GENERACIÓN DE VAPOR.

DEFINICIONES

· Generador de vapor: es el conjunto o sistema formado por una caldera y sus equipos complementarios, destinados a transformar agua de estado líquido en estado gaseoso a temperaturas y presiones diferentes de la atmosférica.

· Caldera de vapor: recipiente metálico en el que se genera vapor a presión mediante la acción de calor.

OBJETIVOS

Las calderas o generadores de vapor son equipos cuyo objetivo es:

· Generar agua caliente para calefacción y uso general.

· Generar vapor para industrias.

· Accionar turbinas de equipos mecánicos.

· Suministrar calor para procesos industriales.

· Producción de energía eléctrica mediante turbinas a vapor.

La generación de vapor de agua se produce mediante la transferencia de calor del proceso de combustión que ocurre en el interior de la caldera hacia el agua, elevando de esta manera su temperatura, presión y convirtiéndola en vapor.

TIPOS DE CALDERAS.

Existen varias formas de clasificación de caldera, entre estas se puede señalar las siguientes:

2

2

2

2

Según su movilidad:

· Fija o estacionaria.

· Móvil o portátil.

Según la presión de trabajo:

· Baja presión. 0 a 2,5 kg/cm

· Media presión. 2,5 a 10 kg/cm

· Alta presión. 10 a 220 kg/cm

· Supercríticas. más de 200 kg/cm

Según su generación:

· De agua caliente.

· De vapor saturado o recalentado.

Según el ingreso de agua a la caldera:

· Circulación natural: el agua se mueve por efecto térmico.

· Circulación forzada: el agua circular mediante el impulso de una bomba.

Según la circulación del agua y de los gases en la zona de tubos:

· Pirotubulares o de tubos de humo.

· Acuotubulares o de tubos de agua.1

CALDERAS PIROTUBULARES O DE TUBOS DE HUMO.

La caldera de vapor pirorubular, concebida especialmente para el aprovechamiento de gases de recuperación presenta las siguientes características.

Está formada por un cuerpo cilíndrico de disposición horizontal, incorpora interiormente un paquete multitubular de transmisión de calor y una cámara superior de formación y acumulación de vapor, el hogar y los tubos están completamente rodeados de agua, la llama se forma en el hogar pasando los humos por el interior de los tubos de los pasos siguientes para finalmente ser conducidos hacia la chimenea, una de sus desventajas es que presentan una elevada pérdida de carga en los humos.

Figura 1.1 Calderas pirotubulares.

Características:

· Sencillez en su construcción.

· Facilidad en su inspección, reparación y limpieza.

· Gran peso.

· La puesta en marcha es lenta.

· Gran peligro en caso de explosión o ruptura.1

CALDERAS ACUOTUBULARES O DE TUBOS DE AGUA.

En estas calderas el agua está dentro de los tubos ubicados longitudinalmente en el interior y se emplean para aumentar la superficie de calefacción, los mismos están inclinados para que el vapor a mayor temperatura al salir por la parte más alta provoque un ingreso natural del agua más fría por la parte más baja.

La llama se forma en un recinto de paredes tubulares que configuran la cámara de combustión. Soporta mayores presiones, pero es más cara, tiene problemas de suciedad en el lado del agua, y menor inercia térmica.

Las calderas acuotubulares eran usadas en centrales eléctricas y otras instalaciones industriales, logrando con un menor diámetro y dimensiones totales una presión de trabajo mayor.

Características:

· La Caldera de tubos de agua tiene la ventaja de poder trabajar a altas presiones, dependiendo del diseño llegan hasta 350 psig.

· Se fabrican en capacidades de 20 HP hasta 2000 HP.

· Por su fabricación de tubos de agua es una caldera inexplosible.

· La eficiencia térmica está por arriba de cualquier caldera de tubos de humo, ya que se fabrican de 3, 4 y 6 pasos dependiendo de la capacidad.

· El tiempo de arranque para la producción de vapor a su presión de trabajo es mínimo.

· El vapor que produce una caldera de tubos de agua es un vapor seco, por lo que en los sistemas de transmisión de calor existe un mayor aprovechamiento.1

Figura 1.2 Calderas acuotubulares.

1.1.2 SISTEMAS COMPLEMENTARIOS DE AGUA Y COMBUSTIBLE

Estos sistemas son muy importantes ya que tanto el agua como el combustible líquido requieren un tratamiento especial antes de ingresar a la caldera, esto se lo realiza con el fin de aumentar la eficiencia y alargar la vida útil de la misma.

Circuito de alimentación de combustible.

El sistema de alimentación de combustible hacia la caldera es vital en el proceso de generación de vapor, las calderas pueden utilizar diferentes tipos de combustibles como los siguientes:

· Combustibles sólidos: madera, carbones fósiles, antracita, hulla, lignito, turba, residuos orgánicos, carbón vegetal o leña. Su alimentación hacia la caldera puede ser manual o mediante bandas transportadoras.

· Combustibles Líquidos: Los combustibles líquidos presentan, en general mejores condiciones que los sólidos para entrar en combustión y son sustancias que se las obtienen por destilación, ya sea del petróleo crudo o de la hulla y son los siguientes: nafta, kerosén, Diesel-oil, fuel-oil, alquitrán de hulla, alquitrán de lignito.Hay que tomar en cuenta que para la utilización de algunos de estos combustibles como por ejemplo el fuel oil (bunker) debe ser previamente precalentado debido a su viscosidad, el calentamiento se lo puede hacer con un sistema de resistencias eléctricas y posteriormente con un sistema de calentamiento basado en la utilización del vapor de agua que genera la propia caldera.

· Combustibles gaseosos: Los combustibles gaseosos son los que mejores condiciones tienen para entrar en combustión.A continuación citaremos algunos tipos de combustibles gaseosos: gas natural, gas de alumbrado, acetileno, gas de agua, gas de aire, gas pobre o mixto, gas de alto horno.1

Circuito de alimentación de agua.

La alimentación de agua hacia las calderas se las hace de diferentes maneras entre esta están:

· Red de abastecimiento (circuitos abiertos).

· Bombas impulsoras.

· Por termosifón (diferencia de densidades del agua caliente y fría).

Hay que considerar que el agua viene con impurezas sólidas e impurezas diluidas como es el caso de sales y minerales que le da la característica de dureza al agua y son perjudiciales ya que estas sales producen las denominadas incrustaciones en el interior de la caldera o en las mismas tuberías y las corroen disminuyendo su vida útil.

Debido a esto se debe hacer un tratamiento del agua antes que ingrese a la caldera, cabe destacar que no existe ningún procedimiento simplista ni producto químico apropiado para el tratamiento de todas las clases de aguas. Cada caso se debe considerar individualmente, los tratamientos más conocidos son los siguientes: filtrado, separación de lodos, calentamiento, vaporización o destilación, desaireación, tratamiento con cal apagada, tratamiento con carbonatosódico, tratamiento con hidróxidos cálcico, con fosfato trisódico y coagulantes.1

ANÁLISIS DE SISTEMAS DE VAPOR

El vapor de agua es uno de los medios de transmisión de calor de mayor efectividad, y su fácil generación y manejo lo han situado como uno de los servicios auxiliares más difundidos en la industria. En los diagnósticos energéticos, se han encontrado grandes potenciales de ahorro en la generación y distribución de vapor, que van desde 5 hasta 20% del consumo de combustible.

El presente documento contiene información base a ser empleada para evaluar energética y económicamente el potencial existente en sistemas de generación y distribución vapor. La información contenida se encuentra dividida en:

1. MEDICIONES. En la parte correspondiente a mediciones, se tratan de aspectos básicos de instrumentación como las mediciones que son requeridas para realizar evaluaciones, la forma de realizarlas y métodos alternativos para el caso de que no se cuente con los instrumentos necesarios o con la posibilidad de tomar la medición.

2. MÉTODOS DE CÁLCULO. Dada la aceptación a escala internacional del código de pruebas de potencia de la American Society of Mechanical Engineers (ASME PTC 4.1); este fue tomado como referencia para el cálculo de la eficiencia en generadores de vapor, utilizando los métodos de pérdidas, y el de entradas y salidas (Directo).

1.1 MEDICIONES Y PRUEBAS DE COMBUSTIÓN EN LOS GENERADORES DE VAPOR.

La medición en un diagnostico energético, es una etapa que, mediante la instrumentación adecuada, experiencia, buen criterio, programación, análisis, coordinación y planeación apropiadas, permite dar seguimiento al flujo y distribución de energía en sus procesos de transformación y establecer un balance en cada etapa y en cualquier tiempo.

Aún cuando las aplicaciones, usos finales, fuentes de pérdida y formas de la energía son numerosas, conceptualmente los procesos siguen patrones bien establecidos y sencillos en sus transformaciones de energía química – térmica – mecánica – eléctrica.

Para la medición, se parte del conocimiento de los parámetros que intervienen en cada etapa de transformación, de los efectos que el cambio produce en ellos y de los patrones que siguen esos cambios.

La calidad del diagnóstico energético, y por lo tanto la efectividad de las medidas

que se recomienden, dependerá de la precisión, exactitud, forma y condiciones en que las mediciones sean tomadas, por lo que habrá que cuidar la variación entre

lecturas y para una serie de lecturas del mismo parámetro y bajo las mismas condiciones, se esperarían valores similares, en caso contrario se deberán analizar buscando el origen de la variación; mediciones de la misma variable y bajo las mismas condiciones deberán mostrar valores con poca variación, en caso contrario las lecturas deberán desecharse y se tendrán que repetir las mediciones hasta obtener la precisión adecuada. Otro aspecto importante es el punto donde se tomen las mediciones.

a. Propósito de las Pruebas y Mediciones. Las pruebas y mediciones tendrán como objetivo, conocer el comportamiento energético de la unidad, por lo que será importante y necesario representar o reproducir las condiciones y régimen de operación que normalmente se tienen durante la mayor parte del tiempo en servicio, en la unidad que se prueba.

Los parámetros principales a medir serán aquellos cuya influencia es importante o determinante en los cálculos de eficiencia o rendimiento energético de la caldera, y de éstos, aquellos con mayor exigencia en la precisión serán los que en forma directa o en mayor proporción participen en el cálculo de pérdidas.

b. Condiciones Deseables de Prueba. La campaña de mediciones y pruebas nos presenta también la oportunidad de determinar, además del rendimiento energético, la capacidad real de generación y la identificación de áreas de mejora operativa o de factores limitantes para obtener la generación máxima y óptima del generador de vapor, por lo que será recomendable revisar y de preferencia comprobar que sean previstas en la planeación de campaña de mediciones como mínimo las condiciones que se dan al final.

c. Pruebas a Diferente Régimen. Aún cuando sería deseable conocer el comportamiento de una caldera en toda su gama de capacidades, esta condición y las posibilidades prácticas de conseguirlo son poco comunes por alguna, entre otras, de las siguientes razones:

Condiciones determinantes por demanda de usuarios principales del vapor.

Perfil de carga constante. Imposibilidad por deterioro o “derrateo” de la unidad para alcanzar su

capacidad nominal. Problemas con sistemas o equipos auxiliares. Ajustes o problemas de potencia del sistema de control. Sobredimensionamiento de las unidades. Diseño original inapropiado del generador de vapor.

1.2 PREPARACIÓN DE LAS MEDICIONES.

Se sugiere que previamente a la prueba en que se realizarán las mediciones, se mantenga la carga del generador de vapor durante un lapso de una hora para que los parámetros: presión, temperatura y flujo se estabilicen. A partir de los 30 minutos, se tomarán lecturas para verificar la estabilidad y en el caso de que ésta se haya logrado, se procederá a iniciar la prueba.

Antes de realizar las pruebas y las mediciones correspondientes, es conveniente realizar una inspección completa al sistema para verificar la operación de todos los instrumentos, incluyendo los equipos portátiles. El equipo de trabajo dará indicaciones al personal que participará en las mediciones y en la prueba. Con el propósito de que todos los datos necesarios para el cálculo sean obtenidos.

Las pruebas se realizarán de ser posible, al 50% (carga baja), 75% (carga media) y al 100 % (carga máxima de trabajo), de acuerdo al proceso productivo. Cada prueba se realizará durante una hora y se tomarán mediciones cada 15 minutos, las que se registrarán en los formatos correspondientes. Los valores medidos no deben tener discrepancias mayores del 5% entre sí en cada prueba, pues de lo contrario ésta tendrá que repetirse.

1.3 DIFERENTES OPCIONES DE PRUEBA.

La medición plantea un problema diferente para cada planta de acuerdo con el servicio, las necesidades y la calidad requerida del vapor por los usuarios en planta, sin embargo hay una serie de opciones o artificios que pueden ser empleados por el consultor o ejecutor de las pruebas y de los cuales, sin que esto sea limitativo, se exponen a continuación algunos.

1. Distribución de Carga. Las plantas que cuentan con más de una unidad en disponibilidad; ya sea en servicios todos o con unidad en reserva tendrán siempre posibilidades de operar con otras unidades para lograr el nivel deseado en cada carga o régimen seleccionado para medición.

Esto particularmente resuelve los problemas de alta carga en el caso de la reserva y de alta o baja carga en el caso de usar otras unidades en servicio.

Lo anterior sin embargo establece el concurso de varios condicionantes, entre otros: que las calderas alimenten al mismo sistema, que operen a la misma presión de trabajo, que no sean de capacidades muy distintas, etc.

2. Programación de Acuerdo con el Perfil de Carga Normal. Esta opción normalmente requiere de un tiempo más amplio en la ejecución de la campaña de mediciones ya que para tener representados diferentes niveles de carga debe ajustarse al perfil de un período típico de operación que

incluya los valores mínimo y máximo de carga en la planta y ese período puede ser diario, semanal, mensual, etc.

3. Programa de Pruebas con Producción Programada. Si el perfil y procesos normales de producción no permiten representar los niveles de carga en toda la gama deseada, hay la posibilidad de convenir temporalmente y por mínimo tiempo posible, algunas operaciones del proceso ya sea para desplazar una operación respecto de otra o para hacerlas coincidir.

Lo anterior puede convenirse, en fechas, horas y duración, con los responsables a cargo de producción y de áreas específicas de proceso y permitirá realizar las pruebas en menor tiempo que en la opción anterior.

4. Variación del Régimen de Combustión Independientemente de la Generación de Vapor. En muchos casos podrá realizarse la operación de variar temporalmente el régimen de combustión de una caldera y realizar mediciones de combustión a diferentes regímenes entre el mínimo y el máximo independientemente de la generación de vapor instantánea.

Lo anterior es posible de acuerdo con los siguientes razonamientos:

La gran mayoría de las calderas industriales, medianas y pequeñas, en capacidades de generación nominales de 500 CC y menores están equipadas con sistemas de control de combustión tipo posicionador - paralelo y control de dos posiciones y un elemento para el sistema de agua de alimentación (o de nivel).

Las calderas tienen almacenamiento o inercia térmica que pueden adecuadamente aprovechar por períodos cortos.

El control de agua de alimentación, por otro lado, opera en forma independiente y únicamente obedece a señales de arranque y paro de la bomba de alimentación, a través de señales de un interruptor en el casco (envolvente - coraza - cuerpo) o domo de la caldera según el tipo.

En el caso de control de combustión, lo anterior significa, que para cada valor de presión, dentro de la banda de desviaciones permisible del control de presión de vapor, corresponde una posición angular del eje maestro y para cada ángulo de la manivela de éste hay una posición fija del mecanismo de leva/seguidor o manivela en la válvula de control, según el tipo de combustible correspondiente con una posición fija de las compuertas de registros y de regulación de aire.

Un buen número de calderas tienen controles de agua de alimentación de dos posiciones (dentro-fuera) cuyas características e influencia en el

control de combustión pueden aprovecharse adecuadamente para estas maniobras.

Esta configuración permite el operar por períodos cortos, el control de combustión a diferente régimen de fuego independientemente que se tenga alta o baja evaporación en la caldera.

Las calderas pueden operarse manualmente y conseguir una situación favorable de combinación, presión de vapor-nivel de agua adecuada para la operación por corto tiempo a un régimen de combustión distinto al de la generación instantánea.

Además en calderas medianas y pequeñas la estabilidad en las condiciones de combustión y análisis de gases puede lograrse en pocos minutos, así como la temperatura con un factor de corrección que no influye en la veracidad de los resultados.

Si se analizan los conceptos anteriores se entenderá que es relativamente fácil operar manualmente, ya sea con desconexión de mecanismos maestros o sin necesidad de éstos y lograr prácticamente cualquier nivel de régimen de combustión, dentro de las capacidades del sistema, para obtener una información completa de las unidades y lograr un diagnóstico adecuado.

Lo anterior se consigue variando manualmente el nivel o régimen de combustión desde el tablero de control, cuando se tiene control manual remoto, o bien desconectando el varillaje del servomotor de control de presión, que permita operar manualmente el eje maestro al ángulo o posición que requiere el régimen de combustión deseado.

Esta condición permite obtener mediciones confiables de combustión y análisis de gases para cualquier condición de carga a prácticamente cualquier generación de vapor y con bajo margen de error en la temperatura de gases. Lo anterior es más cierto en las calderas de tubos de humo, las que por otras parte, permiten también un margen en tiempo de estas condiciones de “carga ficticia” dada la mayor relación de almacenamiento de agua a producción de vapor con respecto a las calderas de tubos de agua.

En los casos de calderas con sistemas de control más elaborado como el posicionador en serie, también se aplica lo anterior y cuando las calderas están equipadas con control modulante de agua de alimentación, estas operaciones también pueden realizarse con mayor precisión y seguridad.

Tabla 1. Lista de Mediciones y Lugares Donde se van a Efectuar.

MEDICIÓN LUGAR

MEDIO AMBIENTE

· Temperatura ambiente de bulbo seco· Temperatura ambiente de bulbo húmedo· Humedad relativa· Presión barométrica

Área donde se localice el sistema de generación y distribución de vapor.(Punto No. 9)

GENERADOR DE VAPOR

Chimenea· Análisis de gases· Temperatura de gases de escape

En algún lugar de la tubería, lo más cercano posible al cuerpo de la caldera, para evitar que la medición se vea afectada por posibles infiltraciones de aire. (Punto No. 2,3 ó 4)

Agua de alimentación· Flujo· Temperatura· Presión· Conductividad

En la instrumentación localizada a la descarga de la bomba de agua de alimentación y en el tanque de agua de alimentación.(Punto No. 1 ó 10)

Vapor· Flujo· Temperatura· Presión

En la instrumentación localizada en el generador de vapor, o en el cabezal de distribución de vapor.(Punto No. 8)

Combustible· Flujo· Temperatura

En el tanque de día, a la descarga de la bomba del combustible o en la caseta del suministro de combustible. (Punto No. 6 u 7)

Aire· Temperatura del aire a quemadores

En cuarto de máquinas. En el ducto de aire o a la salida del calentador de aire. (Punto No. 5)

· Temperatura de superficie

TUBERÍA, TANQUES Y DEPÓSITOS

Superficie o pared del equipo que se trate,· Dimensiones del equipo o tubería

· Diámetro de fuga· Presión del vapor fugado· Temperatura de la fuga

· Temperatura· Presión· Flujo

En el cuerpo del equipo que se trate.

FUGAS

En el lugar donde se detecten.

PURGAS

Cabezales de distribución o instrumentación localizada en tanques. (Punto No. 11)

TRAMPAS DE VAPOR

· Sonido emitido por el flujo de vapor· Sonido emitido por el flujo de

condensado· Sonido emitido por falla del dispositivo

interno de la trampa de vapor.· Temperaturas y presiones de trabaj

Figura 1. Diagrama Simplificado del Generador de Vapor.

1.4 INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN.

Los principios básicos que la medición emplea son sencillos y sólidos, su conocimiento es fundamental para interpretar con buen criterio los resultados que se obtengan y el levantamiento en las plantas de industria media; puede requerir algunos días de esfuerzo de buena ingeniería.

La selección del equipo apropiado para mediciones y el uso efectivo que se haga de él, son muy importantes en el programa de conservación de energía y deben considerarse en las etapas iniciales de éste. Para una adecuada selección del equipo, tome en cuenta aspectos y condiciones reales de servicio, y considere los siguientes factores:

a. Resistencia a la intemperie, temperatura, corrosión, abrasión al medio, vibraciones e impacto en el uso normal del equipo.

b. Factibilidad de instalación, espacio requerido y necesidad de interrumpir el proceso.

c. Fuente de energía y costos requeridos para su operación.

d. Costos iniciales de entrenamiento, refacciones y servicio.

e. Rango de valores medidos, protección contra variaciones súbitas.

f. Generalmente la versatilidad y la efectividad tienen signos opuestos.

g. Precisión del aparato.

El conocimiento de fenómenos físicos y químicos; y el comportamiento de materiales y fluidos, amplían el horizonte de posibilidades de medición y la gama de habilidades de la instrumentación disponible.

1.5 TOMA DE MEDICIONES.

Es frecuente que los regímenes de energía no puedan ser medidos directamente y se calculen a partir de mediciones de parámetros como presión, voltaje, temperatura, amperaje, análisis u otros.

1.5.1 Mediciones de Condiciones del Medio Ambiente.

Se tomarán en el cuarto de máquinas junto al generador de vapor.

Temperatura de Bulbo Seco: Corresponde a la temperatura normal del ambiente y es medida por un termómetro de bulbo o cualquier otro tipo.

Temperatura de Bulbo Húmedo: Corresponde a la temperatura medida por un psicrómetro (termómetro similar al anterior pero con una mecha o algodón mojado en la parte sensible por donde se hace circular aire del ambiente).

Humedad Relativa: Se determina con la temperatura de bulbo seco y húmedo usando tablas psicrométricas o con un psicrómetro.

Presión Barométrica: Se determina con un barómetro, barómetro aneroide o conociendo la elevación del lugar y consultando tablas.

Fórmula aproximada para determinar la presión barométrica de un lugar conociendo su elevación sobre el nivel del mar, válido entre 500 y 4000 m.

h 500

Donde:

Pr esión Barométrica 10,33

1000

P: Presión barométrica en m columna de agua. h: Elevación del lugar en m.

Método Alternativo:

Se podrá usar la presión barométrica del lugar determinada por las “Normales Climatológicas”, del Servicio Meteorológico Nacional.

1.5.2 Generador de Vapor

Flujo de Vapor: Su medición se realiza por medio de medidores de flujo (de toberas, orificio) instalados en la tubería de salida del generador de vapor o en el ramal de la red de distribución en los puntos o secciones convenientes.

Métodos Alternativos:

1. Para el caso específico de producción de vapor de un generador se medirá la variación de nivel en el tanque de agua de alimentación, manteniendo cerradas la purga continua y de superficie del generador de vapor durante la medición.

2. En algunos casos, se puede estimar el flujo de vapor si se conoce: la potencia demandada real, el modelo y el diámetro del impulsor de la bomba del agua de alimentación al generador de vapor; el flujo se determina de acuerdo a la presión de descarga promedio de la bomba, potencia requerida por la bomba y utilizando las curvas proporcionadas por el fabricante de la misma.

3. Mediante la medición y la suma del condensado que sale de los equipos a los cuales se les suministra vapor, y agregando el agua de repuesto y las pérdidas en distribución. Esta medición se realizará en el tanque de condensados midiendo la variación de su nivel, además de cerrar todas aquellas válvulas que pudieran afectar la medición.

4. Con la medición del agua de alimentación.

Temperatura del Vapor: Por medio de termómetro ya instalado en la tubería de salida del generador de vapor, en el caso de tener medición de temperatura en los tableros de control o en gráficos, podrán tomarse dichos valores.

Métodos Alternativos:

1. Si se trata de vapor saturado que es el más común; con la medición precisa de presión y el uso de tablas de vapor podemos obtener el valor de este parámetro.

2. Si se trata de vapor sobrecalentado y no existen termómetros en el generador de vapor, cabezales, equipos que reciben el vapor o cuarto de control, una alternativa empírica es medir la temperatura en un punto conveniente que este desnudo y limpio, y sumar 15 °C.

Presión del Vapor: Por medio de un manómetro ya instalado en la tubería de salida del generador de vapor.

Método Alternativo:

1. Si se trata de vapor saturado, se puede determinar si se conoce su temperatura, mediante tablas de vapor.

1.5.3 Análisis de Gases

Por medio del analizador de gases de combustión Orsat o analizador electrónico de gases de combustión, se deberán tomar muestras a diferentes penetraciones del ducto de escape de gases.

En caso de que no existan los puertos para realizar las mediciones correctamente, no sirven los que se encuentran para las mediciones de Semarnap, porque se encuentran alejados de la fuente; se puede hacer un orificio de toma de muestras en el ducto de descarga de gases, cuidando que éste no se localice en puntos donde exista infiltración de aire o cambio de dirección del flujo de gases. Se recomienda realizar este orificio a la salida del generador de vapor.

Temperatura de Gases: Por medio de un termómetro o termopar en el mismo orificio donde se tomó la muestra de gases. Es recomendable que también se realice la medición a diferentes penetraciones del ducto, con el objeto de obtener la temperatura promedio de los gases. En el caso de utilizar un analizador de gases electrónico, éste ya incluye la sonda de temperatura junto con la de gases.

1.5.4 Flujo de Agua de Alimentación

Por medio de medidores ya instalados: pueden ser toberas, orificios o medidores de flujo de desplazamiento positivo. También se podrán utilizarse aparatos de medición ultrasónicos.

Método Alternativo

1. Seguir las recomendaciones sugeridas en la medición alternativa del flujo de vapor.

Temperatura de Agua de Alimentación: Por medio de termómetro ya instalado.

Método Alternativo

1. Medir la temperatura con sonda de inmersión en el tanque de agua de alimentación.

Presión de Agua de Alimentación: Por medio de un manómetro ya instalado.

1.5.5 Cantidad de Purga Continua

Se obtiene por la diferencia entre el flujo de vapor y flujo de agua de alimentación (adecuado si no hay fugas de agua en los tubos del generador de vapor). Como esta medición es indirecta depende de la exactitud y confiabilidad de las mediciones realizadas.

Método Alternativo

1. Mediante un medidor de flujo ultrasónico.

2. Por observación de las variaciones de nivel y volumen desplazado en las operaciones de purga de fondo considerando el tiempo o con la instalación de una placa de orificio.

1.5.6 Características del Combustible

Utilizar de preferencia la información del combustible de la fuente de suministro, o realizar un análisis de laboratorio de una muestra de combustible.

Cantidad de Combustible:

1. Gaseoso: Por medio de medidor de flujo de orificio, generalmente se instala en la caseta de medición y es proporcionado por el vendedor de combustible, compensado por temperatura, presión y densidad.

2. Líquido: Por medio de medidor de flujo, generalmente de desplazamiento positivo o de área variable, compensado por temperatura o por diferencias de nivel compensado por temperatura en un tanque cubicado.

3. Sólidos: Mediante el pesado del combustible.

4. Otros combustibles: Usar el método de medición utilizado por la empresa diagnosticada, analizándolo y sugiriendo si se puede optimizar.

Método Alternativo

1. En el caso de que se cuente con un cabezal para el suministro de combustible a varios generadores de vapor la determinación del gasto por generador de vapor se realizará de la siguiente forma:

a. Se podrá cuantificar proporcionalmente a la carga de cada uno de los generadores de vapor, esto es, se asignará un porcentaje de consumo de combustible a cada generador de vapor en función a su carga y potencia, mediante el siguiente procedimiento:

Se calcula una capacidad Ci para cada generador de vapor, mediante la siguiente ecuación:

Capacidad del generador de vapor x Porcentaje de c arg aCi

donde:100

i: Nº de generador de vapor.

Se obtiene una capacidad total del sistema de generación de vapor:

Ct C1 C2 C3 ... Cn

F 1

W W

Se determina el factor para cada generador de vapor:

CF i

iC t

donde:i: Nº de generador de vapor y,

n

i1 i

Se obtiene el consumo de combustible para cada generador de vapor y para el sistema de generación de vapor, mediante las siguientes ecuaciones:

donde:

Wi WC x Fi

i: Nº de generador de vapor.Wc: Consumo de combustible medido de entrada al sistema de generación de vapor.Fi: Factor para el generador i.

Además, la sumatoria de todos los consumos calculados para los generadores de vapor debe ser igual al consumo de combustible medido.

n

i1 i c

b. En el caso de que la operación lo permita, se aislará cada uno de los generadores de vapor de manera que el combustible suministrado al cabezal, sea el combustible consumido por el generador de vapor. Esto podrá implicar la suspensión momentánea del suministro de vapor a procesos no relevantes.

1.5.7 Fugas en Trampas.

Equipo de ultrasonido, estetoscopio, termómetro de bulbo, bimetálico o termopar.

1.5.8 Mediciones en Superficies Calientes

En el caso de tuberías o tanques, se tomará la medición de temperatura en la superficie del aislamiento, en el caso de que se cuente con éste, o en su defecto, directamente sobre la superficie de la tubería o tanque. Así mismo, en el caso de tuberías se determinará su longitud y en el caso de tanques su superficie.

1.6 CÁLCULO DE LA EFICIENCIA DEL GENERADOR DE VAPOR.

Como se expresó anteriormente, para el cálculo de la eficiencia energética del generador de vapor se utilizará como referencia el “Código PTC 4.1 para unidades de generación de vapor del ASME”.

El código establece dos métodos para determinar la eficiencia: El método de pérdidas de calor y el de entradas y salidas (Directo).

1. El método de pérdidas de calor o sea la determinación de la eficiencia mediante la sustracción en porcentaje de la suma de las pérdidas medidas en la caldera.

2. El método directo o energía que entrega la caldera en el vapor contra la energía entregada a la caldera.

Se recomienda utilizar el método de pérdidas, dado que la información requerida por el método directo obliga al uso de equipos e instrumentos de difícil obtención y operación.

1.6.1 Método de Pérdidas de Calor.

Consiste en la evaluación de las pérdidas en el generador de vapor y del calor suministrado como crédito con los fluidos que entran a él. Para la aplicación del método de pérdidas de calor se requiere determinar lo siguiente:

a. Total de Pérdidas de Calor: Por gases secos. Por formación de CO. Por radiación. Por la combustión del H2. Por la humedad del aire. Por la humedad en el combustible. Pérdidas no determinadas

b. Créditos.

Calor en el aire de entrada. Calor sensible en el combustible. Calor que entra con la humedad del aire. Calor en el vapor de atomización (externo)

La eficiencia será cuantificada mediante la siguiente expresión:

Eficiencia = (1 - Pérdidas) x 100%

1.6.2 Método de Entradas y Salidas.

En este método lo que se pretende es cuantificar la forma en que es utilizado el calor suministrado por el combustible, agua de alimentación y créditos. Esto es, cuánto de este calor es usado para la producción del vapor, que es el objetivo del sistema de generación, y cuánto calor es perdido por la purga continua y las pérdidas del generador de vapor.

Para el método de entradas y salidas se requiere evaluar lo siguiente:

Calor que entra con el combustible. Calor que entra con el agua de alimentación. Calor que entra por créditos. Calor que sale con el vapor generado. Calor que sale con la purga continua. Calor que sale con las pérdidas en el generador de vapor.

La eficiencia será cuantificada mediante la siguiente expresión:

Tabla 2. Errores Probables de Medición y Errores Resultantes en Cálculos de Eficiencia (Tomado del ASME PTC 4.1, Sección 3).

MÉTODO ENTRADAS Y SALIDAS

MEDICIÓNERROR EN

MEDICIÓN, %ERROR EN

EFICIENCIA DE

G.V., %Tanques pesadores (básculas calibradas) +/- 0.10 +/- 0.10

Tanques medidores (escalas calibradas) +/- 0.25 +/- 0.25

Tobera u orificio de flujo calibrado (incluyendo manómetro) +/- 0.35 +/- 0.35

Tobera u orificio de flujo calibrado (incluyendo registrador) +/- 0.55 +/- 0.55

Tobera u orificio de flujo no calibrado (incluyendo manómetro) +/- 1.25 +/- 1.25

Tobera u orificio de flujo no calibrado (incluyendo registrador) +/- 1.60 +/- 1.60

Poder Calorífico (gas y combustóleo) +/- 0.35 +/- 0.35

Temperatura de salida del sobrecalentador (calibrado) +/- 0.25 +/- 0.25

Presión de salida del sobrecalentador (calibrado) +/- 1.00 +/- 1.00

Temperatura de agua de alimentación (calibrado) +/- 0.25 +/- 0.25

MÉTODO DE PÉRDIDAS

Poder calorífico (gas y combustóleo) +/- 0.35 +/- 0.02

Análisis de gases Orsay +/- 3.00 +/- 0.30

Temperatura de salida de gases de combustión (calibrado) +/- 0.50 +/- 0.02

Temperatura de aire de combustión (calibrado) +/- 0.50 +/- 0.00

Humedad del combustible +/- 1.00 +/- 0.00

L

f

1.7 FORMULARIO PARA LOS CÁLCULOS

1.7.1 Cálculo de la Eficiencia.

La eficiencia de un generador será calculada por el método de pérdidas de acuerdo con la siguiente fórmula:

donde:

Eficiencia100

H

Bx100 %

L: Pérdidas en el generador de vapor, kJ/kg.Hf: Calor suministrado con el combustible, kJ/kg. B: Créditos, kJ/kg.

a. Cálculos Preliminares

1. Gasto de Nitrógeno:

donde:

WN2: Gasto de nitrógeno, kgN2/kg cqN2: Nitrógeno en los gases de escape, %CO2: Bióxido de carbono en los gases de escape, % CO: Monóxido de carbono en los gases de escape, %C: Carbono en el combustible, % S: Azufre en el combustible, %cq: combustible quemado

2. Gasto de Aire

donde:Wa: Gasto de aire seco, kg as/ kg cq WN2: Gasto de nitrógeno, kgN2/ kg cq N2: Nitrógeno en el combustible, %

m g

3. Gasto de Gases de Combustión 12,01.x 5

32.07

donde:Wg: Gasto de gases secos, kg gas/ kg cqCO2: Bióxido de carbono en los gases de escape, % O2: Oxígeno en los gases de escape, %N2: Nitrógeno en los gases de escape, % C: Carbono en el combustible, %S: Azufre en el combustible, %CO: Monóxido de carbono en los gases de escape, %

4. Relación Carbono /Hidrógeno

C C

donde:H H 2

C: Carbono en el combustible, % H2: Hidrógeno en el combustible, %

5. Presión Parcial de la Humedad en el Flujo de Gases

mg 8,936 x H 2 /100 Wa xWaw

donde:mg: Contenido de humedad en los gases de escape, kg agua/ kg g H2: Hidrógeno en el combustible, %Wa: Gasto de aire seco, kg as/kg cq Waw: Humedad en el aire, kg agua/ kg as

P Pb

1 1,5 x Cmgx CO2

CO

donde:Pmg: Presión parcial de la humedad en el flujo de gases, bar. Pb: Presión barométrica del lugar, bar.mg: Contenido de humedad en los gases de escape, kg agua/kg g. CO2: Bióxido de carbono en los gases de escape, %CO: Monóxido de carbono en los gases de escape, %C: Carbono en el combustible, %

t

a

6. Exceso de Aire

O 11,51 x C 34,3 x H

4,335 x S

A 100

7,937

donde:At: Aire teórico (estequiométrico), kg as/kg cq C: Carbono en el combustible, %H2: Hidrógeno en el combustible, % S: Azufre en el combustible, %

100 x O CO

E 2 CO 0,2682 x N 2 O2

donde: 2

Ea: Exceso de aire, %CO: Monóxido de carbono en los gases de escape, %O2: Oxígeno en los gases de escape, % N2: Nitrógeno en los gases de escape,

b. Cálculo de Créditos

1. Calor en el Aire de Entrada

donde:Ba: Calor en el aire de entrada, kJ/kg cq. Wa: Gasto de aire seco, kg as/ kg cq.Cpas: Calor específico del aire seco, kJ/kgas ºC. Ta: Temperatura del aire a quemadores, ºC. TRef: Temperatura de referencia, ºC.

2. Calor Sensible en el Combustible

donde:

Bf: Calor sensible en el combustible, kJ/kg cq Cpf: Calor específico del combustible, kJ/kg ºC Tf: Temperatura del combustible, ºC.

3. Calor en el Vapor de Atomización

donde:

Bz: Calor en el vapor de atomización, kJ/kg cqWva: Gasto de vapor de atomización externo a la unidad, kg/s hva: Entalpía del vapor de atomización, kJ/kghvsat: Entalpía de vapor saturado a TRef, kJ/kg Wf: Gasto de combustible, kg/s

4. Calor Suministrado con la Humedad que Entra con el Aire

donde:

Bm: Calor suministrado con la humedad que entra con el aire, kJ/kg cq Wa: Gasto de aire seco, kg as/kg cqWaw: Humedad en el aire, kg agua/kg as Cpv: Calor específico del vapor, kJ/kg ºC Ta: Temperatura del aire a quemadores, ºC TRef: Temperatura de referencia, ºC

c. Cálculo de Pérdidas de Calor

1. Pérdidas por Gases Secos

don de:

Lg: Pérdidas por gases secos, kJ/kg cq Wg: Gasto de gases secos, kg gas/kg cqCpg: Calor específico de los gases secos, kJ/kg ºC Tg: Temperatura de los gases de escape, ºCTRef: Temperatura de referencia, ºC

2. Pérdidas por Formación de CO

CD « 10160 « 1,0549 « 2,205 ×

do nde: Lco: Pérdidas por la formación de CO, kJ/kg cqCO2: Bióxido de carbono en los gases de escape, % CO: Monóxido de carbono en los gases de escape, %C: Carbono en el combustible, %.

3. Pérdidas por Radiación.

LR = Pérdidas por radiación, %. (Figura 2).

Figura 2. Perdida Estándar por Radiación.

4. Pérdidas por la Humedad Producto de la Combustión del Hidrógeno

donde:Lh: Pérdidas por la humedad producto de la combustión del H2, kJ/kg cq H2: Hidrógeno en el combustible, %hpv: Entalpía del vapor a la presión Pmg y Tgas, kJ/kg hwsat: Entalpía del líquido saturado a TRef, kJ/kg

5. Pérdidas por la Humedad del Aire

LmaWa

xWae

x

hhV Sat

donde:Lma: Pérdidas por la humedad del aire, kJ/kg cq Wa: Gasto de aire seco, kg as/kg cqWaw: Humedad en el aire, kg agua/kgashpv: Entalpía del vapor a la presión Pmg y Tgas, kJ/kg hwsat: Entalpía del líquido saturado a TRef, kJ/kg

6. Pérdidas por la Humedad en el Combustible

H O x h h Lmf

100

donde:

Lmf : Pérdidas por la humedad en el combustible, kJ/kg cq H2O: Humedad en el combustible, %hpv: Entalpía del vapor a la presión Pmg y Tgas, kJ/kg hwsat: Entalpía del líquido saturado a TRef, kJ/kg

7. Pérdidas No Determinadas

Li = Pérdidas no determinadas, %. (Información del fabricante).

f

f

f

d. Cálculo de la Eficiencia.

Lg x100

1. Pérdidas por gases secos: HB, %

2. Pérdidas por formación de CO: %

3. Pérdidas por radiación: LR, %

4. Pérdidas por la humedad producto de la combustión del

hidrógeno:

%

5. Pérdidas por la humedad del aire: , %

mf

6. Pérdida por la humedad del combustible:

H

7. Pérdidas no determinadas: Li, %

8. Eficiencia = 100 - Suma % Pérdidas

1.7.2 Balance de Calor en el Generador de Vapor

a. Combustible y Créditos

1. Calor que Entra con el Combustible

Q f W f x h f

donde:

Qf: Calor que entra con el combustible, kJ/s Wf: Gasto de combustible, kg/shf: Calor suministrado con el combustible, kJ/kg

a f

a

2. Créditos

donde:QB B xW f

,

B B B BZBm

QB: Calor por Créditos, kJ/s B: Créditos, kJ/kg cqWf: Flujo másico de combustible, kg/s Ba: Calor en el aire de entrada, kJ/kg cq.

Ba Wax

T– TRe f

Bf: Calor sensible en el combustible, kJ/kg cq

BZ: Calor en el vapor de atomización, kJ/kg cq

Bm: Calor suministrado con la humedad que entra con el aire, kJ/kg cq

1.7.3 Vapor y Agua de Alimentación

1. Calor que Sale con el Vapor de Alta Presión

QVa WVa

x hVa

donde:QVa: Calor que sale con el vapor de alta presión, kJ/s WVa: Flujo másico del vapor de alta presión, kg/s HVa: Entalpía del vapor de alta presión, kJ/kg

2. Calor que Sale con el Vapor de Media Presión

QVm WVm x hVm

donde:QVm: Calor que sale con el vapor de media presión, kJ/s WVm: Flujo másico del vapor de media presión, kg/s HVa: Entalpía del vapor de media presión, kJ/kg

3. Calor que Sale con el Vapor de Baja Presión.

donde:

QVbWVb x hVb

QVb: Calor que sale con el vapor de media presión, kJ/s WVb: Flujo másico del vapor de media presión, kg/s HVb: Entalpía del vapor de media presión, kJ/kg

4. Calor que Sale con el Vapor Principal

QV QVa x QVm x QVb , kJ/s

5. Calor que Entra con el Agua de Alimentación

donde:QAA WAA x hAA

QAA: Calor que entra con el agua de alimentación, kJ/s WAA: Flujo másico del agua de alimentación, kg/sHAA: Entalpía del agua de alimentación, kJ/kg

6. Calor que Sale con la Purga Continua

QPcWPc

x hPc

donde:

QAA: Calor que sale con la purga continua, kJ/s WAA: Flujo másico de la purga continua, kg/s HAA: Entalpía de la purga continua, kJ/kg

1.7.4 Pérdidas en el Generador de Vapor

1. Pérdidas en el Generador de Vapor

donde:

QP Lq LCO LR Lh Lma Lmf Li

QP: Pérdidas en el generador de vapor, kJ/s Lg: Pérdidas por gases secos, kJ/sLco: Pérdidas por la formación de CO, kJ/s LR: Pérdidas por radiación, kJ/sLh: Pérdidas por la humedad producto de la combustión del H2, kJ/sLma: Pérdidas por la humedad del aire, kJ/sLmf: Pérdidas por la humedad en el combustible, kJ/s

2. Calor Total que Entra

donde:

QT .E Q f

QB QAA

QT.E: Calor Total que Entra, kJ/sQf: Calor que entra con el combustible, kJ/s QB: Créditos, kJ/sQAA: Calor que entra con el agua de alimentación, kJ/s

3. Calor Total que Sale

donde: QT .S

QV

QPc

QP

QT.E: Calor Total que Sale, kJ/sQV: Calor que sale con el vapor principal, kJ/s QPc: Calor que sale con la purga continua, kJ/s QP: Pérdidas en el generador de vapor, kJ/s

Con los datos anteriores, podemos determinar la eficiencia por el método de entradas y salidas de acuerdo a la siguiente expresión:

Calor de Salida g X 100%Calor de Entrada

Tabla 3. Estimación de Pérdidas No Determinadas

PÉRDIDAS CONDICIÓN

1.0 % Combustibles líquidos y gaseosos

1.5 % Combustibles sólidos

4 % Generador de vapor en mal estado

1.8 EFICIENCIA MEDIA PESADA.

Para la evaluación de las medidas de ahorro de energía relacionando los datos de medición obtenidos, con los datos históricos de consumo de combustible y producción anual de un generador de vapor, se emplea la fórmula denominada “Eficiencia media pesada”.

En esta sección, se explica la base del cálculo para estimar la eficiencia de un generador de vapor durante un año de operación, utilizándose la fórmula de la “Eficiencia media pesada”, la cual determina el valor de la eficiencia que se debe utilizar para calcular las pérdidas de energía ocasionadas por la falta de aislamientos, fugas detectadas, trampas en mal estado o aquellas mejoras que se

propongan al generador de vapor, con el fin de que los ahorros de energía sean más representativos con respecto a las verdaderas condiciones de operación de los generadores de vapor a lo largo del año.

Dicha fórmula toma en cuenta el rendimiento integral de la unidad, empleando los porcentajes de tiempo que opera en cada valor de carga, y la eficiencia correspondiente determinada por cualquiera de las dos formas de cálculo (entradas y salidas o el de pérdidas).

Para esto es necesario hacer primero un análisis histórico de los reportes mensuales de la generación de vapor para identificar los diferentes tipos de operación, y conocer los porcentajes de tiempo correspondientes a la carga normal de operación de cada generador.

La confiabilidad de los resultados dependerá de la información que proporcione la planta sobre la producción mensual de vapor en todo el año así como del consumo de combustible respectivo, pudiendo apreciar una conducta cíclica que permita incluso, proyectar tales resultados.

Con la información proporcionada se deberán obtener los siguientes tres gráficos:

1. Una gráfica que muestre la conducta de la producción en toneladas de vapor producidas en cada mes.

2. Una gráfica que indique el porcentaje de carga al que operó cada generador en cada mes.

3. Con la información de las gráficas anteriores se realizará finalmente un histograma que indique los diferentes porcentajes de carga correspondientes a sus porcentajes de tiempo de operación en el mes respectivo.

Una vez conocido el porcentaje de tiempo a los diferentes porcentajes de carga y con los valores de eficiencia encontrados, se calculará la “Eficiencia media pesada” (EMP) para cada uno de los generadores de vapor de acuerdo a la siguiente fórmula:

donde:

EMP E ATA EBTB ... EZ TZ

100

EMP: Eficiencia media pesada.EA Z Eficiencia a una carga de operacién "A" (%).TA Tiempo de operacién a la carga "A" (O/ )

Posteriormente se puede obtener el valor promedio de la eficiencia media pesada,

MP

según el número de generadores de vapor que tenga la empresa:

E E ... E

donde:E M P 1 M P 2 MPn

MP n

E : Eficiencia media pesada promedio.

EMP1 … EMPn: Eficiencia media pesada de cada generador. n: Cantidad de generadores de vapor.

Nota: Para determinar la eficiencia media pesada, es muy importante analizar las bitácoras diarias de cada caldera, para así determinar los porcentajes de carga y de tiempo más comunes en la operación de cada una de ellas.

1.9 PÉRDIDA DE CALOR EN LÍNEAS Y TANQUES.

Como el diagnóstico energético se aplicará al sistema de generación y distribución de vapor, se considerarán las pérdidas de calor por falta de aislamiento en las líneas de vapor y retorno de condensados, en las líneas de combustible y en las de agua.

El cálculo de las pérdidas o ganancias de calor en tuberías y superficies planas se determinan de acuerdo a la ASME eficiencia energética en aislamientos térmicos industriales, donde se utiliza la siguiente nomenclatura:

C: Coeficiente de forma, 1.79 para superficies planas y 1.016 para tuberías, adimensional.

Esp: Espesor del material aislante, mTOp: Temperatura de operación, Ktsup: Temperatura supuesta de la superficie del termoaislante, K ta: Temperatura ambiente, Kkais: Conductividad térmica del termoaislante, W/(m K)V: Velocidad del viento, m/hEmss: Emisividad de la superficie aislada, adimensional dO: Diámetro exterior del equipo o tubería aislado, m

1.9.1 Cálculo de la Pérdida de Calor en Líneas (Tuberías).

Para el cálculo de la pérdida o ganancia de calor y la temperatura en la superficie en tuberías hasta de 609 mm de diámetro nominal, se emplearán las siguientes relaciones:

1. Cálculo del Diámetro aislado, da (m):

da dO 2 x Esp

2. Cálculo del coeficiente de transferencia de calor por convección natural y forzada, desde la superficie aislada hacia el ambiente, hC (W/m2 K):

0.181

3. Cálculo del coeficiente de transferencia de calor por radiación, hR (W/m2 K ):

4. Cálculo del coeficiente global de transferencia de calor, hs (W/m2 K):

hS hC hR

5. Cálculo del flux de calor, q (W/m):

6. Verificación de la temperatura de superficie, tsc (K):

7. Convergencia de la temperatura de superficie: Si tsup = tsc, entonces las pérdidas de calor son igual a q y la temperatura en la superficie aislada es tsc. En caso contrario, hacer tsup = tsc y regresar al punto No. 1 del procedimiento de cálculo para tuberías.

1.10 PÉRDIDA DE CALOR EN TRAMPAS PARA VAPOR Y FUGAS

1.10.1 Trampas para Vapor

Tan pronto como el vapor deja la caldera empieza a ceder parte de su energía a cualquier superficie de menor temperatura. Al hacer esto, parte del vapor se condensa convirtiéndose en agua, prácticamente a la misma temperatura.

La combinación de agua y vapor hace que el flujo de calor sea menor ya que el coeficiente de transferencia de calor del agua es menor que el del vapor.

Una trampa para vapor es un dispositivo cuya función básica es eliminar condensados, como beneficios o cualidades adicionales puede eliminar aire y otros gases no condensables, además de prevenir pérdidas de vapor.

· Eliminación de Condensado. El condensado debe pasar siempre, rápido y completamente a través de la trampa para vapor para obtener un mejor aprovechamiento de la energía térmica del vapor.

· Eliminar Aire y otros Gases no Condensables. El aire y los gases disminuyen el coeficiente de transferencia de calor. Además, se debe tener presente que el O2 y otros gases formados, pueden causar corrosión.

· Prevenir Pérdidas de Vapor. No deben permitir el paso de vapor sino hasta que éste ceda la mayor parte de energía que contiene, también las pérdidas de vapor deben ser mínimas mientras la trampa libera vapor condensado, aire y gases incondensables.

1.10.2 Fugas.

La pérdida de calor por fugas de vapor, es uno de los problemas más comunes, cuya corrección, además de que requiere de una inversión mínima, ya que en la mayoría de los casos únicamente se trata de mantenimiento, es una de las medidas que permiten un ahorro importante en una empresa.

El cálculo de una fuga, ya sea en una línea de vapor o en alguna válvula o accesorio, se realizará mediante la determinación del diámetro equivalente de fuga (aproximado), de manera de tener un parámetro que permita cuantificar la energía perdida por fugas.

A continuación, se presenta una tabla en la que se puede determinar de una manera aproximada el flujo de vapor fugado.

Tabla 4. Fugas de Vapor.

DIÁMETRO

DE LA FUGAPRESIÓN DE VAPOR, bar

mm 7 10 201,5 5.5 11 133 22 35 504 40 47 955 62 70 1356 90 120 2008 190 220 310

F LUJO DE V APOR F UGADO , kg/h

En el caso de las purgas, se evaluará la cantidad de calor perdido, en función de

la temperatura y del gasto de agua purgado. En el caso de que la purga involucre agua tratada, se deberá considerar además el costo por el tratamiento.

1. Cálculo de la Pérdida de Calor en Trampas para Vapor: El flujo de vapor que se fuga por una trampa para vapor o que se fuga por una línea de vapor en malas condiciones, se puede calcular de la forma siguiente:

x QP x 14,502) x 0,4536

donde:

WVf: Vapor que se fuga, kg/sD: Diámetro de la línea de vapor, mm P: Presión del vapor en la línea, barT: Temperatura del vapor en la línea, °C

Para este cálculo es necesario acotar que la descarga de la trampa de vapor es a la atmósfera, lo que trae como resultado una sobreestimación de ahorro que puede llevar a situaciones erróneas. En caso de que no se descargue a la presión atmosférica; la presión de vapor en la línea tomará el valor de la diferencia entre la presión de la línea de vapor y de la presión de la línea de condensados.

· Calor Perdido por las Trampas para Vapor

donde:

QVfWVf x hV

QVf: Calor perdido en la trampa para vapor, kJ/s Wvf: Vapor que se fuga, kg/shv = hVf – h: Entalpía del vapor en la línea, kJ/kg

h del agua a la temperatura del sistema donde se fuga el vapor, es igual a “ha reposición”, entalpía del agua de reposición, si no hay retorno de condensado.

h del agua a la temperatura del sistema donde se fuga el vapor, es igual a “haa”, entalpía del agua de alimentación, si se tiene retorno de condesado.

· Cálculo de las Pérdidas de Calor en Fugas

donde:

Q f WVf x h

Qf: Calor perdido por la fuga, kJ/s Wvf: Flujo de vapor fugado, kg/sh = hVf - haa

hVf : Entalpía del vapor fugado, kJ/kghaa : Entalpía a temperatura del agua de alimentación, kJ/kg.

1.11 GUÍA DE MEDIDAS DE AHORRO DE ENERGÍA.

En esta sección se presenta un directorio de las medidas encaminadas a eliminar (en la medida de lo posible), no sólo las pérdidas evaluadas en el potencial de ahorro; sino, también se presentarán medidas que permitan mejorar la generación y distribución del vapor, como podría ser el mejoramiento del tratamiento de agua, o el proponer programas de capacitación para el personal de la empresa.

Estas medidas, aunque no resultan de la cuantificación de una pérdida, son el resultado de las observaciones y evaluaciones realizadas durante los diagnósticos.

Cabe mencionar que las medidas de ahorro sugeridas, son sólo una guía de las propuestas que se podrían aplicar para incrementar el aprovechamiento energético de la empresa.

Las medidas de ahorro están divididas en tres categorías básicas o niveles de implantación: aquellas cuya implantación requiera de una inversión nula o baja (nivel 1) y las medidas que requieran de una inversión mayor para poder ser adoptadas (nivel 2). En el caso de que sea necesaria la aplicación de un estudio posterior al diagnóstico para determinar la posible aplicación de una medida, o definir otras, éste quedará fuera del alcance del diagnóstico y se considerará como nivel 3.

Tabla 5. Directorio de Medidas de Ahorro de Energía Térmica

ÁREAS POTENCIALES DE AHORRO

MEDIDAS DE AHORRO NIVEL

CALOR PERDIDO EN LÍNEAS

AISLADAS Y NO AISLADAS.· Colocar aislamiento térmico en tuberías.· Cambio del aislamiento térmico en tuberías.

22

CALOR PERDIDO EN TANQUES Y DEPÓSITOS

· Colocar aislamiento térmico en tanques o depósitos.· Cambio de aislamiento térmico en tanques o depósitos.

22

CALOR PERDIDO EN PURGAS

· Automatización de purgas. 2· Sustitución de purgadores. 2

Y FUGAS. · Reparación y eliminación de fugas. 1

· Recuperación de purgas. 2

CALOR PERDIDO EN

TRAMPAS PARA VAPOR.

· Instalación de trampas para vapor en líneas y equipos.· Reparación de las trampas para vapor.· Cambio de las trampas para vapor.· Instalación de mirillas de flujo o válvulas de 3 vías en las

líneas de condensado.

2222

CALOR PERDIDO POR PURGAS EN CALDERAS.

· Reducción del calor perdido en la purga continua.· Evaluar la calidad del agua de repuesto.· Analizar los sistemas de tratamiento de agua, para poder

reducir la purga continua.· Recuperar el calor de la purga continua.· Incrementar el retorno de condensados.

112

22

PÉRDIDAS EN EL

GENERADOR DE VAPOR.

· Optimización de la combustión.· Reducir el porcentaje de exceso de aire.· Precalentamiento del combustible.· Sustitución por quemadores de bajo exceso de aire.· Instalación de equipos de recuperación de calor:

Economizador o precalentador de aire.· Sustitución de generador de vapor.

22233

3

COMBUSTIBLE

· Sustitución o complementación.· Control de la recepción, manejo, almacenamiento y

seguridad.· Secado, Calentado y Atomizado.

23

2

INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL

· Calibración o modernización de los instrumentos.· Automatización del sistema de control (control distribuido o

control remoto).· Control de velocidad en bombas y ventiladores.· Dotar con analizadores de gases y otros instrumentos.· Corrección por Oxígeno.· Corrección por CO.

23

3222

Cont.

ÁREAS POTENCIALES DE AHORRO

MEDIDAS DE AHORRO NIVEL

PLANEACIÓN DE LA OPERACIÓN

· Repartir la carga eficientemente entre generadores de vapor y en el tiempo.

· Administración de la carga de la caldera.

1

1

EQUIPOS AUXILIARES

O PERIFÉRICOS

· Compuertas y capuchones para viento en chimenea.· Deflector de viento en ventilas del cuarto de calderas.· Quemadores de bajo exceso de aire.· Sustituir quemadores atmosféricos por quemadores de

alta presión.· Quemadores con retención de flama.· Instalación de quemadores a atomización con vapor o aire.· Instalación de quemadores duales.· Instalación de turbuladores.· Instalación de sopladores de hollín.· Mejorar las condiciones del retorno de condensado.

2133

333332

CONTABILIDAD ENERGÉTICA

· Establecer los costos de producción de vapor. 1

· Determinar el consumo específico de combustible. 1

· Determinar eficiencia de operación. 1

TUBERÍAS· Revisar dimensionamiento y disposición de tuberías.· Agregar cabezal común para varios generadores de vapor.

22

GASES DE COMBUSTIÓN

· Precalentamiento de agua y aire. 2

· Revisar tiros forzados o inducidos.· Revisar transferencia de calor a tubos de agua.

11

· Verificar espesor de fluxes. 2

AGUA DE ALIMENTACIÓN Y

CONDENSADOS.

· Instalar turbobombas para el agua de alimentación.

· Evaluar el retorno de condensados: contaminación, porcentaje y temperatura.

· Inyectar directamente a la caldera los condensados de muy alta temperatura.

· Evaluar la presión de bombas de agua de alimentación.

32

2

2

AISLAMIENTO Y FUGAS· Eliminación de grietas en mamparas, paredes y válvulas.· Mejorar el aislamiento.

22

PLANEACIÓN DE LA OPERACIÓN

· Reparta la carga según puntos de mayor eficiencia. 1

CAPACITACIÓN · Capacitación de personal. 2

MANTENIMIENTO · Mantenimiento y pruebas. 2

1.12 PÉRDIDAS EN ACCESORIOS DE TUBERÍAS.

En todas las empresas los accesorios en las tuberías implican a una gran variedad de aditamentos como pueden ser válvulas, codos, tes y dispositivos de medición entre otros. Muchos de estos accesorios, de acuerdo a su forma de construcción, es posible aislarlos completamente o parcialmente, mientras que otros no es posible aislarlos.En las siguientes tablas se muestran los valores aproximados de las pérdidas suplementarias originadas por los accesorios en función de una longitud equivalente de tubería, considerando, un tipo único de accesorio válido para todos los casos.

Las tablas se consideran para la situación en que los accesorios estén ubicados en el interior o exterior de edificios y que estos se encuentren desnudos o parcialmente aislados, quedando los valores en función de la fracción aislada, del diámetro y de la temperatura de la tubería en que se encuentran los accesorios.

Tabla 6. Pérdidas Suplementarias Debidas a los Accesorios en Tuberías Situadas en el Interior de Edificios.

NATURALEZA DEL

AISLAMIENTO

DIÁMETRO INTERIOR

DE LA TUBERÍA, mm

LONGITUD EQUIVALENTE DE LA

TUBERÍA EN METROS PARA UNA TEMPERATURA DE:

100 ºC 400 ºCTotalmenteDesnudo

100500

69

1626

1/4 desnudo3/4 aislado

100 2.5 5

1/4 desnudo3/4 aislado

500 3 7.5

1/3 desnudo2/3 aislado

100 3 6

1/3 desnudo2/3 aislado

500 4 10

a. VÁLVULAS: En la tabla 6 y 7 se tienen las pérdidas de calor correspondientes a válvulas, sin tomar en cuenta las bridas.

b. PARES DE BRIDAS: Si están desnudas se considera que la pérdida de calor es la tercera parte de la pérdida en la válvula del mismo diámetro de tubería.

Si están aisladas se considera que la pérdida de calor es la misma que si fuera una longitud igual de tubería.

c. SOPORTES DE LAS TUBERÍAS: Si se encuentran ubicadas en el interior hay que añadir el 15% de las pérdidas calculadas sin accesorios.

Si están ubicadas en el exterior y protegidas del viento hay que añadir el 20%. Si están situadas en el exterior y no protegidas del viento hay que añadir el 25%.

d. ANILLOS SOPORTE DEL RECUBRIMIENTO DEL AISLAMIENTO: Si la protección delaislamiento es de chapa de hierro o aluminio y la distancia entre los soportes es de 1 m, deben añadirse unas cantidades adicionales a la conductividad térmica del material aislante.

Tabla 7. Pérdidas Suplementarias Debidas a los Accesorios en Tuberías Situadas en el Exterior de Edificios.

NATURALEZA DEL

AISLAMIENTO

DIÁMETRO INTERIOR

DE LA TUBERÍA, mm

LONGITUD EQUIVALENTE DE LA

TUBERÍA EN METROS PARA UNA

TEMPERATURA DE:100 ºC 400 ºC

Totalmente Desnudo

100500

1519

2232

1/4 desnudo 3/4 aislado

100 4.5 6

1/4 desnudo 3/4 aislado

500 6 8.5

1/3 desnudo 2/3 aislado

100 6 8

1/3 desnudo 2/3 aislado

500 7 11

Tabla 8. Cantidades Adicionales al Coeficiente de Conductividad Térmica del Aislante

kcal/m h ºCSoporte de hierro en pletina con un aislamiento técnicamente mediocre.

0.010

Soporte de hierro en pletina con un aislamiento técnicamente bueno.

0.006

Soporte de hierro en pletina con plaquetas de amianto rompiendo el puente térmico.

0.003

P W