Presentación de generación de vapor especialización

1
Sección 6
Optimización de sistemas de vapor -
Generación
Mejora de la eficiencia de las calderas
Gestión de la purga
Recuperación de la energía de la purga
Economizadores de agua de alimentación
Precalentadores del aire de combustión
Control del aire en exceso
Cambio de combustible
Ejercicios prácticos

2
Optimización de sistemas de vapor - Generación
Generación Fuente: US DOE ITP Steam BestPractices Program

3
Pérdidas de la caldera
Gases del
escape
Cenizas de fondo
Salida de vapor
Entrada de agua de alimentación
Combustible y
aire
Combustión y
Temperatura
Cenizas volantes
Purga
Radiación y
convección
Fuente: US DOE ITP Steam BestPractices Program

4
 La eficiencia de la caldera se puede determinar también de manera
indirecta, determinando la magnitud de las pérdidas
• En general, las pérdidas principales son:
• Pérdidas de la carcasa
• Pérdidas de la purga
• Pérdidas de la chimenea
other
stack
blowdown
shell
boiler
boiler Perdidas













100
100
Eficiencia de la caldera

5
Pérdidas de la carcasa
 Las pérdidas absolutas por radiación y convección a plena carga son, en
general:
• Menores al 1,0 % en las calderas de tubos de agua
• Menores al 0,5 % en las calderas de tubos de humo
 El porcentaje de las pérdidas relativas de la carcasa aumenta a medida que
la carga de la caldera disminuye, porque la magnitud de las pérdidas
absolutas de la carcasa es, en esencia, constante
• Si las pérdidas de la carcasa a plena carga son de ~0,5 %, a un cuarto
de carga serán de ~2.0 %
• La principal oportunidad en esta área consiste en reducir la cantidad
de calderas en operación para reducir así el total de pérdidas de la
carcasa del sitio
• Debe tenerse en cuenta el impacto de las pérdidas de la chimenea
 La reducción de la demanda de vapor NO producirá ningún cambio en las
pérdidas absolutas de la carcasa... ¡a menos que se apague la caldera!

6
Puntos más importantes / Acciones
recomendadas
1. Busque los "puntos calientes"
2. Mida las temperaturas de la superficie de la caldera
• Termografía infrarroja
• La temperatura típica de la superficie debería oscilar entre
55 °C y 70 °C
3. Repare el material refractario
4. Vigile el buen estado del plaqueado de la superficie
5. La reducción de la carga de la caldera puede ser una
oportunidad
• Minimice la cantidad de calderas en funcionamiento

7
 La calidad del agua debe mejorar a medida que la presión de vapor aumenta
 La mayoría de las instalaciones necesitan como mínimo ablandar el agua de
reposición
 Es posible que los sistema de alta presión necesiten desalcalinizar o
desmineralizar el agua de reposición, o hacerle un tratamiento de ósmosis
inversa
 Los sistemas con agua de alta calidad pueden tener una purga menor al 1 %
• Los sistemas con agua de baja calidad pueden tener una purga de
hasta el 10 %
 Por otra parte, la recuperación de condensado suele disminuir la tasa de
purga

8
 La cantidad de purga depende principalmente de:
• la calidad del agua
• la presión operativa de la caldera
 En general, la gestión de la purga adopta las siguientes formas:
• mejora de la calidad del agua de reposición
• mejora del control de la purga
• recuperación de calor
• incremento de la recuperación de condensado
 La gestión de la purga comienza con las mediciones
• por lo general, la cantidad de purga se estima a partir del análisis
químico del agua de la caldera

9
Opciones de ahorro de energía de la purga
 Reducir la purga de la caldera
• así se reduce proporcionalmente la energía de la corriente de purga
• pero para eso hay que mejorar la calidad del agua significativamente
• consideraciones económicas
• consideraciones relativas a la infraestructura
 Implementación de equipos de recuperación de energía
• capturar casi toda la energía de la purga
• sin impacto sobre el tratamiento del agua, lo que puede ser conveniente
• hay que tener en cuenta los efectos en el sistema, sobre todo en las
plantas de cogeneración
 Una combinación de las opciones anteriores

10
Control de la purga
 El control principal de la purga continua se basa
normalmente en la conductividad del agua de la caldera
 Se deben hacer análisis específicos para conocer la
conductividad de la calidad del agua real

11
Control de la purga
Salida de vapor
Combustible
y aire
Gases del escape
Sensor de
conductividad

12
Pérdidas de la purga
 Si se modifica la cantidad de purga de todas las calderas, se
obtendrá una reducción del consumo del combustible de mayor
impacto
 El análisis económico necesita varios modelos, cada uno con un
combustible distinto
• El costo de una mezcla de combustibles nos da una buena
estimación aproximada
 Por lo general, el aumento del retorno de condensado permite
reducir la tasa de purga

0-300 psi
AGUA
Fe: 0.1 ppm
Cu: 0.05 ppm
Dureza: 1 ppm máxima
Oxigeno: 0.007 ppm
Vapor
SÓLIDOS TOTALES: 3500 ppm
ALCALINIDAD TOTAL (CaCO3): 700 ppm
SÓLIDOS SUSPENDIDOS: 300 ppm
SÍLICE: 125 ppm
CONDUCTIVIDAD: 7000 mhos/cm.
0.02 - 0.03 ppm
de sílice
CALIDAD DEL AGUA DE CALDERAS

Ejemplo de resultados
Manual, por recomendación semanal o
quincenal Automático, muestreo periódico

18
Proyecto 4 del SSAT - Reducción de la purga de la caldera
 La purga depende de la calidad
del agua
 ¿Qué cosas nos permiten
reducir la purga de la caldera?
• Agua de alimentación más
limpia
• Incremento del retorno
de condensado
• Acondicionamiento
adicional del agua de
reposición
• Purificación del
condensado
• Cambio en el
tratamiento del agua
• Purga continua en lugar de
intermitente
Gases del escape
Purga de
superficie
(continua o
intermitente)
Purga de fondo
(intermitente)

19
Reducción de la purga de la caldera
 Use el modelo del sistema de tres cabezales para
cuantificar el impacto económico total de reducir la purga
de la caldera del 5 al 2 %
 Esta reducción de la purga es posible si se mejora
(actualiza) el sistema de tratamiento del agua

20
Emissions t/y
CO2 N/A
SO2 N/A
NOx N/A
Blowdown
User Defined Fuel 7.9 t/h
150.1 t/h
375 C
100% dry
eff = 85%
134980 kW
10.5 t/h
Boiler
Emissions klb/yr
CO2 N/A
SO2 N/A
NOx N/A
Blowdown
User Defined Fuel 3.1 t/h
149.5 t/h
375 C
100% dry
eff = 85%
133577 kW
10.3 t/h
Boiler
Base Model
Projects Model

21
Cost Summary ($ '000s/yr)
Power Cost 0.0%
Fuel Cost 1.0%
Make-Up Water Cost 6.6%
Total Cost (in $ '000s/yr) 1.0%
On-Site Emissions
CO2 Emissions N/A
SOx Emissions N/A
NOx Emissions N/A
Power Station Emissions
CO2 Emissions -
SOx Emissions -
NOx Emissions -
Note - Calculates the impact of the change in site power import on emissions from an external power station. Total reduction values are for site + power station
Utility Balance
Power Generation -
Power Import 0.0%
Total Site Electrical Demand -
Boiler Duty 1.0%
Fuel Type -
Fuel Consumption 10.5 t/h 10.3 t/h 0.2 t/h 1.9%
User Defined Fuel User Defined Fuel -
6998 kW 6998 kW -
134980 kW 133577 kW 1403 kW
1998 kW 1998 kW -
5000 kW 5000 kW 0 kW
0 t/yr N/A
Current Operation After Projects Reduction
Reduction After Projects
0 t/yr N/A
0 t/yr N/A
Total Reduction
N/A N/A N/A
N/A N/A N/A
Current Operation After Projects
N/A N/A
393 28
62,655 62,026 629
Steam System Assessment Tool
3 Header Model
Results Summary
SSAT 3 Header Experts Training Example
4,380 4,380 0
Model Status : OK
Reduction
Reduction
N/A
57,854 57,253 601
421
Power Cost 0.0%
Fuel Cost 1.0%
On-Site Emissions
CO2 Emissions N/A
SOx Emissions N/A
NOx Emissions N/A
CO2 Emissions -
SOx Emissions -
NOx Emissions -
Utility Balance
Power Generation -
Power Import 0.0%
Boiler Duty 1.0%
Fuel Type -
Fuel Consumption 10.5 t/h 10.3 t/h 0.2 t/h 1.9%
Boiler Steam Flow 0.4%
Fuel Cost (in $/MWh) -
Power Cost (as $/MWh) -
Make-Up Water Flow 6.6%
73 m3/h 68 m3/h 5 m3/h
48.93 48.93 -
100.00 100.00 -
User Defined Fuel User Defined Fuel -
150.1 t/h 149.5 t/h 0.6 t/h
6998 kW 6998 kW -
134980 kW 133577 kW 1403 kW
1998 kW 1998 kW -
5000 kW 5000 kW 0 kW
0 t/yr N/A
Current Operation After Projects Reduction
0 t/yr N/A
0 t/yr N/A
Total Reduction
N/A N/A N/A
N/A N/A N/A
N/A N/A
393 28
62,655 62,026 629
SSAT 3 Header Experts Training Example
4,380 4,380 0
Model Status : OK
Reduction
Reduction
N/A
57,854 57,253 601
421

22
Gases del escape
Salida de vapor
Combustible
y aire
Al sistema de
vapor de baja
presión
Líquido
Agua de reposición
Vapor
Purga de líquido
a alta presión
Vasija de
evaporación
súbita de
baja presión

23
Agua de
reposición
Purga de la
caldera
Al sistema de
vapor de baja
presión
Nivel
de
control
T1 T2
T4
T3
2 bares
 Agregar un tanque de evaporación
súbita de la purga
 Agregar un intercambiador de
recuperación de calor
Proyectos 5 y 12 del SSAT

A modo de aplicación práctica, hemos preparado el
siguiente ejemplo, que representa condiciones
reales.
• Capacidad total calderas : 40 ton/h
• Factor de carga de calderas : 85%
• Presión de trabajo : 10 barg
• Rendimiento promedio de las calderas : 80%
sobre PCS
• Combustible : Petróleo N°6
• PCS : 10225 kCal/kg
• Presión de trabajo desaireador : 0.1 barg
• Horas de funcionamiento al año : 3500 horas
• Recuperación de condensado : 50%
• Ciclos de concentración : 10
Condiciones de operación y ahorros
Sobre la base de los antecedentes anteriores hemos determinado que el flujo
de purga es de 3.8 ton/h a una temperatura de 184°C y corresponde al 11.1
% de la producción de vapor.
La cantidad de vapor flash generado es de 592 kg/h, equivalente a un 15.6 %
del vapor utilizado por el desaireador y un 15.7 % de agua de la purga.
La fracción de la purga que no se transforma en vapor flash (84.3 %),
corresponde a condensado a 102°C, que puede ser enfriado hasta 35°C,
transfiriendo este calor al agua de reposición (20.8 ton/h), calentándola
desde 15°C hasta 25.3°C.
El hecho de alimentar el agua de reposición a una mayor temperatura al
desaireador, permite reducir en 449 Kg/h, equivalente a un 11.8 %, el
consumo de vapor de alta presión de este equipo.
Este ahorro de vapor en el desaireador se traduce en una reducción
en el consumo de petróleo de 250 ton por año, lo que equivale a un
2.95 % del consumo de combustible.
Evaluación económica
Se consideran los siguientes costos:
• Costo petróleo : 200 pesos/kg
• Tasa de cambio : 520 pesos/USD.
La inversión considerada en la evaluación económica presentada
en Tabla 1 contempla el sistema de recuperación de calor de
purgas, los materiales y la mano de obra, requeridos para su
incorporación a la planta térmica del ejemplo.
El mayor costo de operación de la bomba de alimentación, debido
a las mayores pérdidas de carga del sistema, es despreciable
frente al ahorro de combustible obtenido.
•Tiempo de retorno : 5 meses
• Valor actual neto : 455 000 USD
• TIR : 208%.

27
Proyectos 5 y 12 - Recuperación de la energía de
la purga de la caldera
0.0 t/h
30 C To LP Blowdown
0 kW Make-up 7.9 t/h
72.9 t/h
20 C 0.0 t/h
0.0 t/h
226 C
7.9 t/h 7.9 t/h 7.9 t/h
1.5 t/h
30 C To LP Blowdown
764 kW Make-up 7.8 t/h
71.4 t/h
29 C 20 C 7.8 t/h
6.3 t/h
134 C
0.0 t/h 6.3 t/h 0.0 t/h
Base Model
Projects Model

28
Recuperacion de calor en la Purga

29
Agua de
reposición
Purga de la
caldera
Al sistema de
vapor de baja
presión
Nivel
de
control
T1 T2
T4
T3
2 bares
 1.5% de la energía del combustible
 Impacto del combustible ~$
943,000/año
• Esta perdida puede ser
eliminada
Energía recuperada en la purga

30
Purga / intercambiador de calor del
agua de reposición
Tanque de evaporación súbita de la
purga

31
Cuidado del intercambiador de calor
 La corriente de la purga tiene un potencial de incrustaciones
significativo (inclusive en ambientes refrigerados)
 Una buena opción son los intercambiadores de calor de co-corriente
 Es necesario que haya una forma de limpiar la superficies de
transferencia de calor de los intercambiadores de calor de la purga
• de tubo rectos con purga del lado del tubo
• de placa y armazón
Agua de reposición
T1
T2
T4
T3
Purga
líquida

32
Cambio de la purga con recuperación de calor
 El impacto de la reducción de la purga se minimiza si hay
un equipo de recuperación del calor de la purga
 Se puede aumentar la tasa de purga para proteger la caldera sin
que repercuta significativamente sobre los costos energéticos del
sitio

33
Puntos más importantes / Acciones recomendadas
1. Estime la cantidad de purga a partir de la conductividad
del agua de la caldera y del agua de alimentación
2. Cuantifique las pérdidas de energía a nivel de la
caldera y del sistema causadas por la purga
3. Evalúe qué pasa si se instala un controlador
automático de purga
4. Evalúe e instale un equipo de recuperación de vapor
evaporado súbitamente y de calor
5. Trabaje en colaboración con los químicos del agua
de la planta para mantener y gestionar una purga
adecuada

34
Pérdidas de la chimenea
 Las pérdidas de la chimenea son las
pérdidas mayores de las calderas
 Las pérdidas de la chimenea se
componen de dos partes y se definen
como
• Pérdidas de temperatura
• Pérdidas de la combustión
 El análisis de la combustión es el método
que se usa en general para determinar las
pérdidas de la chimenea

35
Proyectos de mejora de la eficiencia de las calderas
 La eficiencia de la caldera del SSAT depende principalmente de las
• En el mundo real, la eficiencia de la caldera depende
principalmente de las pérdidas de la chimenea
• Factores principales de las pérdidas de la chimenea
• Temperatura del escape
• Aire en exceso [%]

36
Pérdida de temperatura de los gases de la combustión
 En los gases de combustión hay una cantidad significativa de energía
• La temperatura de los gases de combustión indica el contenido de energía
 Los factores más habituales que influyen sobre la temperatura de los gases de
la combustión son:
• Diseño de la caldera
• Combustible
• Presencia de equipos de recuperación de calor
• economizadores de agua de alimentación
• precalentadores del aire de combustión
• Desvío de algún componente de los gases de la combustión - conductos
especiales
• Incrustaciones en los tubos de humos o de agua
• Carga de la caldera

37
Componentes de la recuperación de energía
 Los economizadores de agua de alimentación recuperan la energía
de los gases de la combustión y la transfieren al agua de
alimentación de la caldera a través de un intercambiador de calor
 Los precalentadores del aire de combustión recuperan la energía
de los gases de la combustión y lo transfieren al aire de combustión
• Las calderas con combustible sólido suelen tener estos
componentes que facilitan la combustión secando el
combustible

38
Límites de la temperatura de los gases de la combustión
 La temperatura de los gases de la combustión se mantiene por arriba
del punto de rocío de los componentes ácidos
• Los combustibles que contienen azufre producen ácido sulfúrico
• Todos los hidrocarburos producen ácido carbónico
50
100
150
200
Temperatura
[°C]
0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0
Contenido de azufre del combustible [% masa]
Temperatura mínima recomendada del agua de
alimentación (que entra al economizador)
Punto de rocío del ácido

39
Economizadores de condensación
 Los economizadores de condensación pueden mejorar la eficiencia de la
caldera en más de un 10 % en comparación con las calderas
convencionales
• La temperatura final de los gases de la combustión puede acercarse a
los 25 °C
• Es posible calentar corrientes hasta los 90 ºC con unidades indirectas
• Las unidades directas pueden calentar las corrientes hasta los 70 ºC
• Se recupera una cantidad significativa de energía a una temperatura
relativamente baja
• Este equipo es únicamente para combustibles limpios
• gas metano
• fuel oil liviano

40
Carga de la caldera
 Por lo general, la temperatura de escape de los gases de la
combustión aumenta a medida que la caldera produce más vapor
200
250
275
Temperatura
de
salida
de
los
gases
de
combustión
[ºC]
50 60 100 110
Carga de la caldera [% de carga total]
225
70 80 90

41
Problemas de incrustaciones
 Las incrustaciones en los tubos de humo se
solucionan con soplado de hollín y con limpiezas
periódicas previa desconexión del tubo
• El soplado de hollín es muy importante si la
combustión es con combustibles sólidos o con fuel
oil pesado
 Por lo general, las incrustaciones en los tubos de
agua (sarro) se solucionan tratando el agua
• Si hay eventos significativos, deben corregirse con
una limpieza química o con un chorro de agua
Salida de vapor
Combustible y
aire
Gases del escape

42
Oportunidades habituales de reducción de las
 Remover las incrustaciones de los tubos de humo
• Soplado de hollín
• Limpieza previa desconexión
 Remover las incrustaciones de los tubos de agua
• Prevención
• Limpieza con chorro de alta presión
• Limpieza química
 Reparación de las fallas de los componentes internos
 Instalación de equipo de recuperación del calor

43
Sistema de vapor
Caldera número 1
Carbón
Purga Electricidad comprada
Purga Purga
Condensado del proceso
Agua de reposición
Condensado de la turbina
Descarga al desagüe
Venteo
Caldera número 2
Fuel oil pesado (HFO)
Caldera número 3
Gas metano
Demanda eléctrica del
sitio
Indica la instalación de un caudalímetro
Demanda de vapor del
proceso de AP

44
Reducción de las pérdidas de la chimenea: ejemplo
Salida de
vapor 375 ºC
Combustible
Gases del escape
200 ºC
Aire
La capacidad de la
caldera es de 30 Tph
La carga operativa
actual es de 20 Tph
El contenido de oxígeno en los
gases de la combustión es de 5 %
Combustible: gas metano
Costo: $ 7,712,000/año
Gases del escape
200 ºC

45
Reducción de las pérdidas de la chimenea: ejemplo
Gases del escape
160 ºC
Salida de
vapor 375 ºC
Combustible
Aire
El contenido de oxígeno en los
gases de la combustión es de 5 %
Gases del escape
200 ºC
La capacidad de la
La carga operativa actual
es de 20 Tph
Combustible: Gas metano
Costo: $ 7,712,000/año

46
Análisis de los ahorros
en donde,
η1 y η2 representan la eficiencia operativa de la caldera
actual y de la nueva
Esteam representa la energía transferida a la caldera para
producir vapor
 
 
h
h
m
E fw
s
steam
steam
savings


























2
1
2
1
1
1
1
1

47
en donde,
Efuel 1 representa la energía de entrada proveniente del
combustible actual
Kfuel 1 representa el costo de la energía de entrada del
combustible actual
K
E
E
fuel
savings
fuel
steam
savings
1
2
1
1
2
1
1
2
1
1
1
1








































48
Pérdidas de la chimenea - gas metano (gas natural) en el SSAT
 La tabla de las pérdidas de la chimenea está hecha para una cantidad de
combustibles no quemados despreciable y sin condensación
Referencia: Modelo de combustión desarrollado por Greg Harrell, Ph.D. , P.
E.
Stack Gas Temperature (°F) 200 °C
Ambient Temperature (°F) 20 °C
Stack Gas Oxygen Content (%) 5 %
Note: Stack gas oxygen content is expressed on a molar or volumetric basis
Natural Gas 18.3 %
Input Data
Stack Temperature - Ambient Temperature = 180°C
Results
Estimated Stack Losses for each of the default fuels are as follows:
 Eficiencia de la combustión del modelo básico = 100 - 18,3 = 81,7 %

49
 La tabla de las pérdidas de la chimenea está hecha para una cantidad de
combustibles no quemados despreciable y sin condensación
E.
 Eficiencia de la combustión del modelo del proyecto = 100 - 16,3 = 83,7 %
Natural Gas 16.3 %
Input Data
Results

50
 El análisis del SSAT indica la misma oportunidad de ahorros
 Hay que tener en cuenta la corrosión y la carga de la caldera
 De acuerdo con el análisis, la instalación de un economizador de
agua tendrá probablemente una amortización simple menor a un 1,0
año

51
Proyecto 3 del SSAT - Proyecto de mejora
de la eficiencia
Do you wish to specify a new boiler efficiency?
Note: An example use of this project option is to model the effect of installing an economizer by increasing the efficiency
 If yes, enter new boiler efficiency (%) 83.68487 % 
Note: Typical Best Practice boiler efficiency for Natural Gas is 85%
Project 3 - Change Boiler Efficiency
Existing Efficiency : 81.7%
Yes

52
Proyecto 3 del SSAT - Proyecto de
mejora de la eficiencia
Power Cost N/A
Fuel Cost 2.4%
On-Site Emissions
CO2 Emissions 2.4%
SOx Emissions N/A
NOx Emissions 2.4%
CO2 Emissions -
SOx Emissions -
NOx Emissions -
Utility Balance
Power Generation -
Power Import N/A
Boiler Duty 2.4%
Fuel Type -
Fuel Consumption 451952.2 Nm3/h 441232.6 Nm3/h 10719.6 Nm3/h 2.4%
Boiler Steam Flow 0.0%
Fuel Cost (in $/MWh) -
Power Cost (as $/MWh) -
Make-Up Water Flow 0.0%
0.0 t/h
-
-
0 m3/h
0 kW
-
430 kW
-
678 t/yr
0 t/yr
1 t/yr
-
0
338
0
338
678 t/yr
0 t/yr
1 t/yr
100.00
10 m3/h
89.68
100.00
10 m3/h
0 kW
0 kW
0 kW
17713 kW
Natural Gas
20.0 t/h
89.68
0 kW
18143 kW
Natural Gas
20.0 t/h
0 kW
0 kW
0 t/yr
0 t/yr
0 t/yr
After Projects
27903 t/yr
0 t/yr
55 t/yr
Current Operation
28581 t/yr
0 t/yr
57 t/yr
59
14,312
0
13,915
59
13,974
0
14,253
Press this button if margin
cost is not shown
SSAT 1 Header Metric Model for Methane Gas Boiler
Reduction
Model Status : OK
Reduction
Total Reduction
Reduction

53
Advertencias y proyectos seleccionados
 Verifique el estado del modelo en todos los casos
• estado de Excel en la parte inferior de la pantalla
• página Model
• página Projects Model
• página Results
 Siempre mire la lista de advertencias de la página Results
 Verifique la lista de proyectos seleccionados en todos los casos
 Siempre mire los dos venteos de baja presión

54
1. Vigile y registre la temperatura de los gases de la combustión
con respecto a:
 la carga de la caldera
 la temperatura ambiente
 el contenido de oxígeno de los gases de la combustión
2. Compare la temperatura de los gases de la combustión
con las condiciones operativas anteriores y similares
3. Mantenga los tubos de humo limpios
4. Mantenga una adecuada composición química del agua
5. Evalúe los ahorros potenciales del componente de
recuperación del calor

55
Oportunidad de control de la combustión
 La mejora del control de la combustión es con frecuencia una
oportunidad de gestión de la energía
 El control del aire en exceso (oxígeno en los gases de la combustión)
hasta niveles optimizados incrementa la eficiencia de la caldera
 Cuando se optimiza el aire en exceso hay que considerar varios
factores, pero los principales son:
• Combustible
• Mecanismo de control
• Reglamentos de emisiones

56
Análisis de la combustión
 En condiciones perfectas, el aire y el combustible se mezclarían
completamente y la combustión sería completa
• Cada molécula de combustible encontraría la cantidad de oxígeno
correcta para que la reacción de combustión continúe hasta
completarse
 En los procesos de combustión reales, el combustible y el oxígeno no
reaccionan perfectamente
 El CH4, CO e H2 que no reaccionaron son combustibles resultantes de
la combustión incompleta

57
Gestión de la combustión - Primer principio
 El CH4, CO e H2 que no reaccionaron dañan las operaciones de combustión
• Problemas de seguridad
• Cuestiones de salud
• Deterioro de la eficiencia
 La gestión de la combustión se empeña en evitar que haya combustibles que
no reaccionan, agregando oxígeno extra en la zona de combustión
• Este exceso de O2 que se agrega en la zona de combustión
básicamente elimina el combustible que no reacciona

58
Gestión de la combustión - Segundo principio
 El combustible calienta el oxígeno extra que se agregó para garantizar
la reacción completa, desde la temperatura ambiente hasta la
temperatura del gas del escape
 En la mayoría de los procesos de combustión, se usa aire como
fuente de oxígeno
• La energía del combustible calienta una gran cantidad de N2 de la
temperatura ambiente a la temperatura del gas del escape

59
Evaluación del mínimo de oxígeno
 Los límites mínimos de oxígeno se determinan midiendo los combustibles no
quemados
Combustibles no quemados
0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0
Oxígeno en los gases de la combustión [%]
Combustibles
no
quemados
[ppm]
0
20
40
60
80
100
120
140
160
7,0 8,0 9,0
No hay
mezclado o
baja
temperatura
de llama
Falta
oxigeno

60
Fundamentos de la Combustion
Para que cualquier combustible complete su combustion se requieren
las 3 siguientes condiciones.
Turbulencia, Temperatura & Time son las 3 ‘T’s escenciales
para la combustion
© 2016, VGA Engineering Consultants, Inc.
Fuel
Oxygen
Products of Combustion (Flue gas)
1. Necesita una buena Turbulencia, creando una mezcla de
Combustible y Oxígeno
2. La mezcla debe estar a la temperatura de ignición para la oxidación
3. La mezcla se queda suficiente Tiempo en la condición de ignición
para completar la reacción de oxidación

61
Métodos para quemar diferentes tipos de Combustibles
© 2016, VGA Engineering Consultants, Inc.
1. Los combustibles gaseosos se queman en los quemadores, que
crean remolinos y turbulencias que mezclan el combustible y el
oxígeno (aire), con una fuente de ignición inicial.
2. Los combustibles líquidos se rompen en pequeñas gotas (diminutas)
en el quemador que crean una mayor turbulencia al mezclar el
combustible y el oxígeno (aire) y también se les proporciona una
fuente de ignición inicial. La rotura de combustibles líquidos en
diminutas gotas en el quemador se llama atomización. La atomización
se puede lograr utilizando presión propia del combustible o asistida
por Steam o aire comprimido.
3. Combustibles sólidos, o bien podrían pulverizarse en polvo fino,
mezclarse con aire y quemarse como gas en un quemador,
o podría romperse en grumos de menor tamaño y quemarse en una
cama de poros calientes donde el oxígeno (aire) pasaría alrededor del
bulto, hasta que se queme por completo

62
0
1
2
3
4
5
6
-1 -0,5 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3
Eficiencia de la
caldera
% de Oxigeno
en el gas de
chimenea
Combustibles %
Rango de
operación
sugerido
Eficiencia de la Combustion – Relación de exceso de aire
© 1997 Armstrong Service Inc.
Fuel: Natural Gas
%
i
n
q
u
e
m
a
d
o
s
% O2
%
E
f
i
c
i
e
n
c
i
a

63
Estrategia de gestión de la combustión
 Es evidente que hay que controlar el aire en exceso (cantidad de
oxígeno) en el proceso de combustión
 Hay dos estrategias de control principales
• control posicional
• control automático de ajuste
 El aire de combustión se controla mediante:
• compuertas
• variadores de frecuencia
 El aire en exceso también se relaciona con la carga de la caldera
 También hay que controlar la presión de la zona de combustión
(cámara de combustión)

64
Control de posicionamiento
Salida de vapor
Agua de alimentación
Aire
Gases del escape
Combustible Presión de vapor
Control del
flujo de
combustible
Sensor del
oxígeno en los
gases de la
combustión
(medición
periódica)

65
Control automático de ajuste del O2
Salida de vapor
Agua de alimentación
Aire
Gases del escape
Combustible Presión de vapor
Controlador
de
combustión
Sensor de
oxígeno en los
gases de la
combustión [%]

66
Parámetros habituales de control del contenido
de oxígeno en los gases de la combustión
Parámetros habituales de control del contenido de oxígeno en los gases de la combustión
Combustible
Control automático
Contenido de O2 en los
gases de la combustión
Control de
posicionamiento
Contenido de O2 en los
gases de la combustión
Control automático
Aire en exceso
Control de
posicionamiento
Aire en exceso
Mín (%) Máx (%) Mín (%) Máx (%) Mín (%) Máx (%) Mín (%) Máx (%)
Gas natural 1,5 3,0 3,0 7,0 9 18 18 55
Fuel oil 2 2,0 3,0 3,0 7,0 11 18 18 55
Fuel oil 6 2,5 3,5 3,5 8,0 14 21 21 65
Carbón
pulverizado
2,5 4,0 4,0 7,0 14 25 25 50
Carbón de
carbonera
3,5 5,0 5,0 8,0 20 32 32 65

67
Reducción de las pérdidas de la chimenea (control
posicional): ejemplo
Salida de
vapor 375 ºC
Combustible
Gases de escape
200 ºC
Aire
La capacidad de la
es de 20 Tph
El contenido de oxígeno en
los gases de la combustión es
de 5 %
Costo: $ 6,748,000/año
Gases de escape
200 ºC

68
 La tabla de las pérdidas de la chimenea está hecha para una cantidad
despreciable de combustibles no quemados y sin condensación
E.
Natural Gas 18.3 %
Input Data
Results

69
Reducción de las pérdidas de la chimenea (control posicional):
ejemplo
Salida de
vapor
375 ºC
Combustible
Gases de escape
200 ºC
Aire
La capacidad de la
es de 20 Tph
los gases de la combustión
es de 6 %
Costo: $ 6,748,000/año
Gases de escape
200 ºC

70
de combustibles no quemados despreciable y sin condensación
E.
Natural Gas 18.9 %
Input Data
Results

71
en donde,
η1 y η2 representan la eficiencia operativa de la caldera
actual y de la nueva
Esteam representa la energía transferida a la caldera para
producir vapor
 
 
h
h
m
E fw
s
steam
steam
savings


























2
1
2
1
1
1
1
1

72
en donde,
Efuel 1 representa la energía de entrada proveniente del
combustible actual
Kfuel 1 representa el costo de la energía de entrada del
combustible actual
K
E
E
fuel
savings
fuel
steam
savings
1
2
1
1
2
1
1
2
1
1
1
1








































73
Ahorros de costos de energía = Costos operativos del caso básico– Costos operativos nuevos
Nueva puesta a punto del controlador posicional

74
Reducción de las pérdidas de la chimenea (control posicional):
ejemplo
Salida de
vapor
375 ºC
Combustible
Gases de escape
200 ºC
Aire
La capacidad de la
es de 20 Tph
es de 5 %
Costo: $ 6,748,000/año
Gases de escape
200 ºC

75
Referencia: Modelo de combustión desarrollado por Greg Harrell, Ph.D.
, P. E.
Natural Gas 18.3 %
Input Data
Results

76
Reducción de las pérdidas de la chimenea (controlador automático
de ajuste de O2): ejemplo
Salida de
vapor
375 ºC
Combustible
Gases de escape
200 ºC
Aire
La capacidad de la
es de 20 Tph
es de 3 %
Costo: $ 6,748,000/año
Gases de escape
200 ºC

77
Referencia: Modelo de combustión desarrollado por Greg Harrell, Ph.D. , P. E.
Natural Gas 17.4 %
Input Data
Results

78
Ahorros de costos de energía = Costos operativos del caso básico– Costos operativos nuevos
Instalación de un control automático del ajuste
del oxígeno

79
 Haga el análisis "Install Automatic Oxygen Trim Controller"
usando el modelo de un cabezal del SSAT - Proyecto 3
Influencia del exceso de aire en el costo de combustible
Exceso de aire = [O2/ (21-O2)]* Kfuel
Kfuel-costo del combustible
O2-% e oxigeno medido en gases en chimenea
En la medida que aumenta exceso de aire aumenta el costo
de combustible en la caldera

80

81
1. Principios de gestión de la combustión
 Agregue el oxígeno que haga falta para que todo el
combustible reaccione
 Minimice la cantidad de aire extra
 Vigile los combustibles no quemados, para identificar los
problemas
2. Mida el contenido de oxígeno en los gases del escape de la
caldera
3. Controle que el contenido de oxígeno permanezca entre el rango
mínimo y el máximo
 Control continuo - automático del ajuste de O2
 Control de posicionamiento
4. Plantee nuevamente el rango de control
 Actualice el control
 Haga una puesta a punto de la combustión

82
Cambio de combustible y optimización
del funcionamiento de la caldera

83
Cambio de combustible
 La selección del combustible puede generar reducciones
significativas de los costos operativos, gracias a las diferencias en
los costos energéticos y en las eficiencias de las calderas
• A veces, los costos de la energía y los gastos de mantenimiento
se compensan
• Las cuestiones ambientales están ligadas con la selección del
combustible.
• En general, la eficiencia del combustible es uno de los factores
que hay que tener en cuenta al cambiar de combustible
 Hay que evaluar cada aplicación de manera independiente. ¡No hay
una regla general!

84
Optimización del funcionamiento de la caldera
 Por lo general, se trata de un escenario muy común cuando hay
configuraciones con muchas calderas
 La optimización de la operación de las calderas puede adoptar varias formas
• Apagado de una caldera
• Reducción de las operaciones de la caldera más cara, desviando parte
de la carga a otras calderas más eficaces en función del costo
• Hay que tener en cuenta las estrategias de usar dos combustibles o de
hacer un contrato de cobertura de combustible
• Hay que tener en cuenta la fiabilidad del sistema
• Hay que evaluar el estado estacionario y el perfil dinámico de la carga
 Hay que evaluar cada aplicación de manera independiente. ¡No hay una
regla general!

85
Sistema de vapor
Caldera número 1
Carbón
Purga Electricidad
comprada
Purga Purga
Condensado del proceso
Agua de reposición
Condensado de la turbina
Descarga al desagüe
Venteo
Caldera número 2
Fuel oil pesado (HFO)
Caldera número 3
Gas metano
Demanda
eléctrica del sitio
Indica la instalación de un caudalímetro
Demanda de vapor
del proceso de AP

86
 Cuantifique el beneficio económico si se aumenta la producción de vapor en
1 Tph en la caldera de carbón (B1) y reduciéndola en la caldera de gas
natural
Condiciones del
vapor: 25 bares y
375 ºC
Combustible: Carbón
Costo del combustible: $
2,35/GJ
Capacidad de la caldera: 90
Tph
Producción de vapor: 65 Tph
Eficiencia de la caldera 85 %
Combustible: Carbón
2,35/GJ
Tph
Combustible: Gas Natural
12,95/GJ
Tph
Optimización del cambio de combustible y generación de vapor

87
Cálculo del cambio de combustible (1 Tph
desde B-3 a B-1)
Evaluación de pasar 1000 Kg/h de vapor a ser producido en la caldera de gas para ser
producido en la caldera de carbón que tiene diferente eficiencia y costo de combustible

88
Cálculo del cambio de combustible (1 Tph
con caldera de carbón)
N. B.: El análisis usa la eficiencia
directa de la caldera (o hay que
calcular la eficiencia indirecta)

89
Proyecto 2 del SSAT - Combustible alternativo
 El cambio de combustible es una actividad de gestión de energía habitual
 El proyecto 2 del SSAT permite
• que el usuario elija un combustible alternativo de la lista de combustibles
estándar
• ingresar el costo unitario de combustible
 En general, cuando se cambia el combustible, cambia la eficiencia de la caldera
• Las características del combustible repercuten en las pérdidas de la
chimenea
• Es posible que las características de la caldera cambien
• Es posible que la temperatura de los gases de la combustión aumente a
causa de las incrustaciones
• Es posible que el contenido de oxígeno de los gases de la combustión
cambie a causa de las características de la combustión
• Use el proyecto 3 del SSAT

90
Cambio del combustible del SSAT
 Hay que calcular el impacto económico
• Por medio de cálculos termodinámicos
• Usando el modelo del SSAT y activando los proyectos 2 y 3 con
la generación de vapor correcta como parámetro de mayor
impacto

91
Cambio de combustible - en el SSAT
 Impacto económico si se producen 20 Tph de vapor en la caldera de
gas metano en lugar de en la caldera de carbón
 Impacto económico si se producen 1 Tph de vapor en la caldera de
gas metano en lugar de en la caldera de carbón

92
Factores limitantes del cambio de combustible
 Reglamentaciones ambientales
 Almacenamiento y manipulación del combustible
 Capacidades de la caldera

93
1. Use el modelo del sistema de vapor basado en las leyes
de la termodinámica para cuantificar las oportunidades de
ahorros de energía y de costos
2. El cambio de combustible y las operaciones de la planta de
calderas son áreas excelentes para optimizar los sistemas de
vapor - si se aplican estrategias operativas óptimas, se pueden
lograr ahorros significativos
3. Hay que evaluar cada aplicación de manera
independiente. ¡No hay una regla general!

94
Generación - mejores prácticas habituales
 Minimizar el aire en exceso
 Instalar equipo de recuperación del calor
 Limpiar las superficies de transferencia de calor de la caldera
 Mejorar el tratamiento del agua para reducir la purga de la
caldera
 Recuperar energía de la purga de la caldera
 Agregar un refractario a la caldera (o repararlo)
 Minimizar la cantidad de calderas en funcionamiento
 Investigar el cambio de combustible
 Optimizar la tasa de venteo del desgasificador
Fuente: US DOE BestPractices Steam System Sourcebook

Presentación de generación de vapor especialización

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

Similar a Presentación de generación de vapor especialización

Similar a Presentación de generación de vapor especialización (20)

Último

Último (20)

Presentación de generación de vapor especialización