2 2 2 2

PRESION HOGAR 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar


SOPLADORES

INSTRUMENTACION




% DE VAPOR A TUBOS


REFINERIA ING. ANTONIO M. AMORSALAMANCA GUANAJUATO

CB1 CB2 CB3 CB4 CB5 CB6 CB7 CB8 CB9

MARCA Babcock Babcock Foster Foster Foster Cerrey Cerrey ?? Foster

CAPACIDAD Ton / hr 159 135 200 200 200 120 120 135 182

NUM. QUEMADORES 4 4 6 6 6 8 8 4 4

PRESION 20 Bars 20 Bars 60 Bars 60 Bars 60 Bars 60 Bars 60 Bars 20 Bars 20 Bars


PRESION HOGAR 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar 50 Mbar


SOPLADORES

INSTRUMENTACION



SIEMENS30/06/2012



% DE VAPOR A TUBOS



Steam Generators Foster Wheeler Mexicana installed at PEMEX

Capacity Pressure Temp Burners

Ton/h Bar °C Number

Refinery Francisco I. Madero Ciudad Madero Tamaulipas

CB2 300 20 6 2 4mbar OUT OF SERVICE 1970

1 CB3 300 20 6 2 4mbar 1970

2 CB2N 200 42 375 6 2 UNDER FABRICATION 2013

Refinery Ingeniero Antonio Dovali Jaime Salina Cruz Oaxaca

3 CB1 200 60 482 6 2 50mbar 1974

4 CB2 200 60 482 6 2 50mbar 1974

5 F3BL1 49 NA NA NA 2002 / 2012 Waste Heat Recovery Boiler 1991

Refinery Ingeniero Antonio M. Amor Salamanca Guanajuato

6 CB3 200 60 482 6 2 50mbar 1972

7 CB4 200 60 482 6 2 50mbar 1973

8 CB5 200 60 528 6 2 50mbar 2010 Realizado por FWM 1977

9 CB9 200 6

10 27 NA NA NA 1993 Waste Heat Recovery Boiler 1993

Refinery Ingeniero Hector R. Lara Sosa Cadereyta, Nuevo Leon

11 CB-1601 25 NA NA NA 1994 Waste Heat Recovery Boiler 1994

12 E-47 5 NA NA NA 1994 Waste Heat Recovery Boiler 1994

Petrochemical Complex La Cangrejera Coatzacoalcos, Veracruz

21 CB1~CB9 225 9 Boilers 1975

Gas Processing Complex Lombarda, Tabasco

26 200 5 Boilers 1977

Gas Processing Complex Huimanguillo, Tabasco

30 237 4 Boilers 1981

Petrochemical Complex Morelos Coatzacoalcos, Veracruz

31 25 Waste Heat Recovery Boiler 1986

Petrochemical Complex Tula Coatzacoalcos, Veracruz

32 35 Package Boiler 2004

Inicio de

OperaciónNo Tag

Forced Draft

Fan

Furnace

Pressure

Last

Maintenance

Mantenimiento

Comments

FOSTER WHEELER MEXICANA, S.A. DE C.V. DISEÑO Y FABRICACIÓN DE EQUIPOS TERMODINÁMICOS

PROYECTOS - INGENIERÍA DE PROCESO

120201 Calderas FW Instaladas en Pemex Refinacion

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