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Guía Buenas Practicas - Calderas
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Consejo Nacional del AmbienteGuía de Buenas Prácticas en Calderas de Vapor
15 de Diciembre de 2004
© PA Knowledge Limited 2004
Preparado por:PA Government Services, Inc.
PA Consulting Group1750 Pennsylvania Avenue NW
Suite 1000Washington, DC 20006
Tel: +1 202 442 2000Fax: +1 202 442 2001
www.paconsulting.com
Revisado por:
CET Perú – Centro de Eficiencia Tecnológica
CET Perú -Centro de Eficiencia Tecnológica
Centro Nacional de Producción Mas Limpia
Av.Canaval y Moreyra 425 –Ofic.92
Tel.: 4223975/4224131www.cet.org.pe
Versión Final
ÍndiceÍndice........................................................................................................................................................................................... 31 Introducción........................................................................................................................................................... 4
1.1 Propósito de la Guía.......................................................................................................................................... 41.2 Justificación....................................................................................................................................................... 41.3 Alcances............................................................................................................................................................ 5
2 Descripción de las calderas.................................................................................................................................. 62.1 El vapor............................................................................................................................................................. 62.2 El sistema de vapor........................................................................................................................................... 72.3 Las calderas...................................................................................................................................................... 72.4 Componentes de una caldera............................................................................................................................ 82.5 Insumos de la caldera....................................................................................................................................... 92.6 La combustión en calderas.............................................................................................................................. 102.7 Eficiencia de caldera....................................................................................................................................... 122.8 Factores de la eficiencia en las calderas......................................................................................................... 132.9 Contaminación por calderas............................................................................................................................ 15
3 Buenas prácticas para el mejoramiento de calderas........................................................................................183.1 Introducción..................................................................................................................................................... 183.2 Beneficios alcanzables.................................................................................................................................... 183.3 Ajuste y control del exceso de aire.................................................................................................................. 193.4 Ajustar temperatura y presión del combustible................................................................................................ 223.5 Ajustar el tiro en el hogar................................................................................................................................. 233.6 Reducir depósitos en los tubos........................................................................................................................ 233.7 Reducción de la purga..................................................................................................................................... 243.8 Recuperación del calor de la purga................................................................................................................. 243.9 Reducción de frecuencia de encendido / apagado..........................................................................................253.10 Reducción de la presión de vapor................................................................................................................... 253.11 Operación a máxima eficiencia........................................................................................................................ 263.12 Recuperación del calor de los gases............................................................................................................... 263.13 Conversión a gas natural................................................................................................................................. 28
4 Buenas prácticas en equipos auxiliares............................................................................................................ 304.1 Introducción..................................................................................................................................................... 304.2 Preparación del combustible........................................................................................................................... 334.3 Recolección del condensado........................................................................................................................... 35
5 Buenas prácticas en la operación y mantenimiento de calderas....................................................................375.1 Introducción..................................................................................................................................................... 375.2 Operación eficiente de calderas...................................................................................................................... 375.3 Mediciones en calderas................................................................................................................................... 395.4 Mantenimiento del sistema de combustión...................................................................................................... 405.5 Mantenimiento general.................................................................................................................................... 415.6 Prevención de riesgos..................................................................................................................................... 425.7 Prevención de la contaminación...................................................................................................................... 43
6 Administración eficiente de calderas................................................................................................................. 466.1 Introducción..................................................................................................................................................... 466.2 Compromiso de la administración................................................................................................................... 476.3 Inspección y medición..................................................................................................................................... 476.4 Evaluación de mejoras.................................................................................................................................... 486.5 Asignación de prioridades............................................................................................................................... 496.6 Definición del plan........................................................................................................................................... 496.7 Implementación del plan.................................................................................................................................. 496.8 Monitoreo de resultados.................................................................................................................................. 49
7 Anexos.................................................................................................................................................................. 517.1 Tablas de vapor saturado................................................................................................................................ 517.2 Cálculo de eficiencia térmica de caldera de vapor..........................................................................................527.3 Factores de conversión y fórmulas útiles......................................................................................................... 59
8 Bibliografía........................................................................................................................................................... 60
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1 Introducción
1.1Propósito de la Guía
La presente Guía de Buenas Prácticas en Calderas (GBPC) tiene como propósito brindar a los responsables de la operación de calderas herramientas que le permitan lograr una operación eco-eficiente de sus máquinas, esto es producir más vapor con el mínimo consumo de combustible y producción de emisiones al ambiente, consiguiendo así ahorros energéticos para la planta (menor costo de producción de vapor) y, en algunos casos, cumplimiento de la normatividad ambiental en cuanto a niveles de emisión por chimenea.
Los fabricantes ponen mucho cuidado en el diseño y fabricación de una caldera, y los usuarios esperan el máximo rendimiento de
la caldera a lo largo de su vida útil (por lo general 30 años). Para lograr esto, es necesario conocer bien y cumplir con una serie de requisitos respecto a la operación y mantenimiento de la caldera, lo cual es justamente uno de los propósitos de la GBPC.
Por otro lado, si existen profesionales capacitados para operar la caldera, es necesario aprovechar al máximo su capacidad profesional para lograr la operación más ventajosa de una caldera.
1.2Justificación
Se estima que en la actualidad (2004) en el Perú existen unas 1900 calderas de vapor en las
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empresas formales del sector industrial. En el año 1999 las calderas industriales consumían cerca del 46% de la energía (combustibles) del sector industrial, asimismo emitían casi un 50% de las emisiones de CO2 del mismo sector.
Por otro lado, si bien los niveles de eficiencia térmica de las calderas han ido creciendo desde el año 1990 a la actualidad, todavía existe un importante número de calderas que pueden mejorar su eficiencia. De acuerdo a un estudio1, la eficiencia promedio de las calderas en el año 2000 era de 82,2 %(base PCI) ó 76,6 % (base PCS) y sólo un 10% de las calderas llegan a un 89% (PCI) ó 83% (PCS) de eficiencia óptima. Un 90% de las calderas pierde entre 4 a 7% de su consumo anual de combustible por ineficiencia!!, lo cual también produce emisiones de chimenea al ambiente innecesariamente.
Se estima que actualmente poco ha cambiado dicha situación, y que por tanto es necesario, entre otros, brindar herramientas a los usuarios de calderas que les permitan mejorar la eficiencia de sus calderas y reducir sus emisiones. La presente GBPC justamente contribuye a ello y de allí que justifica el esfuerzo en su realización.
1.3Alcances
La presente GBPC pretende ser una fuente de consulta rápida y
orientativa de cómo mejorar la eficiencia de calderas, brindando consejos e ideas al usuario de una manera simple y directa
En ése sentido, se hace una breve descripción de las calderas, de cómo se calcula la eficiencia y de los factores que afectan dicha eficiencia, así como las emisiones que se producen al ambiente.
Luego se describen algo mas de 10 técnicas o buenas prácticas, muchas de ellas simples, para incrementar la eficiencia de calderas a través de una operación adecuada y el uso de ciertas tecnologías eficientes.
Mas adelante se describen buenas prácticas para los equipos auxiliares de las calderas, que también influyen en la eficiencia y vida útil de la caldera misma.
Por último se abordan temas sobre administración eficiente de calderas, que brindan al usuario técnicas y procedimientos de cómo administrar su caldera, de tal manera de hacer que los resultados logrados de mejoras de eficiencia se mantengan en el tiempo.
La idea de la presente GBPC es que sirva de herramienta útil al mismo usuario de la caldera, para lo cual se ha tratado de usar un lenguaje sencillo y directo, sin perder el nivel técnico que el tema merece.
1Estudio de Factibilidad para un proyecto MDL - Mejora de la Eficiencia Energética en Calderas Industriales en el Perú. GTZ-MITINCI (2002)
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2 Descripción de las calderas2.1. El sistema de vapor
2.2. Tipos de calderas
2.3. Combustibles típicos
2.4. Eficiencia de calderas
2.5. Factores de la eficiencia
2.6. Contaminación por calderas
El vapor es agua en estado gaseoso (2.1), que se distribuye a través de un sistema de vapor (2.2) y se produce en las calderas, habiendo diferentes tipos de éstas (2.3) en función de las necesidades particulares de caudal y presión. Para ello existen una gran variedad de combustibles (2.4), cada uno con características distintas. El indicador de cuán bien se usa la energía (combustible), es la eficiencia energética de la caldera (2.5), la cual es afectada por una serie de factores (2.6). Una caldera produce gases de combustión que se evacúan por chimenea, lo cual puede causar contaminación del ambiente (2.7).
2.1El vapor
El vapor es sencillamente agua en estado gaseoso.
Si calentamos agua y, una vez alcanzado su punto de ebullición seguimos aportando calor, éste será empleado en transformar agua en vapor, que se irá produciendo mientras exista agua. El vapor, considerado como agente calefactor, es simplemente un sistema de transporte de calor.
El calor inicialmente contenido en el combustible, es cedido al vapor que lo transporta al proceso.
Por qué se utiliza el vapor?. Por las ventajas tan enormes que presenta con respecto a otros fluidos térmicos.
Se puede conducir fácilmente por tuberías a muy distintos lugares de utilización y es fácilmente controlable en presión y temperatura.
Es capaz de ceder la mayor parte de su contenido energético a una temperatura constante y bien definida, que es su temperatura de condensación. Esta propiedad es muy importante porque simplifica el equipo de transmisión de calor al no necesitar disponerlo en contracorriente, y porque facilita el control de la temperatura con sólo controlar la presión, y el proceso puede repetirse en idénticas condiciones.
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Se obtiene a partir de agua que es abundante, barata y no es peligrosa.
Por unidad de masa, el vapor de agua cede una cantidad de calor mucho mayor que la que puede ceder cualquier otra materia. Eso hace posible que flujos másicos pequeños transporten grandes cantidades de calor, con el consiguiente ahorro en equipo y material de transporte.
El vapor se puede utilizar tanto como producto calefactor, como para producir energía mecánica expansionándolo a través de una turbina, siempre que sea posible el aprovechamiento energético racional y completo del vapor de escape.
Esta es una de las propiedades más importantes del vapor de agua, y presenta un gran atractivo desde el punto de vista de ahorro energético.
El alto calor latente, y la pequeña densidad de este fluido, hacen que el vapor de agua sea especialmente efectivo en las operaciones de calentamiento.
2.2El sistema de vapor
El sistema a través del cual se genera, transporta, distribuye y recupera el vapor se llama sistema de vapor. Comprende a la caldera, tuberías de vapor y retorno de condensado, máquinas que usan el vapor y dispositivos de control.
El propósito principal de un sistema de vapor es producir y entregar vapor, con los requerimientos de
presión y caudal de los usuarios finales del vapor.
2.3Las calderas
El vapor se produce generalmente en las calderas, que son recipientes cerrados a presión constituidos básicamente por un casco y tubos, a través de los cuales se produce la transferencia de calor, desde los gases de combustión de un combustible quemado en un quemador.
Las calderas se clasifican según diferentes criterios relacionados con la disposición de los fluidos y su circulación, el mecanismo de transmisión de calor dominante, el tipo de combustible empleado, la presión de trabajo, el tiro, entre otros.
CLASIFICACIÓN DE CALDERAS
POR LA DISPOSICIÓN DE LOS FLUIDOS
De tubos de agua (acuotubulares)
De tubos de gases (pirotubulares)
POR LA CIRCULACIÓN DEL AGUA
Por circulación natural
Por circulación asistida
Por circulación forzada
POR EL MECANISMO DE TRANSMISIÓN DE CALOR
Por convección
Por radiación
Por radiación y convección
POR EL COMBUSTIBLE EMPLEADO
Combustibles gaseosos
Combustibles líquidos
Carbón mineral
Combustibles especiales (leña, bagazo, etc.)
De recuperación de calor de gases (con o sin combustible de apoyo)
Mixtos
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POR LA PRESIÓN DE TRABAJO
De baja presión (p < 20 kg/cm2)
De media presión (20 < p < 64 kg/cm2)
De alta presión (p > 64 kg/cm2)
POR EL TIRO
Tiro natural
Tiro forzado
Tiro inducido
La clasificación más común en nuestro medio es por la disposición de los fluidos (vapor y gases de combustión).
CALDERAS PIROTUBULARES
En este tipo de calderas, los gases calientes fluyen por el interior de los tubos que son sumergidos en agua dentro de un casco. Las presiones de diseño son usualmente de 150 psig y sus capacidades varían entre 100 BHP á 1000 BHP, equivalentes a producciones de vapor 3450 lb/h y 34500 lb/h aproximadamente.
Las principales ventajas de estas calderas son:
Requieren bajo costo de inversión y son menos costosas que las acuotubulares.
Alcanzan elevadas eficiencias (>80%) Pueden absorber grandes y súbitas
fluctuaciones de carga con ligeras variaciones de presión debido al gran volumen de agua contenido en el casco.
El 84% de las calderas convencionales del Perú son pirotubulares.
CALDERAS ACUOTUBULARES
En este tipo de calderas el agua fluye a través de los tubos que son rodeados por gases calientes de combustión en el interior de un casco. Usualmente, su capacidad se expresa en libras de vapor por hora y varía en un rango entre 2000 lb/hr hasta 10 millones de lb/hr de producción de vapor. Otras características son las siguientes :
Se emplean para producir vapor de mayores niveles de presión que las calderas piro tubulares
Requieren más instrumentación y mayores controles que las pirotubulares.
Son construídos y clasificados como A, D, Q o una de otras varías configuraciones, de acuerdo a los arreglos de tubos y domos.
El 16% de las calderas convencionales del Perú
son del tipo acuotubular.
Todas las calderas mayores de 300 psig son acuotubulares debido a que para un diámetro de tubo y espesor de pared dados, pueden soportar mejor las presiones internas que las externas (caso de las calderas pirotubulares).
2.4Componentes de una caldera
Independientemente del tipo de caldera, toda unidad tiene 6 componentes básicos:
a) Quemador
El quemador es uno de los componentes fundamentales de la caldera de vapor, y su función es realizar la mezcla del aire con el combustible para conseguir su combustión y la liberación del calor necesario para la generación de vapor.
Los quemadores pueden ser de diferente diseño; así existen quemadores para quemar un solo combustible, y otros duales para quemar dos combustibles (p.ej. petróleo y gas). También pueden ser de combustión en una sola etapa o de combustión hasta en tres etapas (Low NOx Burners).
Un factor importante de la eficiencia de combustión es la mezcla íntima del aire con el combustible, lo que permite facilitar la reacción del carbono e hidrógeno del combustible con el oxígeno del aire, produciendo así un mínimo de inquemados (CO, hollín, etc.). En el caso de los combustibles líquidos esto se logra atomizando finamente el combustible y en el caso de los sólidos manteniendo una granulometría adecuada. En los
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gases la mezcla es casi perfecta por encontrarse el aire y combustible a nivel molecular.
Otro factor importante es el exceso de aire, esto es la cantidad de aire usado en el quemador por encima del valor estequiométrico (aire mínimo para completar las reacciones de combustión). Si el exceso de aire es muy bajo se produce una mala combustión (alta presencia de CO y hollín); y si el exceso de aire es muy alto, se gasta parte del combustible para calentar el aire excedente, habiendo en ambos casos ineficiencia en la caldera.
La regulación del nivel de fogueo en los quemadores se realiza de tres diferentes maneras en función del tamaño de las calderas:
Calderas < 40 BHP : todo-nada (On-off)
Calderas < 100 BHP: todo-poco-nada (High-Low-Off)
Calderas > 100 BHP: modulante.
b) Cámara de combustión
También llamado hogar, es el espacio donde se aloja la llama, es decir, se produce la combustión y se transfiere calor por radiación hacia el agua.
c) Sección convectiva
Zona donde se transfiere el calor de los gases de combustión al agua a través de las superficies de calefacción (tubos).
d) Chimenea
Ducto por donde se evacuan los gases de combustión después de transferir su calor al agua, permitiendo a la vez regular el tiro
en la caldera, es decir la presión de vacío que induce a circular a los gases de combustión y dar forma a la llama.
e) Ventiladores de aire
Proporcionan el aire de combustión. Por lo general son de tipo centrífugo que impulsan el aire a través de la caldera.
f) Instrumentación y controles
Incluyen diferentes dispositivos, siendo los más importantes: Presión de vapor. Nivel de agua dentro de la caldera. Control del fogueo.
Desde el punto de vista energético, el control más importante es el que regula los flujos de aire y combustible (relación aire-combustible) hacia el quemador, es decir el exceso de aire. En calderas menores a 40 BHP el control de combustión es manual, pues el quemador (On-off) al encender entrega un flujo de combustible constante independiente del aire, cuyo flujo se ajusta manualmente posicionando un damper de aire, reguladores que ayudan a regular el flujo de aire.
En calderas menores a 100 BHP ya existe un mecanismo (modulador de fogueo o modutrol, varillas, válvula de combustible, damper de aire) que permite regular paralelamente el flujo de aire y combustible en función de la posición de fuego del quemador (High-Low-Off).
En las calderas mayores a 100 BHP, donde los quemadores
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son modulantes, el sistema de control está mas desarrollado, incluyendo un mecanismo (modutrol, varillas, válvula de combustible, leva, damper de aire) que permite regular los flujos de aire y combustible en todo el rango de trabajo del quemador.
En algunas calderas de mayor capacidad, se cuentan con sistemas mecánicos y electrónicos que regulan el aire y combustible en base al análisis del oxígeno en chimenea, siendo los sistemas más sofisticados encontrados en las calderas. Los esquemas de control utilizados son en anillo cerrado, tanto en serie como en paralelo.
Por lo general, las calderas peruanas usan controles automáticos de tipo mecánico sin análisis de gases de chimenea.
2.5 Insumos de la caldera
Los principales insumos para la generación de vapor en calderas son los que se describen a continuación.
a) Energía
Para el funcionamiento de las calderas se requiere de energía: combustible y electricidad.
El combustible suministra el calor necesario para la conversión del agua en vapor, mediante las reacciones exotérmicas de sus componentes con el oxígeno del aire.
Los combustibles mas usuales en el Perú son los siguientes:
Líquidos: Diesel, Petróleos Residuales. Estos se suministran en camiones cisterna y se almacenan en tanques a presión atmosférica.
Gases: Gas Licuado de Petróleo (GLP), Gas natural. El GLP es suministrado en estado líquido y se almacena en tanques a moderada presión. El Gas natural se suministra por tubería y no requiere almacenamiento.
Sólidos: Carbón, Bagazo. Se suministran en volquetes.
Cada uno de dichos combustibles tiene sus propias características en cuanto a manejo, almacenamiento, quemado y producción de emisiones de chimenea, además de costo por energía entregada (kcal).
Los combustibles contienen principalmente Carbono (C) e
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Hidrógeno (H). Otros componentes menores son Oxígeno (O), Nitrógeno (N) , Azufre (S), humedad, y en el caso de los combustibles líquidos y sólidos también trazas de metales y cenizas.
La electricidad es necesaria para el accionamiento de los motores de ventiladores (aire de combustión, gases), bombas de agua de alimentación y de combustible, compresor de aire de atomización (si atomiza con ello); así como en el calentador de combustible (quemado de Petróleos Residuales).
En una caldera pirotubular promedio más del 99% del consumo energético total (kcal), lo representa el combustible, siendo menos del 1% el consumo eléctrico. Ello significa que el aporte energético a la caldera es netamente térmico.
b) Agua
El agua es el insumo fundamental para la generación de vapor. Puede provenir de pozos propios ubicados en las plantas, de la red pública u otras fuentes (ríos, lagunas, etc.). El agua cruda tomada como tal contiene sales y otras impurezas que hace necesario su tratamiento antes de alimentarla a la caldera.
c) Otros insumos
Se emplean otros insumos menores, pero también importantes, para diferentes fines tales como:
En el tratamiento del agua: sal industrial (regeneración de resinas ciclo sódico), ácidos y álcalis (regeneración de resinas ciclo hidrógeno y aniónicas), fosfatos, sulfito de sodio, etc.
En el acondicionamiento del combustible (Petróleos Residuales): se utilizan una serie de productos químicos para diferentes fines, tales como:
Aditivos para el manejo del combustible: para reducir los problemas de formación de lodos y corrosión causados por el almacenamiento del combustible en virtud de mezclas de combustibles o de su inestabilidad.
- Dispersantes : alquilnaftenos y tolueno- Emulsificantes : alcohol isopropilico- Inhibidores de corrosión y anti- oxidantes.
Aditivos para mejorar la combustión: reducen la formación de hollín, CO e Hidrocarburos. Típicamente son compuestos organometámelicos de Magnesio, Cobre o Bario.
Aditivos Post – llama : se utilizan para reducir problemas de corrosión a alta y baja temperatura, que tienen lugar después de la combustión:
- Compuestos organometálicos que contienen Magnesio - Compuestos organometálicos de Magnesio y Manganeso
2.6La combustión en calderas
Se entiende como combustión la reacción rápida de oxidación que tiene lugar entre un combustible y el oxígeno del aire en la que se libera una gran cantidad de calor.
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Los principales componentes del combustible que entran en juego en la combustión son el C e H.
El aire, aparte del oxígeno (21%), contiene cantidades importantes de nitrógeno (79%).
El nitrógeno no tiene ningún papel activo en la combustión.
Las principales reacciones químicas que tienen lugar en la combustión son:
a) Oxidación completa del Carbono:
C + O2 CO2 + calor
La concentración máxima de CO2
en los gases depende del combustible usado, tal como se indica a continuación:
- Gas Natural : 11.7 %- Diesel 2 : 15.7 %- Residual 6 : 16.7 %- Carbón Antracita : 19.9 %
b) Oxidación del Hidrógeno:
2 H2 + O2 2 H2O + calor
La cantidad de aire teóricamente necesaria para que estas reacciones se lleven a cabo de forma completa es el llamado aire teórico o aire estequiométrico. La combustión llevada a cabo en estas condiciones también recibe el nombre de combustión estequiométrica.
En la realidad, si sólo se suministra el aire teórico, las reacciones no se llevan a cabo completamente, o con la rapidez suficiente, dando origen a reacciones incompletas, entre las cuales la más importante es:
c) Oxidación incompleta del Carbono:
C + 1/2 O2 CO + calor + hollín
En este caso, parte de la energía calorífica de la combustión del carbono no se desprende y permanece en el monóxido de carbono. Se entiende como combustión incompleta aquella en la que algún componente del combustible no ha llegado al grado de oxidación máximo. En la combustión incompleta no se obtiene la máxima energía de la disponible en el combustible. Estos productos que no han alcanzado el grado máximo de oxidación se denominan inquemados, siendo los principales monóxido de carbono (CO), hidrocarburos no oxidados (CH), además del hollín.
En términos generales la dificultad de combustión se incrementa a medida que nos desplazamos en la siguiente serie :
Gas Diesel Residuales Carbón
Resulta por lo tanto necesario proporcionar un exceso de aire al combustible para aumentar la posibilidad de que reaccione rápida y totalmente en combustión completa con el oxígeno, antes de que pase a una zona más fría donde la combustión total no tendría lugar. El aire estequiométrico, más el exceso de aire, se denomina aire total.
A la relación entre el aire realmente usado en una combustión y el aire teórico correspondiente al combustible se le llama índice de exceso de aire y se designa por “n”:
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n = (aire real) / (aire teórico)
En ocasiones, n se expresa en %. Si por ejemplo n = 1.2 ; entonces:
% exceso de aire = (n - 1) . 100 = (1.2 - 1) . 100 = 20%.
La necesidad de aportar un exceso de aire nace del hecho de que para completar en la medida de lo posible las reacciones químicas de combustión, las moléculas del combustible deben encontrar suficientes moléculas de oxígeno en su alrededor.
La cantidad de oxígeno contenido en los gases de combustión es un indicador de la cantidad de aire en exceso empleado.
El exceso de aire a emplear no sólo depende del tipo de combustible, sino que en la práctica viene influenciado por aspectos tales como el tipo de quemador empleado, las características de viscosidad y temperatura del combustible, dimensiones de la cámara de combustión, etc.
Una forma simple de calcular el exceso de aire es mediante la siguiente formula :
n = 21 / (21 - %O2)
Donde el %O2 es la concentración de oxigeno analizado en el gas de chimenea mediante algún tipo de analizador de gases.
EFICIENCIA DE CALDERAS A PLENA CARGA (PCS)
COMBUSTIBLE CALDERAPIROTUBULAR
CALDERAACUOTUBULAR
Gas Natural 81.0% 79.7%
Diesel 2 82.9% 81.6%
Residual 6 82.3% 81.0%
2.7Eficiencia de caldera
No todo el calor liberado por el combustible en el quemador se aprovecha en forma útil para producir vapor en la caldera, existen pérdidas inevitables.
El balance de calor de una caldera se puede representar por la siguiente ecuación:
A = B + CDonde :
A = calor liberado por el combustible en el quemador B = calor absorbido por el agua para producir vapor C = pérdidas de calor
De aquí se desprende la definición de eficiencia energética de caldera, que es la relación entre calor útil aprovechado para generar vapor y el calor entregado por el combustible:
Eficiencia de caldera (%) = B / A x 100
Las pérdidas de calor ocurren a través de las siguientes salidas:
1) Gases de combustión emitidos por chimenea.
2) Inquemados (hollín y CO) presentes en los gases de combustión.
3) Calor emitido por radiación y convección a través de las paredes de la caldera.
4) Agua de purga.
Para lograr la máxima eficiencia de las calderas es necesario:
Emplear el menor exceso de aire posible sin que aparezca demasiado hollín por chimenea.
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Lograr una buena mezcla aire-combustible, ya sea calentando adecuadamente el combustible (Petróleos Residuales) para lograr una baja viscosidad y fácil atomización; teniendo una granulometría adecuada (combustibles sólidos); inyectando a presión suficiente el combustible y el aire (combustibles líquidos y gaseosos) .
Mantener en buen estado el sistema de combustión, especialmente el quemador.
Mantener limpias las superficies de transmisión de calor (tubos, paredes) de la caldera.
La eficiencia energética de una caldera se determina mediante dos métodos:
Método directo
El método directo determina la eficiencia energética promedio durante cualquier intervalo de tiempo de funcionamiento de la caldera (incluyendo el momentáneo). Refleja la influencia de la variación del estado de operación de la caldera incluyendo los arranques y paradas del quemador así como las purgas de la caldera.
La aplicación de este método requiere, principalmente, la medición del vapor generado y del combustible consumido, que en la mayoría de calderas peruanas no es posible realizar por falta de la instrumentación correspondiente.
La eficiencia de caldera (E) se calcula empleando la siguiente expresión:
E=V×(H−HW )F×PC
Donde:
V Flujo de vapor, kg/hH Entalpía del vapor, kcal/kgHw
Entalpía del agua alimentación kcal/kg
F Consumo de combustible, kg/hPC
Poder calorífico del combustible, kcal/kg
Método indirecto
El método indirecto (también llamado método de las pérdidas) determina, únicamente, la eficiencia energética instantánea de la caldera. Para esto determina primero las principales pérdidas de calor, lo cual permite conocer no solo cómo se distribuye el calor aportado por el combustible; sino también facilitar la evaluación de las actuaciones para mejorar la eficiencia energética de la caldera. La aplicación de este método se basa sobretodo en el análisis de gases de chimenea, y no requiere la medición del vapor generado.
La eficiencia energética (E) instantánea se determina empleando la siguiente expresión:E=100−(Pg+Pi+Pr+Pp )Donde:
Pg
Pérdida de calor por gases de chimenea (%)
Pi
Pérdida de calor por inquemados sólidos y gaseosos (%)
Pr
Pérdida de calor por radiación y convección (%)
Pp
Pérdida de calor por purgas (%)
Para hallar la pérdida de calor por gases de chimenea es necesario analizar el contenido de oxígeno y
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la temperatura de gases evacuados por chimenea.
Para hallar las pérdidas por inquemados es necesario analizar el contenido de CO (inquemado gaseoso) y medir la concentración de partículas en los gases de chimenea (inquemados sólidos).
Para hallar las pérdidas por radiación y convección, es necesario medir las temperaturas superficiales de las paredes y calcular la pérdidas de calor o en su defecto usar correlaciones prácticas.
Para la determinación de la pérdida por purgas, se puede estimar una cantidad (alrededor del 1%) en virtud de que no es posible hallar con mediciones precisas dicha pérdida.
En el Perú existe la norma NTP 350.300 – 2002: Calderas Industriales – Procedimiento para determinación de la eficiencia térmica de calderas industriales, la cual puede ser usada para calcular la eficiencia de caldera por el método indirecto (ver ANEXO 7, Item 7.2).
2.8Factores de la eficiencia en las calderas
Existen una serie de factores que afectan la eficiencia de una caldera, y que es importante conocer para lograr una buena gestión en la operación y mantenimiento de la misma. A continuación se describen dichos factores.
1) TEMPERATURA DEL AGUA DE ALIMENTACIÓN
En una caldera simple sin economizador 2, la temperatura del agua no afecta la eficiencia, pero sí la capacidad de producción de vapor. Por otro lado en una caldera con economizador, por medio del cual se eleva la temperatura del agua a expensas de reducir la temperatura del gas de chimenea, la eficiencia se incrementa.
2) TEMPERATURAS DEL GAS DE CHIMENEA
La temperatura del gas de chimenea es un buen indicador indirecto de la eficiencia de una caldera, pues una alta temperatura implica mayores pérdidas de calor por chimenea, y por ende, una menor eficiencia de aprovechamiento energético. Para una caldera pirotubular de 3 pasos, trabajando a máximo fogueo, la temperatura de operación no debería exceder los 220 °C (tubos limpios). Mayores temperaturas indican ineficiencia.
CAUSAS DE ALTAS TEMPERATURAS DEL GAS DE CHIMENEA
Elevados excesos de aire de combustión
Hollinamiento de tubos
Formación de depósitos (caliche) en tubos
Fugas de gas entre pasos
Transmisión de calor variable por variaciones en tiempo de residencia del gas o área de transferencia
Cambios en la presión de vapor
Infiltración de aire
2 ver Item 3.12
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3) EXCESO DEL AIRE DE COMBUSTIÓN
El exceso del aire afecta la eficiencia de una caldera como resultado de los siguientes factores:
EFECTOS DEL EXCESO DE AIRE
Variación del flujo de gases
A mayor flujo de gases, menor tiempo de residencia de los gases en los tubos y menor transmisión de calor.
Reducción de la transmisión de calor
Al incrementarse el exceso de aire se consigue menor temperatura de llama, por lo cual se cede menor calor por radiación a las superficies de intercambio y se dispone de menor salto térmico para la transferencia de calor, ocasionando mayor temperatura de gas.
Combustión deficiente
Si el exceso del aire es insuficiente, el combustible no se llega a quemar totalmente y aparecen inquemados como CO, Hidrocarburos, hollín, etc. en el gas de chimenea, lo cual constituye una pérdida energética
4) PRESIÓN DE VAPOR O TEMPERATURA DEL AGUA CALIENTE
La eficiencia es afectada por el nivel de presión del vapor o la temperatura del agua caliente, en virtud de que estas variables afectan la temperatura del gas de chimenea que abandona la caldera. Como la temperatura de la superficie de transferencia de calor en el lado del agua, es la correspondiente a la temperatura del vapor a la presión del trabajo (vapor saturado); la temperatura del gas de chimenea aumentará o disminuirá, en función de la temperatura de saturación en el lado del agua.
5) TIPO DE COMBUSTIBLE
El tipo de combustible y su composición química afectan la eficiencia, debido a las siguientes razones:
RAZONES QUE AFECTAN LA EFICIENCIA A TRAVÉS DEL TIPO DE COMBUSTIBLE
Los diferentes combustibles tienen básicamente diferente relación C/H, siendo menor en los gases y mayor en los carbones.
Diferentes muestras de un mismo combustible tienen relaciones C/H algo diferente. Ello hace variar algo la necesidad de exceso de aire.
Los combustibles con mayor contenido de Hidrógeno (gas natural, GLP) producen mayores pérdidas de calor latente en la combustión (por la mayor formación de vapor de agua en los gases) y aquellos con mayor contenido de Carbono, mayores pérdidas de calor sensible.
6) DENSIDAD DEL AIRE DE COMBUSTIÓN
La densidad del aire disminuye al aumentar su contenido de humedad y la temperatura.
La presión del aire entregado por los ventiladores aumenta si el aire se hace más denso, así como la cantidad del aire entregado a la caldera. Considerando sólo el efecto de la temperatura en la densidad del aire, la eficiencia de la caldera aumenta al disminuir la densidad del aire.
7) CALIDAD DEL AGUA DE ALIMENTACIÓN
Una calidad pobre del agua afecta el desempeño de la caldera de dos maneras:
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EFECTO NEGATIVO DE LA CALIDAD DEL AGUA DE ALIMENTACIÓN
A. Se requiere una mayor purga dando como resultado mayores pérdidas de calor.
B Tiende a formar depósitos de sales (caliche) en los tubos, lo cual constituye una barrera a la transferencia de calor gases- agua, provocando no sólo elevación de la temperatura de los gases de chimenea, con la consiguiente pérdida de calor; sino también recalentamiento de tubos y posible falla de los mismos.
8) DEPÓSITOS DE HOLLÍN EN EL LADO DE LOS GASES
Cuando el hollín se deposita en los tubos, en el lado de los gases, actúa como una capa de aislamiento que reduce la transferencia de calor gases-agua. El resultado es que los gases salen de la caldera con alta temperatura y la eficiencia de la unidad se reduce.
9) CARGA DE LA CALDERA
La carga de la caldera, representada como un porcentaje de la capacidad máxima, afecta la eficiencia por las siguientes razones:
EFECTO DE LA CARGA EN LA EFICIENCIA DE LA CALDERA
Las pérdidas de calor por radiación hacia los alrededores son esencialmente constantes en términos de kcal totales a cualquier carga. Al bajar el fogueo por reducción de la carga, las pérdidas por radiación se hacen más grandes en porcentaje del aporte calórico del combustible
Al variarse la carga se varía el fuego en la caldera influyendo en la temperatura de los gases de combustión.
La eficiencia de una caldera alcanza su máximo valor entre 60-70% de la carga.
10) TEMPERATURA DEL AIRE DE COMBUSTION
El incremento de la temperatura del aire de combustión aumenta la eficiencia de la caldera por el mayor aporte calorífico que supone
una mayor temperatura, y que es dejado de aportar por el combustible.
El calentamiento del aire se hace a expensas del calor de los gases de chimenea en un precalentador de aire.
2.9Contaminación por calderas
Las calderas de vapor pueden producir contaminación ambiental principalmente por las siguientes causas:
Emisiones de gases y partículas contaminantes.
Emisiones de gases a elevada temperatura.
Descarga de purgas del agua de caldera.
Emisiones de ruido.
2.9.1 EMISIONES DE GASES Y PARTÍCULAS CONTAMINANTES
La combustión de cualquier combustible fósil (Diesel, Residual, gas, carbón) libera calor que se aprovecha en gran parte en la generación de vapor en las calderas; pero también produce una serie de emisiones (gases y partículas) descargadas por chimenea que, bajo ciertas condiciones, pueden producir impactos negativos en el ambiente.
Los productos de la combustión principales son :
Dióxido de carbono : CO2
Monóxido de carbono : CO Óxidos de nitrógeno (NO +
NO2) : NOX
Dióxido de azufre : SO2
Partículas : cenizas + hollín Vapor de agua : H2O
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Así mismo los gases contienen Oxígeno (O2) y Nitrógeno (N2) remanentes del exceso de aire empleado en la combustión.
De dichos gases el CO2 es considerado Gas de Efecto Invernadero (GEI). Los otros gases como el CO, NOX y SO2 y las partículas son considerados como contaminantes atmosféricos. El H2O, el O2 y N2 no son contaminantes.
Por lo general las emisiones de gases y partículas, así como la dificultad de combustión, aumentan en la siguiente secuencia:
Gases Diesel Petróleos Residuales Bagazo Carbón
a) Emisiones de CO y partículas
La presencia de CO en los gases de chimenea de las calderas, depende principalmente del grado en que se completan las reacciones de combustión del combustible. Una combustión incompleta puede ser el resultado de diferentes condiciones, incluyendo falta de oxígeno (O2) por deficiencia de aire de combustión, mezcla deficiente aire-combustible, enfriamiento de la llama por contacto con las paredes frías, reducción de la temperatura de combustión, reducción del tiempo de residencia del gas de combustión (mucho exceso de aire) y reducción de la carga (reducción del nivel de fogueo).
La presencia de partículas (hollín) en los gases de combustión se debe básicamente a las mismas razones que la existencia del CO.
Otro factor que influye en las emisiones de CO y hollín es el diseño del quemador y su estado de
mantenimiento y elementos periféricos, así como las condiciones de operación de éstos. Muchas veces se consigue una drástica reducción de éstas emisiones con sólo realizar un buen mantenimiento u operar adecuadamente el sistema de combustión. A veces también sólo es posible lograr una combustión aceptable usando quemadores eficientes de buena tecnología.
b) Emisiones de SO2
Las emisiones de Dióxido de Azufre (SO2) dependen básicamente del contenido de azufre del combustible quemado en la caldera; no depende del tamaño de la caldera ni del diseño del quemador o las características del proceso de combustión.
CONTENIDO PROMEDIO DE AZUFRE EN COMBUSTIBLES
GLP 0.003 %Diesel-2 0.248 %Residual-5 0.715 %Residual-6 1.060 %Residual-500 1.465 %Bagazo 0.050 %Carbón Antracita 1.100 %Carbón Bituminoso 1.000 %
En la combustión, más del 95% del azufre contenido en el combustible se convierte en SO2. De 1 a 5 % del SO2 generado es convertido en SO3 debido a oxidación adicional. El SO3 reacciona rápidamente con el H2O presente en los gases de combustión y forman un vapor de ácido sulfúrico (H2SO4) que es muy corrosivo.
EFECTOS DE LOS CONTAMINANTESEN LA SALUD HUMANA
CO
Reduce el aporte de oxígeno a órganos y tejidos, pudiendo causar asfixia.. A concentraciones altas el monóxido de carbono reduce la percepción visual, la destreza manual y la capacidad mental.
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NOX
(NO+NO2)
El NO2 irrita los pulmones, causa bronquitis y neumonía, reduce la resistencia a las infecciones respiratorias.El NO es un gas tóxico.
SO2
El SO2 produce afecciones respiratorias, debilitamiento de las defensas pulmonares, agravamiento de enfermedades respiratorias y cardiovasculares ya existentes.
Partículas
Las partículas producen daños al tejido pulmonar, carcinogénesis y mortalidad prematura, agravamiento de afecciones respiratorias y cardiovasculares ya existentes y alteración de los sistemas de defensa del organismo contra materiales extraños. El daño depende del grado de penetración en el sistema respiratorio. Se considera n peligrosas las partículas de un tamaño menor a 10 micras ya que pueden llegar a los pulmones.
c) Emisiones de NOx
El NOx se forma en procesos de combustión, ya sea debido a la fijación térmica de nitrógeno del aire atmosférico de combustión (“NO térmico”), o debido a la conversión de nitrógeno químicamente ligado en el combustible (“NO combustible”). En la mayoría de casos, más de un 95% del NO emitido se encuentra bajo la forma de NO.
La producción de NOx aumenta con la temperatura de la llama, el oxígeno disponible, el tiempo de residencia a altas temperaturas y el contenido de nitrógeno del combustible.
El CO actúa como reductor de las emisiones de NOx en la combustión.
2.9.2 EMISIONES DE GASES A ELEVADA TEMPERATURA
Generalmente los gases de la chimenea se descargan entre 190 °C y 350 °C. Estos gases descargados en la atmósfera, provocan calentamientos localizados del aire y en especial en la dirección de la pluma de gases.
La magnitud del calentamiento dependerá de:
1) El volumen de gas descargado2) El gradiente de temperatura3) Las condiciones meteorológicas4) La altura de descarga del gas
2.9.3 DESCARGA DE PURGAS CALI- ENTES
La purga de la caldera no es más que agua con alto contenido de sales, sustancias químicas añadidas con los aditivos de tratamiento interno, (por ejemplo fosfatos, sulfitos, entre otros), y sobre todo con alto nivel de calor (temperaturas cercanas a los 100°C).
La adición de calor en exceso a una masa de agua provoca efectos adversos tan numerosos como muchos de los contaminantes químicos. El problema de contaminación térmica puede surgir si las purgas son descargadas en ríos, lagos, etc.
Un incremento de la temperatura del agua natural resulta en que:
Disminuye la cantidad de oxígeno disuelto en el aguaAumenta la velocidad de las reacciones químicas como la oxidación en la respiración de los seres vivos acuáticosLa vida acuática recibe datos falsos sobre la temperaturaPueden sobrepasar los límites térmicos letales.
2.9.3 EMISIONES DE RUIDO
Una caldera produce ruido mayormente por el funcionamiento del ventilador de aire y la producción de la llama en el quemador.
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Por lo general el nivel de ruido a dos metros del quemador es mayor a los 75 dB(A), y en algunos casos puede llegar a 85 dB(A), que incluso obliga a usar protección auditiva al operador.
Muchas veces el ruido es incrementado por las vibraciones del motor o ventilador de aire, si están desalineados.
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3 Buenas prácticas para el mejoramiento de
calderas3.1. Introducción
3.2. Beneficios alcanzables
3.3. Ajuste y control del exceso de aire
3.4. Ajustar temperatura y presión del combustible
3.5. Ajustar el tiro en el hogar
3.6. Reducir depósitos en los tubos
3.7. Reducción de la purga
3.8. Recuperación del calor de la purga
3.9. Reducción de la frecuencia de encendido/apagado
3.10. Reducción de presión de vapor
3.11. Operación a máxima eficiencia
3.12. Recuperación de calor de gases
3.13. Conversión a gas natural
Existen prácticas y tecnologías desarrolladas para mejorar el funcionamiento y operación de calderas (3.1), y es posible trazar un esbozo de los beneficios máximos alcanzables (3.2) que luego permitan evaluar la viabilidad económica de los planes de mejoramiento. A lo largo de esta sección (3.3), (3.4), (3.5), (3.6), (3.7), (3.8), (3.9), (3.10), (3.11), (3.12), se incluyen una serie de medidas de buenas prácticas operativas simples y otras que implican incorporación de ciertas tecnologías eficientes en una caldera. Finalmente se aborda el tema sobre conversión a gas natural en las calderas (3.13).
3.1 Introducción
El propósito de este capítulo es brindar al usuario conocimientos básicos e ideas para el mejoramiento de la operación y mantenimiento de su caldera, orientados al uso eficiente del combustible, para su máximo aprovechamiento, consiguiendo con ello incrementar el rendimiento de vapor de la caldera, reducir costos operativos y emisiones de gases de chimenea al ambiente.
Todos los proyectos de mejoramiento tienen que ser
evaluados, pues tienen que generar un ahorro suficiente para justificar la mejora propuesta. Si el ahorro no paga la inversión de la mejora propuesta, digamos en un año o dos como máximo, entonces no podrá ser implementada.
Esto es importante, y se analiza antes de dar las posibles alternativas para el mejoramiento de las calderas.
3.2Beneficios alcanzables
Todos los beneficios alcanzables se logran a través de una evaluación económica de las medidas que se
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tomen. Para esto es necesario conocer cuánto se puede mejorar. El Costo Inicial (CI) es la inversión que se hace al inicio de un proyecto de mejoramiento. El Costo Anual de Operación (CAO) incluye todos los costos asociados con el mantenimiento y operación del sistema existente. Los Ahorros Anuales de Combustible (AAC) es la cantidad de combustible reducida por efectos de la mejora implementada durante un año. Si el AAC supera la suma del CI + CAO, entonces la mejora es viable.
VIABILIDAD DEL PROYECTO DE MEJORAMIENTO
AAC > CI + CAO
Es necesario tener cuidado en incluir todos los costos necesarios en cada uno de los componentes, pues si se olvida algún costo, podría implementarse una mejora que tardará más tiempo en pagarse.
3.3Ajuste y control del exceso de aire
El ajuste y control del exceso de aire es una de las prácticas más efectivas para mejorar la eficiencia de una caldera con inversiones que pueden ser bajas a moderadas, dependiendo del sistema de control que se adopte.
El nivel mínimo de exceso de aire a emplear depende del combustible usado y del tipo de quemador disponible, este debe garantizar un suministro adecuado aire - combustible y permitir su regulación.
Esta mejora consiste en regular los flujos de aire y combustible mediante el ajuste de la apertura
del damper del ventilador y de la válvula de ingreso de combustible al quemador respectivamente, de tal manera que se mantenga una relación aire-combustible que logre un mínimo de exceso de aire, (reflejado por la concentración de O2 en chimenea), a la potencia del quemador que se trabaje, y con una mínima producción de inquemados (hollín y CO).
NIVELES MINIMOS DE EXCESO DE AIRE (%)
TIPO DE TIROCOMBUSTIBLE
Líquidos GasesTiro natural 15 – 25 10 – 20Tiro forzado 10 – 15 5 – 10Tiro forzado (aire precalentado) 5 – 10 5
Existen diferentes sistemas para controlar el exceso de aire en las calderas, las cuales se aplican dependiendo de la potencia de la caldera y el tipo de combustible básicamente.
CLASIFICACIÓN DE SISTEMAS DE CONTROL DE EXCESO DE AIRE
Control Manual
Control Automático: En bucle abierto Con retroalimentación Con anticipo
SISTEMAS DE REDUCCIÓN DE EXCESO DE AIRE
En serie
En paralelo
En serie – paralelo, o con límites cruzados
Incluso dichos sistemas pueden incluir como refinamiento, sensores de Oxígeno y/o Monóxido de Carbono.
En las calderas con potencia de hasta 1000 BHP, el sistema de control más común lo constituye un sistema mecánico de eje que es una forma simple de control posicionante en paralelo. En este sistema la presión del vapor es detectada por un presóstato, cuya señal posiciona eléctricamente un
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motor que a su vez acciona mecánicamente, mediante un mismo eje, la válvula de combustible (a través de una leva) y el damper del ventilador de aire de combustión, tratando de mantener una relación aire-combustible constante.
En dichos sistemas sucede con frecuencia que no están ajustados para mantener un exceso de aire al mínimo posible, sino que la regulación aire-combustible es un tanto errática y por lo general con altos excesos de aire, resultado de un ajuste simple en base a inspección visual de los humos de chimenea.
En tal caso es necesario ajustar el sistema para lograr un mínimo de exceso de aire, mediante la apertura o cierre del damper de aire (ajuste grueso) y la apertura o cierre de la válvula de combustible posicionando adecuadamente los pines de la leva (ajuste fino), todo ello en base a análisis de gases (O2
y/o CO2) y determinación de opacidad de humos mediante el Índice de Bacharach.
El sistema es usualmente ajustado para una condición particular de operación cuando la caldera es instalada o después de un mantenimiento de la unidad. En virtud de que el sistema debe acomodarse a las fluctuaciones de la calidad del combustible y al estado mecánico y operativo del sistema de combustión en su conjunto, requiere de ajustes periódicos para mantener el exceso de aire deseado previniendo la posibilidad de formación de hollín y CO.
El nivel mínimo de exceso de aire a emplear depende del combustible
usado y del tipo de quemador disponible.
PARÁMETROS RECOMENDADOS
Com
bust
ible
Exce
so d
e ai
re(%
)
O2 e
n ch
imen
ea(%
)
CO
en
chim
enea
(ppm
)
Opa
cida
d de
hu
mos
(Bac
hara
ch)
Gas natural 10 máx 2.0 máx 50 máx 0
Diesel 20 máx 3.5 máx 200 máx 3 máxResidual 25 máx 4.0 máx 400 máx 4 máx
Para realizar un buen ajuste del exceso de aire, logrando una combustión adecuada, es necesario obtener una buena mezcla aire-combustible. Esto se consigue poniendo previamente el sistema de combustión a punto, es decir haciendo un mantenimiento exhaustivo a bombas, filtros, calentadores, válvulas de control, sistema de atomización, boquilla del quemador (debe cambiarse a los 3 años de uso), cono refractario, difusor, entre otros. Sin ello no se logrará un buen ajuste del exceso de aire. Asimismo es importante una limpieza de la caldera en el lado del agua y gases.
Los ahorros de combustible por reducir el exceso de aire pueden llegar hasta 10%.
En las figuras de la página siguiente se ilustra el ahorro de combustible obtenible al reducir el exceso
BENEFICIOS DE LA REDUCCIÓN DEL EXCESO DE AIRE
Menores pérdidas de calor con el gas de chimenea que abandona la caldera, en virtud que se deja de calentar innecesariamente aire en exceso que es evacuado junto con los gases. A menor volumen de gases de chimenea, menores son las pérdidas de calor.
Mayor transferencia de calor radiante.
Reducción de las emisiones de gases contaminantes (NOx, SO2, CO) en virtud que se
23
quema menos combustible para satisfacer la misma demanda de vapor.
En resumen una mayor eficiencia de la caldera, menor costo de producción de vapor por el menor consumo de combustible y el consiguiente ahorro económico para la planta.
de aire para dos tipos de combustibles, desde un valor dado de exceso de aire (reflejado por el % O2 inicial) hasta el 20 ó 10% de exceso de aire, según corresponda.
Las inversiones requeridas para ajustar los sistemas mecánicos son bajas, pues es necesario contratar un especialista que posea un analizador de gases y probador de humos (opacímetro). Si se cuenta con los equipos en planta, solamente hay que ajustar la posición de varillas y levas hasta conseguir el exceso de aire deseado (previo mantenimiento). Los gastos de puesta a punto de la caldera, son normalmente gastos propios del mantenimiento.
24
AHORRO DE PETROLEO AL REDUCIR EL EXCESO DE AIRE A 20%
0
2
4
6
8
10
12
14
16
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Oxigeno en gas de chimenea (%)
Ah
orr
o d
e c
om
bu
sti
ble
(%
)
200 ºC
300 ºC
400 ºC
500 ºC
Temperatura del gas
AHORRO DE GAS NATURAL AL REDUCIR EL EXCESO DE AIRE A 10%
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Oxigeno en gas de chimenea (%)
Ah
orr
o d
e c
om
bu
sti
ble
(%
)
200 ºC
300 ºC
400 ºC
500 ºC
Temperatura del gas
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3.4Ajustar temperatura y presión del combustible
Las calderas que queman Petróleos Residuales, por lo general cuentan con sistemas de control de temperatura del combustible, en base a un termostato (eléctrico o mecánico) que regula el suministro eléctrico a la resistencia del calentador eléctrico, o el suministro de vapor al calentador por vapor.
Cada tipo de quemador y calidad de combustible requiere una determinada condición de la temperatura a la cual debe calentarse el combustible para reducir su viscosidad y sea atomizado adecuadamente, para de esta manera facilitar su mezcla con aire y producir una combustión eficiente, con mínima producción de CO y hollín.
Para lograr ello es recomendable ajustar el termostato del calentador a fin de asegurar la temperatura de atomización del combustible según el tipo de combustible y el medio de atomización que usa el quemador, tal como se muestra en la tabla siguiente:
TEMPERATURAS DE ATOMIZACIONTIPO DE
ATOMIZACIONVISCOSI
DAD(cSt)
TEMPERATURA ATOMIZACION
( ºC )PR– 6 PR–500
Por presión 5.7 – 21.2 100 – 120 115 – 130
Por aire 25.6 – 37.4 81 – 96 95 – 109
Por vapor 30 – 40 81 – 89 97 – 105
Copa rotativa 37.4 – 76.3 70 -88 80 – 115
Es importante también vigilar permanentemente el estado de dicha temperatura, para lo cual se mantendrá en buen estado el
termómetro a la salida del calentador del combustible, el cual deberá estar preferentemente lo mas cerca posible del quemador.
Por otro lado es importante también ajustar y vigilar la presión del combustible (Diesel, Residual, Gas en el quemador, ya que de ello depende mucho lo siguiente:
Cantidad de combustible inyectado al quemador, y por ende la cantidad de calor entregado a la caldera.
Exceso de aire, el cual baja debido a la mayor entrega de combustible al quemador.
Forma y aspecto de la llama de la combustión. A mayor presión la llama tiende a alargarse.
En tal sentido, es importante conocer la presión de inyección del combustible al quemador (ver el Manual de Operación de la caldera), para lo cual se deberá contar con el manómetro correspondiente en buen estado.
El ajuste de la presión se realiza en la válvula reguladora de presión, hasta conseguir los valores óptimos en base al análisis de gases y forma de la llama.
En la siguiente tabla se proporcionan valores de presión del combustible (Petróleo Residual) para dos marcas de calderas muy comunes en el Perú.
PRESIONES DEL COMBUSTIBLE Y MEDIO DE ATOMIZACION
PARAMETRO CALDERACLEAVER BROOKS
CALDERA DISTRAL
Presión del aire o vapor de atomización (psi)
12 (llama baja)< 25 (llama alta)
12 (llama baja)
13 (llama alta)Presión del combustible 40 – 50
(inyección)59 (llama
baja)
26
para atomización (psi)
30 – 40 (retorno) 58 (llama alta)
Nota : Las presiones pueden variar algo en función de la calidad del combustible.
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3.5Ajustar el tiro en el hogar
El tiro es la presión dentro del hogar de la caldera. En las calderas pirotubulares depende básicamente de la presión del aire que entrega el ventilador, de la temperatura del gas a la salida de la caldera y de la altura de la chimenea.
Dado que el ventilador no es posible modificarlo, el tiro podrá ser ajustado mediante los parámetros que influyen en la temperatura del gas (exceso de aire, limpieza de tubos) y la altura de la chimenea.
Una forma final de ajustar el tiro es mediante la instalación de una compuerta (damper) en la chimenea, la cual produce una ligera caída de presión en el flujo de gases, y de esta manera modifica la presión en el hogar de la caldera. Esta compuerta es recomendable en chimeneas muy altas, que tienen que ser así por cuestiones de cumplimiento ambiental (dispersión de gases y humos).
La presión en el hogar varía ligeramente de caldera en caldera en función de la potencia y número de pasos, y el tipo de quemador. Consultar al fabricante la presión ideal.
3.6Reducir depósitos en los tubos
En una caldera pueden formarse depósitos, tanto en el lado del agua como en el lado de los gases. En el primer caso, los depósitos se forman por causa de un mal tratamiento del agua de alimentación a caldera,
principalmente por un mal ablandamiento; es decir que, el agua de aporte, contiene todavía sales de Calcio y Magnesio que no fueron totalmente removidas en los equipos de ablandamiento, depositándose en los tubos por efecto del calor.
Una calidad pobre del agua afecta el desempeño (performance) de la caldera de dos maneras:
A Se requiere una mayor purga dando como resultado mayores pérdidas de calor
B
Los depósitos de sales (caliche) en los tubos, constituyen una barrera a la transferencia de calor gases-agua, que provoca no sólo elevación de la temperatura de los gases de chimenea, con la consiguiente pérdida de calor; sino también recalentamiento de tubos y posible falla de los mismos.
Los depósitos de hollín en los tubos (lado de los gases) se originan por una mala combustión, debido a una pobre mezcla aire-combustible o por defecto de aire. Cuando el hollín se deposita en los tubos, también actúa como una capa de aislamiento que reduce la transferencia de calor gases-agua.
En cualquier caso, el resultado es que los gases salen de la caldera con alta temperatura y la eficiencia de la unidad se reduce, por no haberse aprovechado todo el calor de los gases. Adicionalmente, una excesiva temperatura (mayor a 300 °C) es peligrosa para la caldera, pues los
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tubos se dilatan excesivamente y se sueltan de las placas, originando fugas de agua o incluso daño a las placas si los tubos están soldados, lo cual resulta muy costoso reparar.
Para prevenir estos problemas, es necesario limpiar los tubos de la caldera cuando se noten excesivos depósitos, o la temperatura sobrepase los 250 °C (calderas pirotubulares).
La limpieza química de los tubos del lado del agua, debe ser realizado por personal experimentado para evitar posibles daños a los tubos por el ácido usualmente empleado para este fin.
3.7Reducción de la purga
Una purga efectuada manualmente, sin un control adecuado, resulta por lo general demasiado excesiva o también insuficiente; siendo en ambos casos negativa para la caldera.
Una purga excesiva implica extraer demasiada agua con gran contenido energético de la caldera, la cual hay que reemplazar con agua fría de aporte que debe calentarse consumiendo combustible innecesariamente.
Si la purga es insuficiente, la concentración de sólidos disueltos se incrementa por encima del nivel permisible, haciendo que el agua tienda a formar incrustaciones, lo cual conlleva una transmisión de calor pobre y mayor consumo de
combustible, además de problemas mecánicos en la caldera.
Un sistema completo de purga automática del agua de caldera elimina los problemas de la purga manual y está conformado por lo siguiente:
Sistema de purga de superficie: consiste en un sistema conformado por un sensor de conductividad, (mide indirectamente el contenido de sólidos totales disueltos en el agua de la caldera), cuya señal es recibida por un controlador que gobierna a una válvula de la línea de purga. Si la conductividad está por encima del “set point”, el controlador abre la válvula de purga, y si el “set point” está por debajo, se abre la válvula de purga. El resultado es una purga justa y necesaria que impide derroche de energía por una purga manual excesiva.
Sistema de purga de fondo: consiste de un temporizador que gobierna una válvula de la purga de fondo de la caldera, la cual se abre bajo una cierta frecuencia y por un tiempo breve definido por ensayo, operativo.
El sistema completo de purga automática tiene un costo máximo de US$ 10.000. Se justifica mayormente en calderas de capacidades mayores a 100 BHP (Diesel) ó 300 BHP (Residual) y que tengan operación continua mayor a 5000 h/año. El ahorro que se consigue con la purga automática es del orden de 0,5% a 2%.
29
Para un resultado óptimo se requieren instrumentos confiables que deben mantenerse calibrados.
3.8Recuperación del calor de la purga
Las temperaturas del agua de purga son usualmente elevadas, dependiendo de la presión de la caldera, y contienen una apreciable energía que en muchos casos es importante aprovechar.
Por ejemplo en una caldera que trabaja a 100 psig, la temperatura del agua es de unos 170°C, y cuando una parte de dicha agua se purga fuera de la caldera (presión atmosférica), produce vapor flash en una cantidad equivalente al 13 % del agua purgada. Dicho vapor flash puede ser aprovechado típicamente como vapor de baja presión en desgasificadores y precalentadores de agua de caldera.
El vapor flash se recupera normalmente en un tanque de flasheo, y el agua remanente pasa por un intercambiador de calor
donde calienta al agua de aporte. Esta forma de recuperación está muy probada, especialmente en calderas que tienen purga continua.
3.9Reducción de frecuencia de encendido / apagado
El reemplazo de los quemadores con fogueo tipo Encendido-Apagado (On–off), que usualmente tienen las calderas pequeñas y medianas, por quemadores que modulan el fogueo de acuerdo a la carga de la caldera permiten no sólo reducir las altas temperaturas del gas, sino también las pérdidas de calor que se dan en el lapso de stand-by, así como las pérdidas de calor asociadas con la purga de gases calientes de la caldera antes y después de cada ciclo de fogueo, las cuales podrían eliminarse al tener menor frecuencia de encendido-apagado del quemador.
El cambio a un quemador modulante puede permitir incrementar en 2% la eficiencia de una caldera. La inversión requerida puede ser cuantiosa, lo cual debe ser analizado tomando en cuenta las horas de operación de la caldera y el consumo de combustible. No obstante dado que hoy en día ya se dispone de Gas natural y muchas calderas están reemplazando sus quemadores, resulta oportuno que el nuevo quemador sea solicitado de tipo modulante por las ventajas antes señaladas.
Otra forma de reducir la frecuencia de encendido-apagado del mismo quemador, (sin cambiarlo), es fijando los limites de presión de vapor máximo y mínimo en el presóstato, de tal
PORCENTAJE DE VAPOR FLASH FORMADO DE CONDENSADO DESCARGADO A
PRESION ATMOSFERICA (NIVEL DEL MAR)
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
0 20 40 60 80 100 120 140 160 Presión en la trampa (psig)
% d
e va
po
r fl
ash
fo
rmad
o
30
manera que no sean muy próximos (por ejemplo menos de 5 psi). A veces, también se puede recurrir a instalar una tobera mas pequeña en el quemador cuando la caldera ha quedado sobredimensionada.
3.10 Reducción de la presión de vapor
En términos generales, a medida que la presión del vapor en una caldera se incrementa, también aumentan las pérdidas de energía debido a las altas temperaturas del gas de chimenea, mayores fugas de vapor, pérdidas de calor a través de las paredes en la caldera y tuberías de distribución, y mayores pérdidas de vapor a través de trampas.
Algunas veces, es posible reducir la presión de vapor a un nivel compatible con las necesidades de temperatura del usuario y con el diseño de las instalaciones de distribución de vapor, lo cual debe ser cuidadosamente estudiado. Si bien se pueden conseguir ahorros y mejorar el rendimiento de la caldera al reducir la presión del vapor, en cambio, pueden surgir otros problemas si la reducción es excesiva.
PROBLEMAS POR LA EXCESIVA REDUCCIÓN DE LA PRESIÓN DE VAPOR
Incremento del arrastre de humedad en la caldera.
Como el volumen específico del vapor (m3/kg) se incrementa al reducir la presión, entonces pueden darse excesivas velocidades en las tuberías existentes.
Funcionamiento inadecuado de trampas y algunos instrumentos sensibles a la temperatura
Menor transferencia de calor en los equipos usuarios de vapor.
Pérdida de rendimiento en equipos accionados por vapor.
3.11 Operación a máxima eficiencia
Las calderas con quemadores modulantes operan en un amplio rango de capacidad (típicamente 25% al 100%). A medida que nos acercamos al extremo de baja capacidad (menor fogueo), la eficiencia de una caldera tiende a caer súbitamente debido a que el volumen de aire, a través del quemador, se reduce considerablemente afectando su comportamiento y las características de la mezcla aire / combustible; esto requerirá de un incremento de aire para compensar esta deficiencia y prevenir la producción de humo y combustión incompleta, conduciéndonos a bajas eficiencias. Si nos acercamos al régimen de máxima capacidad (mayor fogueo), la temperatura de los gases de chimenea aumenta y las pérdidas de calor también, con lo cual la eficiencia cae.
Por ello las calderas presentan una eficiencia que no es constante en todo su rango de capacidad; sino que manifiestan un pico de eficiencia que usualmente está entre el 60% a 70 % de su capacidad plena.
Eficiencia
Carga (%)
MODULANTE
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En tal sentido, resulta recomendable operar las calderas entre un 60% a 70% de su capacidad en la medida de lo posible. Esto en realidad, es factible en plantas que demandan vapor a un régimen casi constante. Para tal efecto, lo que tiene que hacerse es posicionar el control de fogueo en manual, a un nivel de fogueo que represente casi el 70% a 80% del fogueo máximo.
Esta recomendación es también aplicable al momento de seleccionar una caldera nueva, para lo cual se calculará la potencia necesaria, de tal manera que, una vez que la caldera trabaje lo haga en el rango de máxima eficiencia.
Si se cuentan con dos o tres calderas de diferente capacidad en la planta, también se puede lograr que trabajen a máxima eficiencia operando las unidades necesarias de acuerdo a la demanda de la planta; por ejemplo, si la demanda de vapor se prevé que será baja por largo tiempo, entonces se preferirá trabajar con la caldera de menor capacidad, antes que la grande; pues ésta última trabajará a mínima eficiencia.
3.12 Recuperación del calor de los gases
Existen tres formas de recuperar el calor de los gases de chimenea de una caldera:
Usando un economizador. Usando un recuperador de calor
por condensación. Usando un recuperador de calor
de contacto directo.
A continuación se explica cada una de estas técnicas.
1) ECONOMIZADOR
Un economizador es un intercambiador de calor donde el agua que se alimenta a la caldera se calienta a expensas del gas de chimenea saliente.
En las calderas acuotubulares (generalmente de mas de 1000 BHP), donde el gas de chimenea sale a una temperatura por encima de 250 °C, existen buenas oportunidades para recuperar calor haciendo uso de un economizador. En las calderas pirotubulares también es posible instalar economizadores, pero se justifica solamente para potencias de 300 BHP (Diesel) ó 700 BHP (Residual), con 5000 h/año de operación como mínimo.
Como regla práctica por cada 22 °C de reducción de la temperatura del gas de chimenea, es posible incrementar la eficiencia de la caldera en 1 %.
Los economizadores ahorran combustible en una cantidad equivalente al volumen que se requeriría para calentar el agua de alimentación a la temperatura de salida del economizador. Se
Ingreso de agua
Salida de agua
ECONOMIZADOR
Ingreso de agua
Salida de agua
ECONOMIZADOR
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logra ahorros de hasta 3% en combustible.
Para evitar la corrosión por rocío ácido en un economizador, la temperatura del agua de alimentación no será menor a las siguientes:
120 - 130 °C si los tubos son de acero
70 - 80 °C si los tubos son de hierro fundido
2) RECUPERADOR DE CALOR DE CONDENSACION
Gran parte de la energía que se pierde con el gas de chimenea que sale de una caldera, se debe a la humedad en forma de vapor sobrecalentado, que proviene de la combustión del Hidrógeno del combustible y otras fuentes como la humedad del aire y del combustible.
Por ejemplo, por cada kilogramo de Residual-6 quemado se produce aproximadamente 1 kilogramo de vapor de agua que sale con el gas de chimenea con gran contenido de energía. Es imposible recuperar el calor latente de dicho vapor sin caer por debajo de la temperatura de rocío ácido.
Un intercambiador de metal no puede trabajar por debajo del punto de rocío del gas, puesto que habría serios problemas de corrosión, por lo cual sólo se limitan a recuperar calor sensible.
Por otro lado, existen intercambiadores de calor construidos con materiales resistentes a la corrosión (p.ej. vidrio borosilicato, teflón, grafito, viton), con los cuales es posible trabajar a temperaturas (50 - 65 °C) por debajo del punto de rocío en el
lado del gas, extrayendo calor latente, con lo cual las eficiencias pueden alcanzar el 95 % fácilmente.
3) RECUPERADOR POR CONTACTO DIRECTO
Un sistema de recuperación de calor por contacto directo, consiste en una torre donde una corriente descendente de agua, se pone en contacto íntimo con una corriente ascendente de gases calientes provenientes de una caldera, de tal manera que se recupera tanto calor latente (del vapor de agua) como calor sensible de los gases.
Los tipos de torres más comunes son las de empaque, de bafles y las torres abiertas.
El agua caliente (40 - 55 °C) que se obtiene en dichas torres, es circulada a través de intercambiadores de calor, para diferentes usos, y regresada nuevamente a la torre.
La formación de ácido en el agua no es un problema en estos sistemas, por la dilución debida a la gran cantidad de agua que se emplea para condensar los gases
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(especialmente cuando se usa gas natural).
En algunos casos, se requiere usar adicionalmente extractores de gases, para compensar la caída de presión dada por la torre y la pérdida de tiro al enfriarse el gas.
3.13 Conversión a gas natural
El gas natural de Camisea representa una gran oportunidad para el uso de un combustible más limpio, eficiente y económico en las calderas de vapor, respecto a los combustibles líquidos que actualmente se vienen usando.
El uso de gas natural, en reemplazo de combustibles líquidos, permite lograr una serie de beneficios tales como:
1. Es más económico en términos de energía entregada (US$/MMBtu) a la caldera que los combustibles líquidos (Diesel, Residuales) y el GLP. Ello implica que el costo de generación del vapor, donde el combustible incide en mas de un 80%, se reduce usando gas.
2. El gas produce una mejor combustión en virtud de que al presentarse sus componentes en estado molecular, reaccionan en forma más completa con las moléculas de oxígeno del aire de combustión. Ello implica un menor requerimiento de exceso de aire (alrededor del 10% solamente) en el quemador, produciendo a la vez menos CO y prácticamente nada de partículas (Indice de Bacharach = 0).
3. Como el gas natural de Camisea prácticamente no contiene azufre:, no produce emisiones detectables de SO2; asimismo produce menos NOx por su menor temperatura de llama en comparación con los combustibles líquidos derivados del petróleo.. Por ello, y por su menor emisión de CO, resulta un combustible menos contaminante del ambiente que los combustibles hasta ahora utilizados en el Perú.
4. En virtud de que el gas natural produce una combustión limpia (sin partículas visibles) y sin presencia de compuestos de azufre corrosivos, resulta ser menos agresivo para las calderas, lo cual se traduce en menores paradas y costos de mantenimiento por limpieza de tubos, cambio de tubos o por corrosión de ductos, etc.
5. Mayor eficiencia en el aprovechamiento de la energía;, porque al producir menos depósitos de hollín en los tubos y menores inquemados en la combustión, las pérdidas de energía por chimenea son menores y se logra una mayor eficiencia térmica en la caldera.
6. Es más limpio en el manejo que los Petróleos Residuales por ejemplo, lo cual significa ausencia de derrames y borras, manejo de tanques, líneas con aislamiento, calentador, etc.).
7. Los quemadores de gas natural no requieren vapor o aire de atomización como los de combustibles líquidos, lo cual implica evitar el costo adicional
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por demanda de vapor o electricidad para comprimir aire.
En tal sentido es muy recomendable convertir a gas las calderas que queman Petróleos Residuales o Diesel, para lo cual es necesario cambiar (en algunos casos adaptar) el quemador existente a fin de que pueda quemar gas natural. La elección dependerá de la antigüedad y estado de la caldera y quemador, limite de capacidad, rango de modulación deseado, entre otros.
El proceso de conversión de petróleo a gas natural en las calderas de vapor implica, a grandes rasgos, el desarrollo de los siguientes pasos:
1. Revisión de transferencia de calor entre zonas radiante y convectiva, ya que el gas transmite menor calor radiante, por lo que la temperatura de salida del hogar se incrementa.
2. Evaluación de la habilidad de los materiales (tubos, economizador, sobrecalentador) para las nuevas temperaturas. Comparación con valores de diseño.
3. Estudio de dilataciones estructurales frente a nuevas exigencias.
4. Revisión y adecuación de equipos de la caldera:
- Quemador: posibles modificaciones o cambio total. Potencia, modulación, sistema de encendido, controles, caja de aire, etc.
-ºVentilador: capacidad, presión.- Economizador: diseño,
temperaturas.
- Controles: combustión, presión de aire/gas, lazos existentes.
5. Análisis adicionales:
- Emisiones de contaminantes: gases (NOx, CO, SO2), partículas, ruido
- Capacidad de producción de vapor de la caldera.
- Eficiencia térmica. - Combustible de respaldo (Back-
Up).- Costos de mantenimiento.
Es necesario también diseñar, adquirir e instalar un sistema de suministro de gas natural consistente en: tuberías (desde el empalme con el distribuidor hasta los usuarios), trenes de válvulas, estaciones reductoras de presión, medidores, filtros, válvulas de alivio, soportes, cimentaciones, etc., todo lo cual debe hacerse bajo estrictas normas de diseño y seguridad.
CASO:
En el Cuadro 1 se muestra una comparación de la concentración de contaminantes (CO, SO2 y NOx) emitidos por chimenea en una caldera de 900 BHP de 3 pasos que quema PR-6 y que fue convertida para quemar gas natural.
Cuadro 1Resultados de conversión de PR-6 a gas natural en caldera
de 900 BHP
Parámetro ResultadosPR-6 Gas
NaturalAnálisis de gases O2 (%) 3,6 1,8 CO2 (%) 13,2 10,8 CO (ppm) 11,5 140 SO2 (ppm) 462, 17,6
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5 NOx (ppm) 247 68
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Índice Bacharach (#)
8 0
Eficiencia térmica – base PCS (%)
77,6 82,8
Se observa que al cambiar de PR-6 a gas natural las emisiones de SO2 y NOx y Partículas (expresadas como opacidad mediante el Índice de Bacharach) se reducen drásticamente. Ello se debe a que el gas natural tiene una menor temperatura de llama y contenido de Nitrógeno que el PR-6, lo cual produce menor cantidad de NOx. Asimismo, dado que el contenido de Azufre del gas natural es muy bajo en comparación con el PR-6, sus emisiones de SO2 son también mucho menores.
La mayor facilidad de combustión del gas natural frente al PR-6 asimismo no produce prácticamente
hollín. La mayor presencia del CO en el gas de chimenea quemando gas natural en comparación con el PR-6 no es una situación normal, pues debería ser menor. Ello se explica por el bajo exceso de aire que venía usando el quemador y por el hecho de ser un quemador diseñado inicialmente para combustible líquido y que fue adaptado para quemar gas natural, lo cual no ha logrado producir una mezcla eficiente aire-gas en el quemador, y por ende combustión completa.
Se observa también que la eficiencia térmica de la caldera se incrementa al quemar gas, básicamente por los menores excesos de aire y producción de inquemados.
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4 Buenas prácticas en equipos auxiliares4.1. Introducción
4.2. Sistema de ablandamiento de agua
4.3. Preparación del combustible
4.4. Recolección de condensado
Algunos equipos auxiliares también requieren especial atención para garantizar que los insumos que entregan a la caldera sean aprovechados eficientemente y procuren una vida prolongada a dicha caldera. Ello incluye al sistema de ablandamiento de agua (4.1), el sistema de manejo y preparación del combustible (4.2), y el sistema de recuperación del condensado (4.3).
4.1 Introducción
Una caldera requiere que todos los insumos que se le entregue, (combustible, agua y aire) estén en las condiciones de cantidad y calidad que aseguren su óptimo funcionamiento y la máxima duración de su vida útil, lo cual se asegura mediante una operación adecuada de los equipos auxiliares. En el presente capítulo, se proporcionan recomendaciones de buenas prácticas de operación para dichos equipos de tratamiento del agua
El sistema de tratamiento del agua tiene como objetivo eliminar o reducir ciertas impurezas indeseables presentes en el agua de alimentación a la caldera.
IMPUREZAS DEL AGUA Y SUS EFECTOS
IMPUREZA ORIGEN EFECTO EN LA CALDERA
Sales disueltas:- Bicarbonato de Sodio- Bicarbonato de Magnesio- Sales de sodio y potasio
Suelos ylechos de ríos
- Incrustaciones en tubos (caliche)- Espumas: arrastre
Gases disueltos:- Oxigeno- Dióxido de Carbono
Aire
Corrosión en :- Tubos de caldera- Tuberías de condensado
Sólidos suspendidos
SuelosTuberías de distribución
Ensuciamiento de tubos
Los pasos que normalmente se siguen para tratar el agua de caldera, son dos:
Tratamiento externo Tratamiento interno
1) TRATAMIENTO EXTERNO
El tratamiento externo se emplea para reducir o eliminar las
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impurezas del agua antes de ser alimentada a la caldera.
OBJETIVOS DEL TRATAMIENTO EXTERNO EN CALDERAS
A Prevención de incrustaciones
B Prevención de corrosión
C Control de arrastres
El tratamiento externo más común es el ablandamiento del agua mediante resinas y la desgasificación térmica.
a) Ablandamiento mediante resinas
Se realiza haciendo fluir agua a través de un lecho de resina sintética cuya estructura alberga iones, (partículas cargadas eléctricamente), que pueden ser intercambiados por iones presentes en el agua que causan incrustaciones.
El ablandamiento del agua mediante una resina ciclo sódico, (la resina más común), es como sigue:
R - Na + Ca++ R - Ca + Na+
R - Na + Mg++ R - Mg + Na+
Una vez saturada la resina es necesario regenerarla con salmuera (solución de Cloruro de Sodio), tal como sigue:
R - Ca + NaCl R - Na + CaCl2
R - Mg + NaCl R - Na + MgCl2
A continuación se explica cómo funciona un sistema de ablandamiento de agua,
proporcionándose recomendaciones que se deben tener en cuenta:
Servicio: El agua a ablandar fluye descendentemente a través del lecho de resina, produciéndose el intercambio de Ca++ y Mg++ por Na+.
El agua ablandada debe tener una dureza menor a 5 ppm CaCO3. Para verificar ello es necesario realizar análisis químicos periódicos a muestras de agua. Para pruebas rutinarias basta con usar Kits de análisis rápidos en base a reactivos químicos que proporcionan un color u aspecto jabonoso que indica que el agua está blanda. Si se requiere análisis mas detallados y exactos tiene que recurrirse al laboratorio.
Retrolavado: Agotada la resina, se lava con agua de abajo hacia arriba con el objeto de limpiarla y acondicionar el lecho.
Hay que asegurarse que el agua de lavado sea limpia y que los distribuidores internos de agua de la columna estén en buen estado, pues de otra manera no producen un flujo de agua uniforme y la resina no se lava adecuadamente, pudiendo las impurezas deteriorarla rápidamente. Un excesivo flujo de agua puede ocasionar arrastre y pérdida de resina, lo cual hay que evitar.
Regeneración: El lecho de resina se pone en contacto con una salmuera al 10 % (agua con sal) que fluye hacia abajo, de tal manera que la resina recupera su capacidad de ablandamiento.
Es importante en este caso también que el distribuidor de
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salmuera dentro de la columna esté en buenas condiciones y no presente taponamientos, lo cual produciría zonas de la resina que no se regeneran bien y por tanto que no ablandan bien en el servicio. La sal usada debe estar limpia
Lavado: El lecho se lava con agua, en forma descendente, para eliminar los productos de la regeneración.
El lavado debe ser controlado, pues en esta etapa ocurren siempre descuidos de tal manera que el tiempo de lavado se prolonga demasiado, ocasionando derroche de agua y reducción del tiempo de servicio del ablandador.
Es recomendable que los tiempos de cada etapa del ablandamiento, sean controlados por un sistema automático que se programa para permitir al ablandador trabajar óptimamente sin la atención del operador.
Hay que tener en cuenta que, ciertas sustancias e impurezas presentes en el agua, deterioran o ensucian la resina y hacen que pierda su capacidad de ablandamiento, entre ellas tenemos:
Cloro libre en agua: oxida la resina y la malogra por completo. Debe ser menor a 0.3 ppm, ó inclusive 0.1 ppm si hay metales presentes como los de abajo.
Metales (Hierro, Cobre, Manganeso): producen compuestos que ensucian la resina cubriéndola y reduciendo su capacidad de ablandamiento.
Aceites/grasas y material suspendido: ensucian la resina y dificultan el flujo de agua dentro de la columna de ablandamiento.
b) Desgasificación térmica
Las aguas crudas contienen gases disueltos y los que preocupan en el agua de alimentación a calderas son el Oxigeno (O2) y Dióxido de Carbono (CO2).
El O2 y CO2 deben removerse del agua de alimentación por las siguientes razones:
El O2 disuelto en agua se vuelve casi 2 veces más corrosivo por cada 30°F de elevación de temperatura.
El CO2 presente en el agua de caldera abandona ésta junto con el vapor. Una vez que condensa se vuelve ácido por acción del CO2 ocasionando corrosión.
En la desgasificación térmica los gases son removidos por calentamiento del agua con vapor en un equipo llamado Desgasificador, el cual consta de un sistema de intercambio de calor donde el agua se pone en contacto directo con el vapor mediante bandejas, spray, etc. Por lo general el desgasificador está acoplado a un tanque donde se almacena el agua desgasificada y donde retorna también el condensado.
Los gases son removidos en virtud de que su solubilidad en el agua disminuye al elevarse la temperatura por efecto del calentamiento con vapor.
El funcionamiento correcto de un desgasificador exige:
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Calentar el agua hasta su temperatura de ebullición.
Agitar el agua calentada de modo que las burbujas de gas se liberen.
Extraer los gases desprendidos a través de un venteo.
Los desgasificadores trabajan a una presión de 2 a 5 psi y reducen el O2 hasta 0,007 ppm y todo el CO2.
En muchas plantas pequeñas y medianas no se instala el desgasificador, pues se prefiere usar mayor cantidad de aditivos químicos en el tratamiento interno para eliminar los gases corrosivos, pero en las plantas grandes es recomendable usar desgasificador por el menor costo de tratamiento que ello implica.
2) TRATAMIENTO INTERNO
Tiene como finalidad complementar el tratamiento externo, puesto que las impurezas no pueden ser removidas en un 100% por dicho tratamiento. Se refiere a la adición de productos químicos en el agua de la caldera para controlar la corrosión, las incrustaciones y el arrastre.
Los mecanismos de control son los siguientes:
La corrosión se controla eliminando el oxígeno disuelto y ajustando el pH en el rango alcalino. Para ello se añade Sulfito de sodio (mejor si es catalizado) y Fosfato alcalino.
El sulfito debe añadirse al tanque de condensado para dar tiempo de reaccionar con el Oxigeno presente en el agua. El recipiente de la
solución de sulfito debe estar bien tapado para evitar el ingreso de aire y la reacción del sulfito con el oxigeno del aire.
Las sales residuales (no eliminadas por ablandamiento) se eliminan mediante la adición de fosfatos ó polímeros. Estos producen lodos por la precipitación de sales, que luego son retirados de la caldera con la purga.
El fosfato o polímero debe añadirse en un punto tan cerca como sea posible a la caldera, para evitar que cualquier depósito obstruya las tuberías que conducen la solución con el aditivo hacia la caldera.
PARAMETROS DE CONTROL EN EL AGUA DE CALDERA
LIMITES PARA CONSTITUYENTES DEL AGUA DE CALDERA (Presiones hasta 300 psig)
STD (ppm) 700 – 3500STD en vapor (ppm) 0.2 – 1.0 máxAlcalinidad Total (ppm) 140 – 700Sólidos Suspendidos (ppm) 15 máxSílice (ppm SiO2) 150 máx
LIMITES RECOMENDADOS PARA EL AGUA DE CALDERA
pH 10 – 11.5pH (condensado) 8 – 9Fosfato residual (ppm) 30 – 50Sulfito residual (ppm) 20 – 40
STD = Sólidos Totales Disueltos
4.2Preparación del combustible
Las calderas que utilizan Petróleo Residual requieren acondicionar la temperatura del combustible para lograr una viscosidad que permita su fácil bombeo y correcta atomización en el quemador, lo cual favorecerá su mezcla con el aire y una buena combustión en el quemador. Para ello se usan calentadores del combustible, tanto en el tanque de alimentación
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como en la tubería que suministra combustible al quemador.
Adicionalmente, y cualquiera sea el combustible líquido o gaseoso, existen dispositivos como reguladores de presión y válvulas de modulación de flujo, que permiten suministrar el combustible en condiciones apropiadas de presión y caudal para satisfacer los requerimientos de calor en la caldera.
En el caso de los combustibles sólidos la preparación se orienta a lograr una adecuada granulometría, humedad y contenido mínimo de impurezas del combustible, el cual se alimenta por diferentes medios (tolva, alimentadores, etc.)
4.3.1 Preparación de Petróleos Residuales
A continuación se proporcionan recomendaciones para el caso de las calderas que queman Petróleos Residuales, los cuales siempre requieren mayor preparación o acondicionamiento antes de ser quemados.
a) Calidad del combustible
En primer lugar, el combustible deberá tener un mínimo de calidad que le corresponda al tipo adquirido en planta. Normalmente esto se verifica fácilmente con la densidad API que es una propiedad característica a cada combustible líquido. En planta se deberá chequear, al momento de recepcionar el combustible (antes del trasvase), que la densidad API sea como mínimo la que se indica en la siguiente tabla:
Combustible APIPromedio
Diesel-2 34Residual-4 26Residual-5 20Residual-6 15Residual-500 13
Para tal efecto se usará un densímetro, el cual es un instrumento de vidrio pequeño y alargado con graduaciones, que se sumerge en el combustible llegando a flotar parcialmente en él. El API será el valor de la escala del densímetro al cual llega el nivel del líquido.
En tal sentido, no deberían recepcionarse combustibles con menor API al que indica la tabla anterior; pues de otra manera se tendrán problemas de combustión, emisiones, mayor consumo de aditivos, ensuciamiento, etc.
b) Uso de aditivos
Cuando se usa el Petróleo Residual-500, y en algunos casos el Petróleo Residual-6, es recomendable el uso de aditivos para reducir o eliminar algunos inconvenientes propios de estos combustibles. Existen 3 clases de aditivos para combustible con diferentes características y propósitos.
Clase I : Aditivos para manejo de combustible
Se utilizan para reducir los problemas de formación de lodos y corrosión, causados por almacenamiento del combustible en virtud de mezclas de combustibles o de su inestabilidad.
Los aditivos típicos, son sustancias orgánicas que actúan como dispersantes (alquinaftenos y
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tolueno), emulsificantes (alcohol isopropilico), inhibidores de corrosión y antioxidantes.
Clase II : Aditivos para mejorar la combustión
Son aditivos que mejoran la combustión reduciendo la formación de hollín, Monóxido de Carbono e Hidrocarburos inquemados principalmente. Típicamente estos aditivos son compuestos organometámelicos de Magnesio, Cobre o Bario.
Clase III : Aditivos Post - llama
Son aditivos que se utilizan para reducir los siguientes problemas que tienen lugar después de la combustión:
Corrosión a elevada temperatura
El Azufre y los metales como el Vanadio, Sodio y Níquel presentes en el combustible, forman una serie de compuestos durante la combustión como V2O5 y Na2SO4, que a temperaturas mayores de 450 °C forman unos compuestos llamados vanadil-vanadatos de un punto de fusión de unos 625 °C, que se incrustan en las superficies metálicas calientes produciendo corrosión del metal.
Los compuestos organometálicos que contienen Magnesio, reaccionan con los vanadatos y sulfatos para formar compuestos de alto punto de fusión que no se adhieren y no causan corrosión, siendo fácilmente eliminados.
Corrosión a baja temperatura
La corrosión a baja temperatura se produce por la condensación de
ácido sulfúrico en las secciones más frías del sistema de combustión (p.ej. precalentadores, economizadores). El Azufre presente en el combustible se oxida a SO2 y luego a SO3,el que reacciona finalmente con el agua en estado de vapor, presente en los gases de chimenea, produciendo Ácido Sulfúrico (H2SO4).
Los compuestos organometálicos de Magnesio y Manganeso forman óxidos metálicos en la combustión que luego reaccionan con el SO3 o H2SO4 formando sulfatos metálicos no corrosivos. Asimismo el Manganeso inhibe la conversión del SO2 a SO3.
Los aditivos anteriores son comercializados en formulaciones bajo diferentes nombres dependiendo de quien lo comercializa. Vienen en estado líquido listo, para ser añadidos al tanque de combustible bajo una dosificación recomendada por el proveedor.
Debe señalarse que los aditivos químicos nunca deben sustituir las operaciones normales de la caldera; sino en todo caso completarlas.
c) Preparación en línea
Una vez recibido el combustible en el tanque, empiezan otras tareas que hay que realizar para asegurar un suministro adecuado del combustible a la caldera; pues de otra manera se producen una serie de problemas que se traducen en ineficiencia y mayores emisiones por chimenea y hasta la inoperatividad de la caldera, tal como se indica en la tabla adjunta.
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En tal sentido, las recomendaciones a tener en cuenta son las siguientes:
En el tanque de almacenamiento: purgar agua acumulada en el fondo del tanque. Limpiar anualmente borras y otras adherencias en el tanque. Usar bomba de recirculación para favorecer una mezcla con el aditivo y reducir los sedimentos. Controlar la temperatura de calentamiento para evitar problemas en el bombeo y demasiada caída de presión.
En el calentador de combustible: limpiar tubos de calentamiento para mantener una buena transferencia de calor. Mantener en buen estado los elementos de control de temperatura (válvula termostática de vapor, reguladora de presión ó termostato eléctrico), con el fin de evitar temperaturas erráticas o sobrecalentamiento del combustible.
Filtros: limpiar mallas para evitar demasiada caída de presión
Elementos de regulación de presión: mantenimiento de partes internas para una adecuada regulación.
PROBLEMAS DE COMBUSTION
PROBLEMA CAUSA
EL QUEMADOR NO PRENDE
No hay combustible. Lodos y agua en líneas. Viscosidad muy alta, punto de inflamación muy alto. Quemador bloqueado. Temperatura de precalentamiento muy baja. No hay aire.
LLAMA FLUCTUANTE
Presencia de agua, sedimentos o Iodosen el combustible, viscosidad muy alta. Flujo no uniforme del aire o combustible. No hay suficiente combustible. Presión alta de vapor o aire de atomización. Fugas por el filtro.
CHISPORROTEO Presencia de agua. Viscosidad alta. Mucho aire o vapor de atomización.
ATOMIZACION POBRE
Combustible muy viscoso. Temperatura de atomización baja. Presión baja del vapor de atomización y/o del combustible.
RETROCESO DE LLAMA
Punto de inflamación bajo. Agua y Iodo en el combustible.Aire o vapor de atomización fluctuante.
FORMACION DE COQUE EN LABOQUILLA DEL
QUEMADOR
Residuos de carbón en el combustible. Alta viscosidad del combustible. Atomización pobre. Presión alta o temperatura baja del combustible. Filtración del combustible a quemador apagado.
FORMACION DE COQUE EN EL
PRECALENTADOR
Temperatura elevada de calentamiento. Flujo del combustible inestable. Presencia de Iodos o compuestos asfalténicos en el combustible.
HOLLlN EN PAREDES DEL
HOGAR
Contacto de llama. Combustible muy viscoso o ligero. Presión alta del combustible. Hogar frío. Presión alta del fluido de atomización.
QUEMADOR BLOQUEADO
Presencia de Iodos en el combustible. Carbonización.
EXCESIVO HOLLlN
Elevado contenido de cenizas en el combustible. Combustión pobre. Precipitación de compuestos en el combustible.
LlNEAS OBSTRUIDAS
Presencia de Iodos, cera, materia extraña en el combustible. Alta viscosidad del combustible.
HUMOS
Aire de combustión insuficiente. Atomización pobre. Flujo inestable de combustible. Viscosidad alta. Presión demasiado alta o baja. Hogar frío. Preignición. Contacto de llama.
CORROSION Presencia de cenizas. Alto contenido de Azufre y sales en el combustible.
MAL OLOR Temperatura de calentamiento alta. Elevado contenido de azufre en el combustible.
Instrumentos: mantenimiento de termómetros y manómetros para una adecuada indicación de las variables de flujo del combustible. Calibración de dichos elementos si es necesario.
4.3.2 Preparación del Diesel
Dado que el Diesel es más limpio que los petróleos residuales, no requiere el uso de aditivos ni calentamiento por su baja viscosidad. Las recomendaciones aplicables en este caso se orientan básicamente al filtrado, y sobre todo, a los elementos que regulan la presión de inyección al quemador, lo cual será similar al caso de los residuales.
44
4.3.3 Preparación del Gas
El gas (GLP o Gas natural) sólo requiere preparación en cuanto a la presión de inyección al quemador, lo cual deberá ser realizado de acuerdo a los requerimientos del quemador en particular, para lo que se tendrá la precaución de mantener en buen estado los elementos de regulación y control de la presión, no solo por cuestiones de operación eficiente; sino también por la mayor seguridad que requiere el gas en este caso.
4.3Recolección del condensado
La recuperación de condensados implica un ahorro de combustible en la caldera y menores costos de generación de vapor por las siguientes razones:
El condensado normalmente retorna a una temperatura de 70 a 90 °C, lo cuál significa que contiene una cantidad de calor que, si no es aprovechada, tiene que ser aportada por el combustible en la caldera, para calentar el agua de aporte hasta la misma temperatura.
Si el condensado, que es esencialmente agua pura, se pierde el agua de aporte tiene que ser tratada; lo cual implica mayores gastos operativos por el tratamiento y el costo del agua misma.
El agua de aporte que reemplaza a un condensado no aprovechado, contiene impurezas que incrementan el régimen de purga y las pérdidas
de calor asociadas a dicha purga.
Un factor adicional que favorece la recuperación de condensados es la protección del ambiente, ya que la descarga de fluidos calientes tiene un impacto negativo en los cuerpos receptores (ríos, lagos, etc.), lo cual es regulado por normas vigentes.
En la actualidad, casi la generalidad de plantas recuperan el condensado de los diferentes puntos de uso de vapor, el problema surge en que por malas prácticas el condensado se pierde como agua; o se pierde también su energía por pérdidas de calor en el circuito de condensado.
Las recomendaciones de buenas prácticas en el sistema de condensado son básicamente las siguientes:
1) Recuperar la mayor cantidad de condensado posible; mediante la instalación de tuberías entre el punto de descarga y el tanque de alimentación de agua a la caldera. Las tuberías deberán estar aisladas para evitar pérdidas de calor.
2) Controlar el pH de tal manera que esté entre 8 a 9. Valores menores de pH ocasionarán corrosión de las tuberías de condensado y pérdidas del mismo.
3) Realizar un adecuado mantenimiento de las trampas de vapor; a fin de evitar que las fallas de ciertas trampas en la red produzcan no sólo perdidas de vapor vivo; sino también contrapresiones en otros puntos de descarga de condensados,
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obligando a drenarlo antes de retornarlo a la caldera.
4) Realizar inspecciones y mantenimiento de serpentines y chaquetas de vapor, a fin de evitar fugas de condensado (y vapor), o que el condensado se contamine con algún producto o aceite, de tal manera que obligue a drenarlo al desagüe.
5) En el tanque de agua de alimentación a caldera, donde llega el condensado, deberá chequearse la válvula del agua de aporte fría. A veces sucede que el flotador o el dispositivo de cierre de la válvula están malogrados, y ocurre un rebose de agua caliente hacia el desagüe, con lo cual se pierde valiosa energía, además que alimentar agua mas fría a la caldera puede producir tensiones térmicas en los tubos y placas.
COSTO DE GENERACIÓN DE VAPOR
COMBUSTIBLECOSTO
UNITARIO (1)
(US$/gal)
COSTO DE VAPOR (2)
(US$/tonelada)
Diesel 2 1.87 46.3
Residual 6 0.81 20.3
Residual 500 0.79 19.8(1) Costo en planta sin IGV, referido a Julio 2004(2) Se considera 80% de eficiencia caldera
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5 Buenas prácticas en la operación y
mantenimiento de calderas5.1. Introducción
5.2. Operación eficiente de calderas
5.3. Mediciones en calderas
5.4. Mantenimiento del sistema de combustión
5.5. Mantenimiento general
5.6. Prevención de riesgos
5.7. Prevención de contaminación
Las calderas pueden durar muchos años si se operan y mantenienen adecuadamente (5.1), para ello es necesario tener un conocimiento preciso de sus parámetros operativos (5.2), para lo cual es necesario realizar mediciones y otras evaluaciones (5.3), lo cual permitirá, entre otros, realizar ajustes y un mantenimiento programado (5.4), (5.5). Estas medidas permitirán también prevenir riesgos (5.6) y reducir la contaminación por las menores emisiones que se logran incrementando la eficiencia (5.7).
5.1 Introducción En capítulos anteriores se han descrito las calderas, sus componentes y cómo operan, con la finalidad de familiarizar al operador con las características de éstas máquinas y el sistema que les permita funcionar adecuada y eficientemente. En el presente capítulo se puntualizan y describen una serie de recomendaciones en cuanto a buenas prácticas que permitirán una operación energéticamente eficiente y ambientalmente amigable.
Las calderas generalmente se diseñan y fabrican para que tengan una larga vida útil (usualmente 25 a 30 años); pero si no se tienen los cuidados del caso durante su operación y no se le presta el
adecuado mantenimiento de acuerdo a un programa establecido, entonces sufre un deterioro paulatino que no solo acorta su vida; sino que también reduce su eficiencia e incluso se convierte en un factor de riesgo para la planta.
5.2Operación eficiente de calderas
La eficiencia de una caldera de vapor depende fundamentalmente de determinados parámetros como son el régimen de carga, condiciones de la combustión (presión del combustible, exceso de aire, aire de atomización, etc.), tratamiento del agua de alimentación, así como de su temperatura.
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Una eficiencia baja se refleja en bajos rendimientos de vapor por galón de combustible: entre 42 y 44 kg/gal en comparación con el óptimo que puede llegar a estar entre 48 a 52 kg/gal.
Una combustión eficiente es vital para alcanzar una buena eficiencia térmica, lo que implica aprovechar al máximo la energía disponible en el combustible.
Los principales parámetros de operación de una caldera pirotubular, que deben ser vigilados por el operador son los siguientes:
1. EN EL SISTEMA DE COMBUSTIÓN
Exceso de aire de combustión.
Presión de inyección del combustible.
Presión del aire de atomización.
Temperatura de calentamiento del combustible a la salida del precalentador.
Temperatura de inyección del combustible en el quemador.
Temperatura del gas de chimenea.
Un elevado exceso de aire, o lo que es lo mismo un alto contenido de O2
en los gases de escape, disminuye la temperatura de llama de los gases de combustión en el quemador, debido a la captación de calor por parte del O2 y N2 del exceso de aire para elevar su temperatura, dando como resultado una menor transferencia de calor por radiación en el hogar de la caldera y un aumento de la temperatura del gas de escape, con
el consiguiente aumento de las pérdidas de calor por la chimenea y consumo de combustible.
Si el exceso de aire es reducido por debajo de cierto nivel, que suele ser del 15 al 25%, dependiendo del combustible, se produce inquemados gaseosos, como CO y hollín, lo cual también trae consigo un incremento en el consumo de combustible debido a la combustión incompleta del Carbono e Hidrógeno del combustible.
Las presiones de inyección del combustible y del aire de atomización, así como la correcta temperatura de inyección del combustible, son muy importantes para lograr una buena mezcla aire-combustible y una combustión eficiente.
El mismo efecto se produce también por una mezcla pobre del aire y el combustible; lo cual puede ser consecuencia ya sea de una mala atomización, bajas temperaturas o presiones inadecuadas del combustible, presiones inadecuadas del aire de atomización, mal estado del quemador, etc.; o de un tiro deficiente en el hogar de la caldera.
Una mezcla aire-combustible pobre da también como resultado una llama inestable; lo cual a su vez origina una transferencia de calor variable e incontrolada en el hogar de la caldera. Esto último resulta finalmente en una producción inestable de vapor, variación de la presión del mismo, rápido ensuciamiento de los tubos (reduciendo la transferencia de calor al agua), y un elevado consumo de combustible.
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La temperatura máxima de gases en chimenea debe ser de unos 220°C. Si llega a 250°C no debe trabajarse la caldera, pues requiere limpieza de tubos.
2. EN GENERAL
Presión de la caldera: nunca debe superar la presión de diseño.
Nivel del agua dentro de la caldera: nunca debe bajar por debajo del mínimo establecido.
Temperatura del agua de alimentación: no debe ser menor a 80 °C.
Dureza del agua de alimentación: no debe ser mayor a 5 ppm.
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EFECTO DE LAS VARIABLES DE OPERACIÓN SOBRE LA LLAMA
ACCION EN LA OPERACION TEMPERATURA LONGITUDPOSICIÓN
RESPECTO AL QUEMADOR
Aumento de la temperatura del aire de combustión Exceso de aire Aumento del tiro Aumento de la presión del combustible Disminución del tamaño de gotas Aumento de la turbulencia de mezcla aire– combustible Aumento de la temperatura en la cámara de combustión Ensuciamiento del inyector Aumento del diámetro del inyector Aumento del ángulo de descarga en el inyector Introducción del inyector en el hogar Ensuciamiento del cono de ignición
LEYENDA : Aumento Disminución Alejamiento Acercamiento
5.3Mediciones en calderas
La única manera de realizar un buen diagnóstico de cuán buena es la combustión y qué nivel de aprovechamiento de la energía tenemos en la caldera, y por ende su eficiencia, es realizando mediciones con instrumentos confiables y por personal experimentado.
Hay 3 pruebas básicas, relacionadas a los aspectos de combustión, que dictaminan si una caldera está trabajando eficientemente:
PRUEBAS DE COMBUSTION
A Análisis de gases de chimenea
B Determinación de la opacidad de gases
C Medición de la temperatura de gases de chimenea
Estas pruebas se hacen necesariamente con instrumentos y en forma periódica (digamos mensualmente o trimestralmente, en función del nivel de operación de
la caldera) y dan resultados certeros.
1. ANALISIS DE GASES DE CHIMENEA
Normalmente se analiza el porcentaje de volumen de oxigeno (%O2) para poder determinar el exceso de aire con el que esta operando la caldera.
%E=(N−1 )×100
donde:
N=2121−%O2
Para tal efecto se emplean analizadores de gases, ya sea volumétricos (por ejemplo equipos FYRITE), ó electrónicos (por ejemplo equipos TESTO). Las muestras de gas se toman a través de un orificio practicado en la chimenea.
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2. DETERMINACIÓN DE OPACIDAD DE GASES
Se realiza con un opacímetro o probador de humos (por ejemplo BACHARACH).
El método del Índice de Bacharach (IB) consiste en hacer pasar una muestra a través de un papel filtro especial en el cual se forma una mancha circular, cuyo color puede variar del negro al blanco. La tonalidad esta relacionada con la cantidad de inquemados sólidos contenida en los humos. La mancha obtenida se compara con una serie de manchas patrón que actúan de testigos numerados y de intensidad creciente. La escala del IB permite obtener un diagnóstico de cuán completa es la combustión por la formación de hollín y es de acuerdo a la siguiente escala:
INDICE DE BACHARACH CALIFICACION EFECTOS
1 Excelente No hay hollín2 Buena Hollín muy reducido
3 Regular Cierta cantidad de hollín
4 Pobre Hollín visible5 Muy pobre Hollín muy visible
6 a 9 Pobrísima Hollín muy visible
Un gas siempre debe dar IB= 0, el Diesel se acepta hasta un IB= 2 y para el Residual hasta un IB= 3. Si
se obtienen valores mayores, significa que la caldera requiere ajustes.
3. MEDICIÓN DE TEMPERATURA DE GASES
Se mide con un termómetro bimetálico o también con termocupla. La temperatura es una indicación de posibles problemas de ensuciamiento de los tubos, ya sea en el lado de los gases o del agua. Altas temperaturas (por encima de 250°C) significan pérdidas de energía por chimenea, por lo que debe analizarse su causa.
5.4Mantenimiento del sistema de combustión
A continuación se dan algunas recomendaciones sobre buenas prácticas en mantenimiento de calderas, orientados a la obtención de condiciones optimas de combustión y eficiencia.
1. Bombas
Sellos: evitar fugas, verificar temperatura de trabajo.
Engranajes: chequear tolerancias, desgaste.
Fajas: tensión, desgaste.
2. Filtros
Verificar limpieza. Verificar buen estado.
3. Calentador de combustible
Limpieza de tubos (eliminar borras).
Verificación de trampa de vapor del serpentín de vapor (usar filtro).
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Chequeo del termostato. Chequeo de la válvula
reguladora del vapor de calentamiento.
Chequeo del alivio. 4. Válvula moduladora de combustible
Eliminar fugas. Chequear fuelles, diafragmas,
eje, etc. Chequear leva moduladora:
alineación, pines, etc.
5. Instrumentación y control
Revisar: Manómetros. Válvulas de control de presión y
caudal. Programador. Modutrol. Presuretroles. Etc.
6. Ventilador de aire
Limpiar la malla de entrada de aire y el rotor del ventilador.
Inspeccionar si los prisioneros están apretados.
Verificar si las fajas están flojas y cambiarlas si se notan gastadas.
Engrasar rodamientos del ventilador y del motor.
7. Quemador
Retirar el conjunto del quemador: difusores y cañón, desármelo y límpielo perfectamente.
Limpiar regularmente las toberas con solventes. Cambiarlas cada 3 años como máximo
Inspeccione las puntas de los electrodos y ajústelas cuando sea necesario.
Mantener limpia la fotocelda.
Mantener limpio y en buen estado el difusor de aire. Garantiza una buena mezcla aire-combustible.
Mantener en buen estado el cono refractario.
8. Compresor de aire (paletas rotatorias)
Limpiar el filtro de aire cuando menos mensualmente con un solvente y llenar el depósito con aceite a su nivel adecuado.
Lubricar permanente paletas y rotor.
9. Tubos
La limpieza de tubos es fundamental para lograr una buena transmisión de calor y alta eficiencia de la caldera.
5.5Mantenimiento general
1. RUTINA DE MANTENIMIENTO DIARIO
Observar las instalaciones de la válvula moduladora de petróleo.
Observar la presión del petróleo.
Observar la presión del aire (o vapor de atomización).
Limpiar los filtros de petróleo. Revisar las formaciones
excesivas de carbón. Revisar las temperaturas del
petróleo (R-6 ó R-500). Revisar el nivel del aceite
lubricante del compresor de aire.
Observar las presiones de gas para encendido.
Soplar hacia abajo por la columna de agua (y válvula auxiliar de bajo nivel si se
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tiene) con encendido del quemador. Revisar la operación de bajo nivel.
Cerrar fuertemente las válvulas de purga.
Conservar limpios la caldera, el quemador, el tablero y todo el cuarto de calderas.
Chequear si hay fugas en las conexiones de vapor, agua y combustible y repararlas en cuanto aparezcan.
Mantener cerrada la puerta del gabinete del tablero de control para evitar ensuciamiento de los contactos eléctricos.
Chequear si el agua ha sido bien ablandada mediante pruebas con reactivos químicos
2. MANTENIMIENTO SEMANAL
Inspeccionar y limpiar las toberas de petróleo residual en caso de ser necesario.
Drenar y rellenar el cárter del compresor.
3. MANTENIMIENTO QUINCENAL
Limpiar los filtros de entrada de aire en el compresor.
Engrasar los cojinetes del ventilador.
Remover y limpiar el ensamble del piloto de gas. Ver que no esté rajada la porcelana y revisar la instalación de la chispa del gas.
Remover el cuerpo del visor y limpiar el vidrio del mismo.
4. MANTENIMIENTO CADA 60 A 90 DÍAS
Remover todas las tapas de los registros y de los puertos de acceso. Revisar para ver si los tubos tienen lodo o incrustaciones.
Lavar la caldera completamente con una manguera de agua de alta presión.
Cambiar empaquetaduras y reinstalar las placas de registro.
Inspeccionar el lado de fuego de los tubos para detectar depósitos. En caso de que estén sucios cepillarlos para limpiarlos. Cepillar desde el frente hacia atrás. Remover desde la cámara posterior.
5. MANTENIMIENTO ANUAL
Se debe drenar la caldera para su inspección, limpieza y mantenimiento general de acuerdo al manual del fabricante de la caldera.
5.6 Prevención de riesgos
1. SEGURIDAD DE OPERACIÓN
La operación de los calderas implica riesgos para el personal, los equipos y la producción. El principal riesgo asociado a una caldera es la Explosión.
En el diseño de las calderas se considera imperativo reducir al mínimo tales riesgos, pero ello no resulta suficiente a veces; pues depende mucho del factor humano, especialmente cuando se tienen malos hábitos de operación.
Asimismo, los sistemas de control, automatización, indicaciones electrónicas, mecánicas y visuales,
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así como la resistencia de materiales, se deterioran con el tiempo y es función del mantenimiento preventivo que las condiciones peligrosas se reduzcan al mínimo.
Las explosiones en calderas pueden ocurrir ya sea en el lado de los gases o en el lado del agua, en ambos casos con consecuencias desastrosas.
Para que se produzca una explosión en el lado de los gases (básicamente el hogar), es que se han conjugado las 3 siguientes condiciones de riesgos:
1) Concentración de gases combustibles dentro del rango de inflamabilidad (explosivo).
2) Existencia de suficiente oxigeno para que se produzca la inflamación (explosión).
3) Existencia de la suficiente energía térmica para dar lugar a la explosión (chispa o detonador).
Ejemplo 1 (explosión en el lado de los gases):
Podría darse el caso en que el quemador produce mala atomización porque no se ha cambiado la tobera oportunamente, la válvula solenoide principal no cierra bien y el operador sea inexperto.
Conforme a lo anterior se acumulará combustible en el hogar de la caldera en una parada corta por A o B motivos. Al encender la caldera nos damos cuenta que no entra la llama principal e intentamos varias veces encender
la caldera acumulándose más combustible en el hogar.
Si después de 30 minutos (por ejemplo) se reenciende la llama, por acción del automatismo o insistencia del operador, todo el combustible acumulado se encenderá inmediatamente. En cuestión de segundos se producirá en el interior de la caldera un volumen de gases de combustión que tendría que haberse producido y salido por la chimenea durante 30 minutos. La presión que producirá ese gran volumen de gases encerrado dentro de la caldera será explosiva, resultando muy difícil que las paredes de la caldera la resistan, pudiendo volar en pedazos y en todas direcciones, con los riesgos consiguientes.
La recomendación que se desprende es tener los elementos del circuito de combustible en buen estado y obviamente contar con operadores calificados.
Ejemplo 2 (explosión en el lado del agua):
Cuando el agua líquida se vaporiza, su volumen aumenta unas 1 700 veces.
Durante la operación normal de la caldera, el agua se convierte en vapor en forma controlada y tal aumento de volumen produce la elevación de la presión hasta el nivel adecuado de operación.
Cuando por problemas de mantenimiento los controles de seguridad por bajo nivel de agua no responden, el nivel de agua seguirá bajando. Si el quemador está encendido, los tubos y el hogar se recalentarán hasta “rojo
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vivo” y si se deja pasar bruscamente un gran volumen de agua dentro de la caldera pirotubular, entonces el violento aumento de volumen que se produce (al convertirse bruscamente el agua en vapor), elevará la presión hasta niveles destructivos que harán explosionar la caldera.
El procedimiento a seguir cuando se presente una condición de bajo nivel de agua es el siguiente:
Inmediatamente apagar el quemador.
Si la unidad tiene compuertas de aire y compuerta de ventila de gases o chimenea, todas estas deben ser cerradas inmediatamente.
Abrase lo menos posible la compuerta de tiro para que pase un mínimo de aire para enfriar lentamente la caldera.
Ciérrese la línea de alimentación de agua a la caldera.
Deje que se enfríe la caldera y que la presión manométrica baje completamente a 0 psi.
Después de reparar la caldera, hágase nuevamente otra prueba hidrostática.
Inspeccione completamente la caldera cuando esté fría y realice una prueba hidrostática.
Revisar minuciosamente todos los controles de seguridad antes de proceder a arrancar nuevamente la unidad.
A continuación se proporcionan recomendaciones generales para una operación segura de calderas:
No se confié. “Los controles dan falsa sensación de seguridad”
Conozca su caldera.
No trate de accionar un control mientras no lo conozca.
Use su buen juicio para operar una caldera y/o seleccionar su operador.
Capacitar adecuadamente a sus operadores.
Siga su programa de mantenimiento bien definido.
Los dispositivos de seguridad nunca deben ser bloqueados y deben chequearse periódicamente.
Control estricto del agua.
5.7 Prevención de la contaminación
En el Capítulo 2.9 se había mencionado que una caldera produce contaminación básicamente por:
Emisiones de gases y partículas contaminantes por chimenea.
Emisiones de gases a elevada temperatura.
Descarga de purgas de agua caliente.
Emisiones de ruido.
Si bien es imposible evitar dichas emisiones o descargas, pues
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tendría que apagarse la caldera; sí es posible reducirlas mediante una operación eficiente o introduciendo ciertas tecnologías, dependiendo de las exigencias ambientales que estipule la autoridad competente a través de Limites Máximos Permisibles de emisión. A continuación se describen algunas recomendaciones al respecto.
1. EMISIONES DE GASES Y PARTÍCULAS
Existen una serie de técnicas para reducir las emisiones de gases (CO, SO2 y NOx) y partículas que se producen en el proceso de combustión en las calderas de vapor.
Las técnicas se dividen en dos grupos: aquellas que logran la reducción de las emisiones antes o durante la combustión misma (técnicas primarias) y aquellas que una vez producida la combustión reducen los contaminantes mediante depuración de los gases de chimenea (técnicas secundarias).
A) Reducción de emisiones de CO y partículas
La forma más eficiente y económica de reducir el CO y partículas (hollín) es lograr una combustión eficiente en la caldera. Para ello es fundamental tener todo el sistema de combustión (en especial las boquillas) en buen estado físico y operativo.
Normalmente para las calderas con combustible líquido no debería requerirse ningún sistema de retención de partículas (hollín), y menos aún en las calderas a gas; pero en el caso de las calderas de bagazo y carbón sí es necesario el
uso de sistemas de retención de partículas, tales como: ciclones, lavadores o filtros.
B) Reducción de emisiones de SO2
Existen dos técnicas para la reducción de las emisiones de SO2: Uso de combustibles con bajo
contenido de Azufre. Desulfuración de gases.
Para el caso de las calderas peruanas resulta técnica y económicamente viable sólo el uso de combustibles de bajo azufre (Diesel, GLP, Gas natural), debido a que son relativamente pequeñas en comparación con las calderas para las cuales se diseñó la desulfuración de gases. Las calderas que queman bagazo prácticamente no emiten SO2.
Si se quiere convertir una caldera que quema Residual o Diesel a gas natural, se requiere el cambio del quemador y periféricos, además de instalación de tuberías y accesorios.
C) Reducción de emisiones de NOxEn este caso también existen técnicas de reducción primarias y secundarias. En el primer caso el objetivo es reducir la formación del NOx en el origen o antes de la combustión mediante los siguientes mecanismos:
Reducción del nivel de Nitrógeno
Reducción del nivel de Oxígeno Reducción de la temperatura y
tiempo de residencia en la zona de combustión
En la Tabla adjunta se incluye un listado de las técnicas que podrían
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aplicarse a las calderas peruanas, así como una descripción de las mismas y los requisitos para su implementación.
Desde el punto de vista técnico, la implementación de las técnicas antes descritas para la reducción del CO, SO2, NOx y partículas (hollín) es totalmente factible y constituyen tecnologías ampliamente comprobadas a nivel comercial y mundial para la reducción de emisiones.
TÉCNICAS DE REDUCCIÓN DE LAS EMISIONES DE NOXTécnica de reducción de
NOxDescripción de la técnica
Primarias:1.Combustión con bajo exceso de aire
Se reduce la formación de NOx por una menor disponibilidad de N2 y O2. El nivel mínimo de exceso de aire depende del combustible usado y está limitado por las emisiones de CO y hollín Se consigue una reducción de NOx < 35%. Se requiere sistema de control automático de exceso de aire y mantenimiento regular del quemador y auxiliares.
2.Reducción de la temperatura del aire
El objetivo es reducir la temperatura de llama y por ende la formación del NOx térmico que es función de la temperatura. Aplicable a calderas con precalentador de aire. Se requiere su reemplazo por un economizador.
3.Reducción de la carga térmica
Al reducir la carga térmica de la caldera, sin variar el área de transmisión de calor, se reduce la temperatura de los gases (llama) y los NOx. Se requiere sobrecapacidad de caldera para instalar tobera de menor ingreso de combustible en el quemador
4.Uso de quemadores Low NOx
Son quemadores donde la combustión se realiza en etapas, logrando reducir la temperatura de llama y favorecer la producción de reductores (CO y H2) que limitan los NOx. Se consigue una reducción de NOx de 35 a 60% dependiendo del quemador.
5.Recirculación de gases Consiste en recircular una porción del gas de chimenea (10 a 20%) junto con el aire de combustión, con lo que se reduce la disponibi-lidad de oxígeno, la temperatura de llama y por tanto los NOx. Se consigue una reducción de NOx de hasta 50%. Se requiere ductos, ventiladores y controles adicionales.
6.Inyección de vapor o agua Se disminuye la temperatura de llama por dilución del oxígeno y por captación directa del calor, reduciendo la formación del NOx.La inyección puede ser en: el combustible, aire ó cámara de combustión. Es posible una reducción de NOx de hasta 50%. Se requiere equipos adicionales.
7.Cambio de combustible Se refiere al uso de combustibles cuya combustión produce menos contaminantes, por ejemplo cambiar de Residual 500 a Diesel o Gas. Se requiere cambiar o modificar el quemador y accesorios.
Secundarias:1.Reducción catalítica selectiva
Los gases de combustión son inyectados con Amoníaco y luego pasan a través de un reactor catalítico (con V2O5) donde los NOx se transforman en elementos no contaminantes. La remoción del NOx es del 90%. Se requiere instalar costosos equipos (reactor, sistema de inyección, controles, análisis, etc), lo cual resulta PROHIBITIVO para las calderas industriales peruanas.
2. EMISIONES DE GASES A ELEVADA TEMPERATURA
Para mantener la temperatura de gases en los niveles normales (digamos 220 °C para calderas
pirotubulares de pasos), y no dejar que se eleve demasiado, solamente es necesario mantener limpios los tubos y trabajar con un mínimo exceso de aire compatible con el combustible quemado.
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El empleo de economizadores o recuperadores de calor mediante condensación o por contacto directo, enfriarán los gases bastante por debajo de las temperaturas de trabajo normalmente encontradas en calderas estándar, lo cual será beneficioso también desde el punto de vista ambiental.
3. DESCARGA DE PURGAS DE AGUA CALIENTE
Para reducir la cantidad de purga retirada de la caldera, se tratará de recuperar la mayor cantidad de condensado de la planta, además de lograr un buen ablandamiento del agua alimentada a la caldera.
Una vez producida la purga, la temperatura podrá reducirse mezclando con agua más fría de otras fuentes o también dejando en reposo el agua purgada en el pozo de expansión.
4. EMISIONES DE RUIDO
Las emisiones de ruido se reducirán mediante un buen diseño de las canalizaciones del aire de combustión, por ejemplo: tomas aerodinámicas, cambios de dirección suaves, etc. Se mantendrá asimismo el difusor de aire en buen estado y el ventilador no deberá tener vibraciones, para lo cual deberá estar bien alineado con el motor respectivo.
En última instancia si el ruido todavía es elevado, la caldera deberá ser encerrada a fin de confinar el ruido, teniendo cuidado de permitir una ventilación adecuada de la misma.
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6 Administración eficiente de calderas
6.1. Introducción
6.2. Compromiso de la administración
6.3. Inspección y medición en la caldera
6.4. Evaluación de mejoras
6.5. Asignación de prioridades
6.6. Definición del plan
6.7. Implementación del plan
6.8. Monitoreo de resultados
La administración eficiente de una caldera permite que ésta no sólo produzca vapor; sino que lo haga en condiciones de máxima eficiencia, logrando un mínimo costo de producción de vapor (6.1). Para ello es necesario dar un respaldo ejecutivo a las decisiones técnicas que se adopten en la administración de la caldera (6.2), proporcionando los recursos necesarios para las evaluaciones respectivas (6.3), de tal manera que se identifiquen las mejoras a implementar (6.4), dando prioridad a las que se justifiquen (6.5), proponiendo un plan de implementación (6.6), y la implementación oportuna de las mejoras para obtener los ahorros previstos(6.7), lo cual se monitorea usando indicadores de gestión (6.8).
6.1 Introducción
En la mayoría de las plantas no se conoce debidamente con qué eficiencia trabajan sus calderas, ni cuál es el costo del vapor generado en el tiempo y cuánto representan en la estructura de costos del producto elaborado en planta. Esto probablemente se debe a que las calderas en general se operan pero no se administran, es decir basta con que produzcan vapor y se cuiden sus parámetros básicos para que no colapsen, en lugar de buscar además un desempeño eficiente de la caldera, basado en mediciones, evaluaciones y monitoreo de su performance; de
manera que se refleje en un menor costo de generación de vapor de forma sostenida en el tiempo, además de mantener las emisiones de chimenea en un mínimo.
No son pocos los directivos de las plantas que piensan que la eficiencia de una caldera es siempre la misma, desconociendo que son máquinas térmicas de características muy dinámicas con alto consumo de energía, expuestas a condiciones severas de servicios y que deben administrarse adecuadamente, para evitar el desperdicio de combustible y su incidencia desfavorable en el costo de producción de la planta.
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El personal responsable de mantenimiento e ingeniería de planta frecuentemente esta demasiado ocupado, o no valora suficientemente la magnitud de las pérdidas que pueden haber en una caldera por ineficiencia, ya que se la considera sólo como un servicio de apoyo.
La falta de instrumentación para medir lo que esta pasando en la caldera es también una condición frecuentemente encontrada en las plantas.
En este punto surge entonces la diferencia que existe entre “operar“ y “administrar“ una caldera.
Operar quiere decir:
Conocer las condiciones operativas de la caldera de acuerdo a lo que indica el Manual: presión, temperatura, nivel, dureza de agua.
Mantener los parámetros operativos dentro de sus rangos normales a fin de que la caldera trabaje sin problemas.
Administrar quiere decir:
Conocer las condiciones operativas de la caldera: presión, temperatura, nivel, calidad del agua, caudal, exceso de aire, eficiencias.
Establecer diagnósticos y tendencias de los parámetros operativos.
Cuantificar las pérdidas por ineficiencias y proponer acciones correctivas.
Mantener y controlar los parámetros operativos de la caldera dentro de los rangos
óptimos previamente establecidos.
Una administración eficiente de una caldera puede realizarse mediante la implementación de un Programa de Conservación de Energía, que consta de una serie de etapas que requieren de recursos de personal idóneo, instrumentos y sobre todo de la decisión y soporte del mas alto nivel de la planta, para que las medidas adoptadas, y sus resultados, sean sostenibles en el tiempo.
ELEMENTOS DE UN PROGRAMA DE CONSERVACIÓN DE ENERGÍA EN CALDERAS
1 Compromiso de la administración
2 Inspección y medición en la caldera
3 Evaluación de mejoras
4 Asignación de prioridades
5 Definición del plan
6 Implementación del plan
7 Monitoreo de resultados
A continuación se hace una descripción de cada uno de los elementos que comprende un Programa de Conservación de Energía en Calderas.
6.2Compromiso de la administración
El apoyo gerencial del más alto nivel, es uno de los aspectos mas importantes que a menudo falta en los programas de conservación de energía. Si nadie se interesa en la eficiencia o productividad, las cosas marcharan muy mal.
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6.3 Inspección y medición
Es necesaria una constante evaluación del desempeño de las calderas mediante inspecciones y mediciones a fin de determinar su eficiencia y otros parámetros de operación, y si se cumple con las metas o indicadores que se han trazado.
Por lo general sucede que las condiciones de operación de la caldera son diferentes a las de diseño, ya sea por las modificaciones durante la construcción, los cambios en las prácticas operacionales, las modificaciones en el mantenimiento que se le da, su ubicación geográfica, entre otros.
En ése sentido, las inspecciones y mediciones reales son la única información válida que expresa su comportamiento actual.
Las inspecciones de la caldera usualmente se basan en los programas de mantenimiento que se le da a la máquina, y muchas veces están orientados a que funcione y entregue vapor con normalidad, pudiendo lograrse que lo haga también con eficiencia.
En lo que respecta a las mediciones (importante herramienta de diagnóstico), es poco común encontrar en las calderas y equipos auxiliares, instrumentos o dispositivos que ayuden a determinar las pérdidas mediante la medición de ciertos parámetros como la temperatura o el exceso de aire.Para administrar una caldera se necesita mas información de lo que puede proporcionar una instrumentación estándar, la cual
usualmente sólo da información de las condiciones operativas.
Parámetros como el flujo de combustible, flujo de vapor, agua, temperaturas de las diversas corrientes, entre otros, son importantes para conocer qué está sucediendo y cuáles son las tendencias. Una caldera que por ejemplo tiene un factor de utilización de sólo 10 %, o que trabaja con un exceso de aire de 150 %, o que tiene una temperatura de gases de 350 °C no será eficiente; pero producirá vapor y para fines prácticos estará operando “satisfactoriamente”.
Un repentino incremento del consumo de agua de aporte a la caldera, podría indicar por ejemplo una gran fuga de vapor o condensado en el sistema. Es por ello que una buena instrumentación es necesaria para identificar dichos problemas.
Las calderas, especialmente las grandes unidades, deberían tener además de lo usual la siguiente instrumentación:
INSTRUMENTOS RECOMENDABLES PARA CALDERAS GRANDES
Termómetro en chimenea
Medidor de consumo de vapor
Medidor de consumo de combustible
Medidor de agua de aporte
Analizador de oxígeno en chimenea
Registrador de tiempo de operación
Termómetro en el retorno de condensado
Probador de humos portátil
En las calderas de gran capacidad lo ideal sería emplear incluso sistemas computarizados para visualizar y controlar continuamente sus parámetros operativos y su eficiencia.
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En calderas pequeñas y medianas lo mínimo recomendable es:
INSTRUMENTOS RECOMENDABLES PARA CALDERAS PEQUEÑAS Y MEDIANAS
Termómetro en chimenea
Medidor de consumo de combustible
Termómetro de condensado
Analizador portátil de gases (O2, CO2, CO)
Probador de humos portátil
Las deficiencias que se pueden identificar con una instrumentación adecuada son : Fugas de vapor por incremento
de consumo de agua o vapor. Ensuciamiento de tubos por
elevación excesiva de temperatura.
Ineficiencia de caldera por elevado exceso de aire y/o hollinamiento.
Sobretensiones en la estructura por disminución de temperatura de agua de alimentación.
La desventaja de la instrumentación es que añaden costo extra a la planta y deben mantenerse calibrados. Sin embargo su inversión se justifica muchas veces, ya que ayudan a identificar dónde se desperdicia energía y a tomar acciones correctivas.
Se han presentado casos en que la instalación de un sistema para medición y administración de energía ha reportado ahorros superiores al 20%.
6.4 Evaluación de mejoras
Las inspecciones y mediciones que se hagan en una caldera, proveen una buena base para determinar las mejoras que se pueden
implementar a fin de conseguir ahorros.
Algunas mejoras no requerirán inversiones; pues son simplemente mejoras de operación, tales como reducir la presión de generación de vapor; o simplemente son gastos que normalmente deben hacerse (a veces se evitan para “ahorrar”) como parte de la operación de la caldera, tales como limpiar los tubos con la debida frecuencia, ajustar el exceso de aire, aislar tuberías, contar con instrumentos operativos.
Otras mejoras si requieren inversiones, pues no son parte del diseño estándar de la caldera o de su operación, tales como el uso de un economizador o control automático de las purgas.
Para que una mejora sea atractiva, debe cumplir dos requisitos: en primer lugar debe ser factible técnicamente, es decir que debe ser posible su implementación sin perjudicar la operación de la caldera, además de conseguir ahorros efectivos de combustible; y, en segundo lugar, la mejora debe ser rentable, es decir los ahorros que logre deben servir para pagar la inversión en un tiempo prudente (menos de 2 años).
Los ahorros de combustible se pueden calcular en base a la eficiencia de la caldera antes y después de la mejora implementada:
Ahorro(%)= (1 - Eficiencia actual ) x 100 Eficiencia mejorada
Para inversiones bajas y moderadas se puede usar el
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siguiente cálculo para determinar el Tiempo de Retorno de la inversión:
Tiempo de retorno = Inversión (US$) . Ahorro (US$/año)
Para inversiones mayores (>US$ 10000) es necesario usar además otros métodos de evaluación económica (TIR, VAN, etc.) para determinar la rentabilidad de una mejora.
6.5 Asignación de prioridades
Cuando existen limitaciones en recursos económicos para implementar varias mejoras energéticas en una caldera, es necesario priorizarlas en base a un análisis sobre cuáles reportarán los mejores beneficios (por ejemplo menor Tiempo de Retorno) para la empresa.
Si se presentan mejoras que son parte de la operación normal de una caldera (implican gastos) y otras mejoras como el uso de mejores tecnologías (implican inversiones), se dará prioridad a las primeras.
6.6 Definición del plan
Definidas las mejoras a implementar en la caldera, lo que sigue es trazar un plan para su implementación, es decir definir:
Las actividades a realizar para cada mejora; si ello requerirá de paradas cortas o prolongadas y los posibles riesgos que se puede correr.
Cuándo se van a implementar y en qué plazos.
Quién lo hará. Algunas cosas las pueden realizar el mismo personal de planta; en cambio para otras, necesariamente habrá que contratar un especialista.
Los recursos materiales a necesitar y quién los suministrará.
La forma cómo se monitoreará o verificará los resultados o ahorros que se obtengan por las mejoras.
6.7 Implementación del plan
Una vez definido el plan, éste se convierte en la herramienta de trabajo que permitirá la implementación sistemática de las mejoras, su seguimiento y verificación de los resultados, esto es los ahorros a obtener.
6.8 Monitoreo de resultados
Una vez implementadas las mejoras, es necesario hacer un seguimiento de los resultados obtenidos, no sólo para verificar que la eficiencia de la caldera ha mejorado y los ahorros se han obtenido; sino también para asegurarse de que éstos se mantengan en el tiempo.
Para lograr ello es necesario realizar mediciones periódicas, procesar los resultados y compararlos con ciertos Índices de Gestión que nos permitirán saber cuán lejos estamos de los valores objetivo.
Por ejemplo un buen Índice de Gestión es la eficiencia térmica de
63
la caldera, la cual ya se definió anteriormente.
Otro Índice podría ser el consumo específico de combustible, esto es la relación:
CE = Galones de combustible/ Tonelada Vapor
Este CE puede calcularse también a partir de la eficiencia térmica de la caldera (base PCS) y otros datos según la fórmula:
CE (gal/ton) = (Hv – Ha) x 100000 . Eficiencia (%) x PCS comb.
Donde :
Hv y Ha = entalpías del vapor y del agua respectivamente (kcal/kg).Eficiencia = eficiencia térmica de la caldera en base al PCS (%).PCS comb. = Poder calorífico superior del combustible (kcal/gal).
Por ejemplo una caldera XYZ pirotubular de 3 pasos que quema Residual-6, trabaja a unos 100 psig, con una temperatura de gases de unos 220 °C y un exceso de aire de un 20%, tendrá una eficiencia térmica cercana a 83%
(base PCS). Si esta caldera se alimenta con agua a una temperatura de 80°C, entonces su CE será de 18 gal/ton de vapor.
Estos Índices se pueden usar como valores objetivo a lograr en el caso de la caldera XYZ mencionada, mediante la implementación de mejoras y su seguimiento en el tiempo.
La eficiencia o el CE nos mostrarán el desempeño de la caldera por cualquier mejora implementada y su sostenibilidad en el tiempo. Si se quiere monitorear la sostenibilidad de una mejora como la limpieza de tubos, el mejor indicador directo será la temperatura de gases de chimenea. En este caso el valor objetivo a perseguir será la temperatura que se obtuvo cuando los tubos estuvieron limpios.
En cualquier caso el monitoreo de la eficiencia o el CE nos permitirá saber el momento en que nos estamos desviando de los valores objetivo, para tomar luego las medidas correctivas del caso, esto es realizar ajustes, implementar nuevamente las mejoras u otras tecnologías.
64
7 Anexos
7.1 Tablas de vapor saturado
Presión Manom.(psig)
Temperat. (°F)
CalorSensible(Btu/lb)
Calor Latent
e(Btu/lb)
CalorTotal
(Btu/lb)
Volumen Específico (pie3 / Lb)
Presión Manom.(psig)
Temperat. (°F)
CalorSensibl
e(Btu/lb)
Calor Latente(Btu/lb)
CalorTotal(Btu/lb)
Volumen Específico (pie3 / Lb)
25 134 102 1017 1119 142 160 371 344 853 1197 2.6020 162 129 1001 1130 73.9 165 373 346 851 1197 2.5415 179 147 990 1137 51.3 170 375 348 849 1197 2.4710 192 160 982 1142 39.4 175 377 351 847 1198 2.415 203 171 976 1147 31.8 180 380 353 845 1198 2.340 212 180 970 1150 26.8 185 382 355 843 1198 2.291 215 183 968 1151 25.2 190 384 358 841 1199 2.242 219 187 966 1153 23.5 195 386 360 839 1199 2.193 222 190 964 1154 22.3 200 388 362 837 1199 2.144 224 192 962 1154 21.4 205 390 364 836 1200 2.095 227 195 960 1155 20.1 210 392 366 834 1200 2.056 230 198 959 1157 19.4 215 394 368 832 1200 2.007 232 200 957 1157 18.7 220 396 370 830 1200 1.968 233 201 956 1157 18.4 225 397 372 828 1200 1.929 237 205 954 1159 17.1 230 399 374 827 1201 1.89
10 239 207 953 1160 16.5 235 401 376 825 1201 1.8512 244 212 949 1161 15.3 240 403 378 823 1201 1.8114 248 216 947 1163 14.3 245 404 380 822 1202 1.7816 252 220 944 1164 13.4 250 406 382 820 1202 1.7518 256 224 941 1165 12.6 255 408 383 819 1202 1.7220 259 227 939 1166 11.9 260 409 385 817 1202 1.6922 262 230 937 1167 11.3 265 411 387 815 1202 1.6624 265 233 934 1167 10.8 270 413 389 814 1203 1.6325 267 234 934 1168 10.6 275 414 391 812 1203 1.6026 268 236 933 1169 10.3 280 416 392 811 1203 1.5728 271 239 93 1169 9.85 285 417 394 809 1203 1.5530 274 243 929 1172 9.46 290 418 395 808 1203 1.5332 277 246 927 1173 9.10 295 420 397 806 1203 1.4934 279 248 925 1173 8.75 300 421 398 805 1203 1.4735 281 250 924 1174 8.6 305 423 400 803 1203 1.4536 282 251 923 1174 8.42 310 425 402 802 1204 1.4338 284 253 922 1175 8.08 320 427 405 799 1204 1.3840 286 256 920 1176 7.82 330 430 408 796 1204 1.3442 289 258 918 1176 7.57 340 433 411 793 1204 1.3144 291 260 917 1177 7.31 350 435 414 790 1204 1.2845 292 261 916 1177 7.21 360 438 417 788 1205 1.2446 293 262 915 1177 7.14 370 441 420 785 1205 1.2048 295 264 914 1178 6.94 380 443 422 783 1205 1.1850 298 267 912 1179 6.68 390 446 425 780 1205 1.1455 300 271 909 1180 6.27 400 448 428 777 1205 1.1260 307 277 906 1183 5.84 450 460 439 766 1205 1.0065 312 282 901 1183 5.49 500 470 453 751 1204 .8970 316 286 898 1184 5.18 550 479 464 740 1204 .8275 320 290 895 1185 4.91 600 489 473 730 1203 .7580 324 294 891 1185 4.67 650 497 483 719 1202 .6985 328 298 889 1187 4.44 700 505 491 710 1201 .6490 331 302 886 1188 4.24 750 513 504 696 1200 .6095 335 305 883 1188 4.05 800 520 512 686 1198 .56100 338 309 880 1189 3.89 900 534 529 666 1195 .49105 341 312 878 1190 3.74 1000 546 544 647 1191 .44110 344 316 875 1191 3.59 1250 574 580 600 1180 .34115 347 319 873 1192 3.46 1500 597 610 557 1167 .23120 350 322 871 1193 3.34 1750 618 642 509 1151 .22125 353 325 868 1193 3.23 2000 636 672 462 1134 .19130 356 328 866 1194 3.12 2250 654 701 413 1114 .16140 361 333 861 1194 2.92 2500 669 733 358 1091 .13145 363 336 859 1195 2.84 2750 683 764 295 1059 .11150 366 339 857 1196 2.74 3000 696 804 213 1017 .08
65
7.2Cálculo de eficiencia térmica de caldera de vapor
I. DETERMINACIÓN DE LA EFICIENCIA TÉRMICA MEDIANTE EL MÉTODO INDIRECTO
A continuación se describe el procedimiento para la determinación de la eficiencia térmica de calderas según la Norma Técnica Peruana: NTP 350.300 (2002).
Dicha norma se aplica a calderas de vapor pirotubulares (hasta 350 psig) y acuotubulares (hasta 450 psig) sin recuperación de calor, de potencias entre 10 a 1000 BHP, que generan vapor saturado.
El procedimiento hace uso del Método Indirecto, el cual involucra el ingreso y pérdidas de calor, de modo que la eficiencia térmica se calcula mediante:
Eficiencia (%) = [ 1 – ( Qp / Qc) ] x 100
El ingreso, utilización y pérdida de calor corresponden a los calores de combustión, absorbido y perdido, respectivamente.
El calor absorbido por el fluido de trabajo se calcula mediante:
Qa = mf (h2 – h1) ó:
Qa = [ Eficiencia /100].mc.PCS
El calor perdido es igual a la suma del calor residual contenido en los gases de combustión y el calor que se transfiere al ambiente a través de las paredes de la caldera.
Puede descomponerse en seis formas de calor perdido (Qpi), que corresponden a:
a) QP1, calor perdido en los gases secos;b) QP2, calor perdido por la entalpía del vapor de agua en los gases;c) QP3, calor perdido por inquemados gaseosos;d) QP4, calor perdido por inquemados sólidos;e) QP5, calor perdido por convección; yf) QP6, calor perdido por radiación.
Así, el calor perdido se calcula mediante:
QP =
Si se define “Pi” como el valor porcentual del cociente entre el calor perdido Qpi y el calor de combustión, se tiene:
Qp / Qc = 1/100 x
Así, la eficiencia térmica se calcula mediante:
Eficiencia = 100 -
II. MÉTODO
La eficiencia térmica se determina mediante el procedimiento antes establecido, a la presión de operación de la caldera, tomando como base el poder calorífico superior.
III. CONDICIONES DEL EQUIPO
66
6∑Qpi
1
6∑ Pi 1
6∑ Pi 1
Las condiciones que debe cumplir el equipo para realizar la prueba de eficiencia, son las siguientes:
a. La caldera debe probarse a su máxima potencia.
b. La presión de prueba de la caldera debe ser la presión de trabajo nominal y debe permanecer constante (con una variación máxima de 5%).
c. La caldera a probar no debe estar afectada por otros equipos.
d. Durante la prueba se debe interrumpir las purgas de fondo y de superficie.
e. Durante la prueba no se debe de realizar soplado de hollín.
f. No debe haber fugas de gases de combustión ni infiltraciones de aire.
g. El contenido de monóxido de carbono en los gases de combustión no debe ser mayor de 200 ppmv.
IV. VARIABLES A MEDIR
Todas las mediciones deben realizarse con instrumentos calibrados;
Las variables a medir son las siguientes:
a) Tg : Temperatura de gases de combustión a la salida del equipo.
b) [O2] : Concentración de oxígeno en gases de combustión (base seca).
c) [CO] : Concentración de monóxido de carbono en gases de combustión (base seca).
d) Tsf : Temperatura de la superficie exterior de la caldera, que cubre al fluido de trabajo.
e) Tsg : Temperatura de la superficie exterior de la caldera que cubre a los gases de combustión.
f) B : Índice de Bacharach (opacidad de humos).
g) Ta : Temperatura del aire ambiente alrededor de la caldera.
h) v : Velocidad del viento en las cercanías de la caldera.
V. PROCEDIMIENTO DE MEDICIÓN
Durante la toma de mediciones, la caldera debe estar operando de forma tal que se cumplan las condiciones señaladas en el Ítem III.
Para el análisis de los gases de combustión se procede de la siguiente manera:
Se registra durante 1 hora de operación, en intervalos de 10 minutos, la temperatura y las concentraciones de oxígeno y de monóxido de carbono y el Índice de Bacharach de los gases a la salida del equipo. Luego se obtiene el promedio de estas seis lecturas.
Para el análisis de la temperatura de superficie exterior se procede de la siguiente manera:
Se deberá considerar dos tipos de superficie exterior: aquella que cubre a gases de combustión (puertas con o sin refractario) y aquella que cubre al fluido de trabajo, con o sin aislamiento térmico. Se obtiene el área de cada tipo de superficie exterior. Se realiza 5 mediciones por sección.
Se registra las temperaturas de superficie exterior de la caldera, al inicio, a la mitad y al final de la prueba. Luego se obtiene la temperatura promedio para cada tipo de superficie.
La medición de la velocidad del viento se realiza en la proximidad de la caldera.
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VI. DETERMINACIÓN DE LA EFICIENCIA
Por tratarse del Método Indirecto, o de pérdidas, la eficiencia se determinará mediante la siguiente expresión:
Eficiencia = 100 – (P1 + P2 + P3+ P4+ P5+ P6 )
1) Pérdida por la entalpía de los gases de escape secos, P1
La pérdida porcentual de calor debida a la entalpía en los gases de escape, en base seca, se calcula mediante:
P1 = k. {(Tg - Ta ) / [CO2 ]}
Algunos valores típicos de “k” se muestran en la Tabla 1.
TABLA 1 - Valores típicos de la constante de Siegert, k
Combustible KResiduales 0.53Destilados 0.48GLP 0.40Gas Natural 0.35
El valor “k” es la constante de Siegert; puede ser calculado para cualquier combustible, mediante:
k = 255.[C] / PCS
La relación entre los contenidos de dióxido de carbono y oxígeno es:
[CO2] = (1 - [O2] / 21). [CO2]MAX
Los valores típicos de [CO2]MAX se muestran en la Tabla 2.
TABLA 2 - Valores típicos de [CO2]MAX
Combustible [CO2]MAX
Residuales 15.8Destilados 15.5GLP 13.8Gas natural 11.9
2) Pérdida por la entalpía del vapor de agua en los gases, P2
La pérdida porcentual de calor debida a la entalpía del vapor de agua en los gases de escape,se calcula mediante:
P2 = {([H2O] + 9 . [H]) . (2488 – 4,2 . Ta + 2,1 . Tg)} / PCS
3) Pérdida por inquemados gaseosos, P3
La pérdida porcentual de calor debida a los inquemados gaseosos, se calcula mediante: P3 = k1 {[CO]/ ([CO2] + [CO])}
Los valores de la constante “k1”, se muestran en la Tabla 3.
TABLA 3 - Valores de la constante k1
68
Combustible K1
Residuales 54Destilados 53GLP 48Gas Natural 40
4) Pérdida por inquemados sólidos, P4
La pérdida porcentual de calor debida a los inquemados sólidos, se calcula mediante:
P4 = 0.4. B2 + 0.8 . B + 0.07
5) Pérdida por convección, P5
La pérdida porcentual de calor debida a la convección, se obtiene sumando las pérdidas porcentuales por convección para cada tipo de superficie exterior, mediante:
P5 = 80. (Qp5 / Wc) donde:
Qp5 = hcf . Af . (Tsf – Ta) + hcg . Ag . (Tsg – Ta)
hef = 1.973 x 10-3. (Tsf – Ta)0,25.(2.857.v+1)0.5
hcg = 1.973 x 10-3 (Tsg – Ta)0,25 . (2.857.v+1)0.5
Wc = 9.81.BHP
6) Pérdida por radiación, P6
La pérdida porcentual de calor debida a la radiación, se obtiene sumando las pérdidas porcentuales por radiación para cada tipo de superficie exterior, mediante:
P6 = 80. (Qp6 / Wc )
donde: Qp6 = (qrf.Af) + (qrg.Ag)
qrf = 5.763 x 10-11.E.[(Tsf + 273)4 – (Ta + 273)4]
qrg = 5.763 x 10-11.E.[(Tsg + 273)4 – (Ta + 273)4]
wc = 9,81.BHP
69
TABLA 4 - Lista de símbolos utilizados
SÍMBOLO UNIDAD DESCRIPCIÓN
Af m2 Área de la superficie exterior de la caldera, que cubre al fluido de trabajo
Ag m2 Área de la superficie exterior de la caldera, que cubre a los gases de combustión
B - Índice de BacharachBHP BHP Caballo de caldera
[C] % Porcentaje en peso de carbono contenido en el combustible[CO] % Concentración volumétrica de monóxido de carbono en los gases de
escape, en base seca[CO2] % Concentración volumétrica de dióxido de carbono en los gases de
escape, en base seca[CO2]MAX % Concentración volumétrica de dióxido de carbono en condiciones
estequiométricas, en base seca[O2] % Concentración volumétrica oxígeno en los gases de escape, en base
secaE -- Emisividad de la superficie (ver TABLA 5)
EA % Exceso de aire[H] % Porcentaje en peso de hidrógeno contenido en el combustible
[H2O] % Porcentaje en peso de agua contenido en el combustible
h1 kJ/kg Entalpía del fluido de trabajo, tomada al ingreso de la calderah2 kJ/kg Entalpía del fluido de trabajo, tomada a la salida de la caldera
hcf kW/m2 °C Coeficiente de convección de la superficie exterior de la caldera, que cubre al fluido de trabajo
hcg kW/m2°C Coeficiente de convección de la superficie exterior de la caldera, que cubre a los gases de combustión
k - Constante de Siegert, utilizada en el cálculo del porcentaje de calor perdido en los gases secos
k1 - Constante utilizada en el cálculo del porcentaje de calor perdido por inquemados gaseosos
mf kg/s Flujo de masa del fluido de trabajo que sale de la caldera
mc kg/s Flujo de masa del combustible
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TABLA 4 - Lista de símbolos utilizados (continuación)
SIMBOLO UNIDAD DESCRIPCIÓN
P1 % Calor perdido por la entalpía de los gases de escape secos,expresado en porcentaje
P2 % Calor perdido por la entalpía del vapor de agua en los gasesde escape, expresado en porcentaje
P3 % Calor perdido por inquemados gaseosos, expresado enporcentaje
P4 % Calor perdido por inquemados sólidos, expresado enporcentaje
P5 % Calor perdido por convección, expresado en porcentajeP6 % Calor perdido por radiación, expresado en porcentaje
PCS kJ/kg Poder calorífico superior del combustible
Qa kW Calor absorbido por unidad de tiempo
Qc kW Calor de combustión por unidad de tiempo
Qp kW Calor perdido por unidad de tiempo
Qp1 kW Calor perdido en los gases de escape secos, por unidad detiempo
Qp2 kW Calor perdido por la entalpía del vapor de agua en los gasesde escape, por unidad de tiempo
Qp3 kW Calor perdido por inquemados gaseosos, por unidad detiempo
Qp4 kW Calor perdido por inquemados sólidos, por unidad de tiempoQp5 kW Calor perdido por convección, por unidad de tiempoQp6 kW Calor perdido por radiación, por unidad de tiempo
qrf kW/m2 Flujo de calor radiante en la superficie exterior de la caldera,que cubre al fluido de trabajo
qrg kW/m2 Flujo de calor radiante en la superficie exterior de la caldera,que cubre a los gases de combustión
Ta °C Temperatura ambiental o del aire de ingreso al quemadorTc °C Temperatura del combustible al ingreso del quemadorTg °C Temperatura de gases a la salida de la chimeneaTsf °C Temperatura de la superficie exterior de la caldera, que cubre al fluido
de trabajoTsg °C Temperatura de la superficie exterior de la caldera, que cubre a los
gases de combustión
v m/s Velocidad del viento alrededor de la caldera
Wc kW Potencia de la caldera
71
TABLA 5
72
Aluminio: Placa muy pulida, 98.3% de pureza 440-1070 0.039-0.057 Lámina comercial 212 0.09 Muy oxidado 299-940 0.20-0.31Latón : Muy pulido: 73.2% Cu, 26.7% Zn 476-674 0.028-0.031 62.4% Cu, 36.8% Zn, 0.4% Pb, 0.3% Al 494-710 0.033-0.037 82.9% Cu, 17.0% Zn 530 0.030 Laminado en duro, pulido, con marcas de la dirección del pulido visibles 70 0.038 Placa de acabado mate 120-660 0.22Hierro y acero (no incluidos los inoxidables): Acero pulido 212 0.066 Hierro pulido 800-1880 0.14-0.38 Hierro fundido, recién torneado 72 0.44 Hierro fundido, torneado y posteriormente 1620-1810 0.60-0.70 Acero dulce 450-1950 0.20-0.32Superficies oxidadas: Placa de hierro sometida a decapado y oxidada 68 0.61 Hierro con superficie gris oscura 212 0.31 Hierro en lingote áspero 1700-2040 0.87-0.95 Lámina de acero con capa de óxido fuerte y áspera 75 0.80Aceros inoxidables: Pulidos 212 0.074 Tipo 301 450-1725 0.54-0.63
Pintura, lacas y barnices : Esmalte blanco nieve sobre placa de hierro áspera 73 0.906 Laca negra brillante (shellac) sobre hierro 76 0.875 Laca negra brillante sobre lámina de hierro 70 0.821 Laca negra mate (shellac) 170-295 0.91 Laca negra o blanca 100-200 0.80-0.95 Laca negra lisa 100-200 0.96-0.98Pintura de aluminio 0.52
Fuente : H.C. Hottel - Heat Transmission - 3° ed. - 1954
EMISIVIDAD DE SUPERFICIESRefractarios, materiales de construcción, pinturas y otros materiales
Superficie Temp, °F Emisividad
EMISIVIDAD DE SUPERFICIESMetales y sus óxidos
Superficie Temp, °F Emisividad
7.3 Factores de conversión y fórmulas útiles
PRODUCCIÓN DE VAPOR EN BASE A POTENCIA NOMINAL
Se define como BHP (Boiler Horse Power) como la potencia necesaria para evaporar 34.5 Lb/h de agua a una temperatura de 100 °C y a la presión atmosférica. Dado que el agua dentro de la caldera está en realidad a otras condiciones diferentes de las anteriores (p.ej. a 100 psig el agua está a unos 170°C) , entonces para calcular la producción real de vapor se usa la siguiente fórmula:
W = 34.5 . BHP . 970.3 / (hg – hf)
W = producción real de vapor (Lb/h)BHP = potencia nominal de la calderahg = entalpía del vapor saturado a la presión de trabajo de la caldera (Btu/Lb)hf = entalpía del agua a la temperatura de alimentación a la caldera (Btu/Lb)
EMISIONES DE GASES
Para convertir una concentración de un contaminante medido en ppm (partes por millón en volumen) a mg/Nm3 (miligramos por metro cúbico normal), se usa las siguientes formulas
CO (mg/Nm3) = CO (ppm) . 1.25
NOx (mg/Nm3) = NOx (ppm) . 2.05
SO2 (mg/Nm3) = SO2 (ppm) . 2.86
Nota : N se refiere al gas en condiciones normales de presión y temperatura, esto es 1 atmósfera y 0°C.
FACTORES DE CONVERSIÓN IMPORTANTES
1 Lb = 0.4536 kg1 Btu = 0.252 kcal1 kcal = 4.184 kJ1 gal = 3.785 Lt1% = 10000 ppm1 bar = 14.696 psi1 kg/cm2 = 14.22 psi
EQUIVALENCIAS
30 BHP = 1 Millón Btu/h120 BHP = 1 Millón kcal/h28,5 BHP = 1 GJ/h
FORMULAS DE CONVERSIÓN
°C = (°F – 32) / 1.8
°F = 1.8 . °C + 32
API = 141.5/GE60°F - 131.5
73
8 Bibliografía
1. Dyer, D. Boiler Efficiency Improvement. Boiler Efficiency Institute. Auburn, 1995.
2. Spirax Sarco, Catalogo Condensado. Spirax Sarco Inc. 1990.
3. Dyer, D. Adjusting Boilers for High Efficiency. Boiler Efficiency Institute. Auburn, 1995.
4. Boiler Efficiency Institute, Boiler Efficiency Improvement. Auburn, 1995.
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6. Eficiencia de Calderas. Alberto Plauchú. México, 1995.
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http://www.eere.energy.gov/industry/)
8. Fotos: http://www.superboiler.com/
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