Eficiencia Energética en Generación y Distribución de Vapor

Transcripción

UPME
ELABORADO POR:
UNIVERSIDAD DEL ATLÁNTICO
GRUPO DE GESTIÓN EFICIENTE DE ENERGÍA, KAI:
DR. JUAN CARLOS CAMPOS AVELLA, INVESTIGADOR PRINCIPAL.
MSC. EDGAR LORA FIGUEROA, COINVESTIGADOR.
MSC. LOURDES MERIÑO STAND, COINVESTIGADOR.
MSC. IVÁN TOVAR OSPINO, COINVESTIGADOR.
ING. ALFREDO NAVARRO GÓMEZ, AUXILIAR DE INVESTIGACIÓN.
UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE OCCIDENTE
GRUPO DE INVESTIGACIÓN EN ENERGÍAS, GIEN:
MSC. ENRIQUE CIRO QUISPE OQUEÑA, COINVESTIGADOR.
MSC. JUAN RICARDO VIDAL MEDINA, COINVESTIGADOR.
MSC. YURI LÓPEZ CASTRILLÓN, COINVESTIGADOR.
ESP. ROSAURA CASTRILLÓN MENDOZA, COINVESTIGADOR.
ASESOR
MSC. OMAR PRIAS CAICEDO, COINVESTIGADOR.
UN PROYECTO DE LA UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO
ENERGÉTICA DE COLOMBIA (UPME) Y EL INSTITUTO
COLOMBIANO PARA EL DESARROLLO DE LA CIENCIA Y L A
TECNOLOGÍA. “FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS” (COLCIENCIAS).
CONTENIDO
Pág.
1. ANÁLISIS DE SISTEMA DE VAPOR……………………………………… 1
1.1 MEDICIONES Y PRUEBA DE COMBUSTIÓN EN LOS GENERADORES
DE VAPOR…………………………………………………………………… 1
1.2 PREPARACIÓN MEDICIONES……………………………………………….... 3
1.3 DIFERENTES OPCIONES DE PRUEBA……………………………………...... 3
1.4 INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN…………………………………………….... 8
1.5 TOMA DE MEDICIONES………………………………………….................. 8
1.5.1 Mediciones de Condiciones del Medio Ambiente….………………... 8
1.5.2 Generadores de Vapor…………………………….….………………... 9
1.5.3 Análisis de Gases…………………………….….………………........... 10
1.5.4 Flujo de Agua de Alimentación………….….….………………........... 11
1.5.5 Cantidad de Purga Continua.……………….….………………........... 11
1.5.6 Características del Combustible.………….….………………............. 12
1.5.7 Fugas en Trampas…………..……………….….………………........... 13
1.5.8 Mediciones en Superficies Calientes……….….………………...........13
1.6 CÁLCULOS DE LA EFICIENCIA DEL GENERADOR DE VAPOR……………….... 14
1.6.1 Método de Pérdidas de Calor……………….….………………........... 14
1.6.2 Método de Entradas y Salidas……….….……………….................... 15
1.7 FORMULARIO PARA CÁLCULOS…………………………………………....... 16
1.7.1 Cálculo de la Eficiencia……………….….……………….................... 16
1.7.2 Balance de Calor en el Generador de Vapor…………..................... 22
1.7.3 Vapor y Agua de Alimentación…………........................................... 23
1.7.4 Pérdidas en el Generador de Vapor…………................................... 24
1.8 EFICIENCIA MEDIA PESADA.……………………………………………….... 25
1.9 PÉRDIDA DE CALOR EN LÍNEAS Y TUBERÍAS……………………………....... 27
1.9.1 Cálculo de la Pérdida de Calor en Líneas (Tuberías)….………….... 27
1.9.2 Cálculo de la Pérdida de Calor en Tanques (Superficies Planas).... 28
1.10 PÉRDIDA DE CALOR EN TRAMPAS PARA VAPOR Y FUGAS……………....... 29
1.10.1 Trampas para Vapor…………………………………..….………….... 29
1.10.2 Fugas……………….…………………………………..….………….... 30
1.11 GUÍA DE MEDIDAS DE AHORRO DE ENERGÍA…………………………....... 32
1.12 PÉRDIDAS EN ACCESORIOS EN TUBERÍAS……………………………....... 35
_______________________________________________________________
EFICIENCIA ENERGÉTICA EN LA GENERACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DEL VAPOR
i
1. ANÁLISIS DE SISTEMAS DE VAPOR
El vapor de agua es uno de los medios de transmisión de calor de mayor
efectividad, y su fácil generación y manejo lo han situado como uno de los
servicios auxiliares más difundidos en la industria. En los diagnósticos energéticos,
se han encontrado grandes potenciales de ahorro en la generación y distribución
de vapor, que van desde 5 hasta 20% del consumo de combustible.
El presente documento contiene información base a ser empleada para evaluar
energética y económicamente el potencial existente en sistemas de generación y
distribución vapor. La información contenida se encuentra dividida en:
1. MEDICIONES. En la parte correspondiente a mediciones, se tratan de aspectos
básicos de instrumentación como las mediciones que son requeridas para
realizar evaluaciones, la forma de realizarlas y métodos alternativos para el
caso de que no se cuente con los instrumentos necesarios o con la
posibilidad de tomar la medición.
2. MÉTODOS DE CÁLCULO. Dada la aceptación a escala internacional del código
de pruebas de potencia de la American Society of Mechanical Engineers
(ASME PTC 4.1); este fue tomado como referencia para el cálculo de la
eficiencia en generadores de vapor, utilizando los métodos de pérdidas, y el
de entradas y salidas (Directo).
1.1 MEDICIONES Y PRUEBAS DE COMBUSTIÓN EN LOS GENERADORES DE VAPOR.
La medición en un diagnostico energético, es una etapa que, mediante la
instrumentación adecuada, experiencia, buen criterio, programación, análisis,
coordinación y planeación apropiadas, permite dar seguimiento al flujo y
distribución de energía en sus procesos de transformación y establecer un balance
en cada etapa y en cualquier tiempo.
Aún cuando las aplicaciones, usos finales, fuentes de pérdida y formas de la
energía son numerosas, conceptualmente los procesos siguen patrones bien
establecidos y sencillos en sus transformaciones de energía química – térmica –
mecánica – eléctrica.
Para la medición, se parte del conocimiento de los parámetros que intervienen en
cada etapa de transformación, de los efectos que el cambio produce en ellos y de
los patrones que siguen esos cambios.
La calidad del diagnóstico energético, y por lo tanto la efectividad de las medidas
que se recomienden, dependerá de la precisión, exactitud, forma y condiciones en
que las mediciones sean tomadas, por lo que habrá que cuidar la variación entre
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1
lecturas y para una serie de lecturas del mismo parámetro y bajo las mismas
condiciones, se esperarían valores similares, en caso contrario se deberán
analizar buscando el origen de la variación; mediciones de la misma variable y
bajo las mismas condiciones deberán mostrar valores con poca variación, en caso
contrario las lecturas deberán desecharse y se tendrán que repetir las mediciones
hasta obtener la precisión adecuada. Otro aspecto importante es el punto donde
se tomen las mediciones.
a. Propósito de las Pruebas y Mediciones. Las pruebas y mediciones tendrán
como objetivo, conocer el comportamiento energético de la unidad, por lo que
será importante y necesario representar o reproducir las condiciones y
régimen de operación que normalmente se tienen durante la mayor parte del
tiempo en servicio, en la unidad que se prueba.
Los parámetros principales a medir serán aquellos cuya influencia es
importante o determinante en los cálculos de eficiencia o rendimiento
energético de la caldera, y de éstos, aquellos con mayor exigencia en la
precisión serán los que en forma directa o en mayor proporción participen en
el cálculo de pérdidas.
b. Condiciones Deseables de Prueba. La campaña de mediciones y pruebas
nos presenta también la oportunidad de determinar, además del rendimiento
energético, la capacidad real de generación y la identificación de áreas de
mejora operativa o de factores limitantes para obtener la generación máxima
y óptima del generador de vapor, por lo que será recomendable revisar y de
preferencia comprobar que sean previstas en la planeación de campaña de
mediciones como mínimo las condiciones que se dan al final.
c. Pruebas a Diferente Régimen. Aún cuando sería deseable conocer el
comportamiento de una caldera en toda su gama de capacidades, esta
condición y las posibilidades prácticas de conseguirlo son poco comunes por
alguna, entre otras, de las siguientes razones:







Condiciones determinantes por demanda de usuarios principales del
vapor.
Perfil de carga constante.
Imposibilidad por deterioro o “derrateo” de la unidad para alcanzar su
capacidad nominal.
Problemas con sistemas o equipos auxiliares.
Ajustes o problemas de potencia del sistema de control.
Sobredimensionamiento de las unidades.
Diseño original inapropiado del generador de vapor.
_______________________________________________________________
2
1.2 PREPARACIÓN DE LAS MEDICIONES.
Se sugiere que previamente a la prueba en que se realizarán las mediciones, se
mantenga la carga del generador de vapor durante un lapso de una hora para que
los parámetros: presión, temperatura y flujo se estabilicen. A partir de los 30
minutos, se tomarán lecturas para verificar la estabilidad y en el caso de que ésta
se haya logrado, se procederá a iniciar la prueba.
Antes de realizar las pruebas y las mediciones correspondientes, es conveniente
realizar una inspección completa al sistema para verificar la operación de todos los
instrumentos, incluyendo los equipos portátiles. El equipo de trabajo dará
indicaciones al personal que participará en las mediciones y en la prueba. Con el
propósito de que todos los datos necesarios para el cálculo sean obtenidos.
Las pruebas se realizarán de ser posible, al 50% (carga baja), 75% (carga media)
y al 100 % (carga máxima de trabajo), de acuerdo al proceso productivo. Cada
prueba se realizará durante una hora y se tomarán mediciones cada 15 minutos,
las que se registrarán en los formatos correspondientes. Los valores medidos no
deben tener discrepancias mayores del 5% entre sí en cada prueba, pues de lo
contrario ésta tendrá que repetirse.
1.3 DIFERENTES OPCIONES DE PRUEBA.
La medición plantea un problema diferente para cada planta de acuerdo con el
servicio, las necesidades y la calidad requerida del vapor por los usuarios en
planta, sin embargo hay una serie de opciones o artificios que pueden ser
empleados por el consultor o ejecutor de las pruebas y de los cuales, sin que esto
sea limitativo, se exponen a continuación algunos.
1. Distribución de Carga. Las plantas que cuentan con más de una unidad en
disponibilidad; ya sea en servicios todos o con unidad en reserva tendrán
siempre posibilidades de operar con otras unidades para lograr el nivel
deseado en cada carga o régimen seleccionado para medición.
Esto particularmente resuelve los problemas de alta carga en el caso de la
reserva y de alta o baja carga en el caso de usar otras unidades en servicio.
Lo anterior sin embargo establece el concurso de varios condicionantes,
entre otros: que las calderas alimenten al mismo sistema, que operen a la
misma presión de trabajo, que no sean de capacidades muy distintas, etc.
2. Programación de Acuerdo con el Perfil de Carga Normal. Esta opción
normalmente requiere de un tiempo más amplio en la ejecución de la
campaña de mediciones ya que para tener representados diferentes niveles
de carga debe ajustarse al perfil de un período típico de operación que
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3
incluya los valores mínimo y máximo de carga en la planta y ese período
puede ser diario, semanal, mensual, etc.
3. Programa de Pruebas con Producción Programada. Si el perfil y procesos
normales de producción no permiten representar los niveles de carga en toda
la gama deseada, hay la posibilidad de convenir temporalmente y por mínimo
tiempo posible, algunas operaciones del proceso ya sea para desplazar una
operación respecto de otra o para hacerlas coincidir.
Lo anterior puede convenirse, en fechas, horas y duración, con los
responsables a cargo de producción y de áreas específicas de proceso y
permitirá realizar las pruebas en menor tiempo que en la opción anterior.
4. Variación del Régimen de Combustión Independientemente de la
Generación de Vapor. En muchos casos podrá realizarse la operación de
variar temporalmente el régimen de combustión de una caldera y realizar
mediciones de combustión a diferentes regímenes entre el mínimo y el
máximo independientemente de la generación de vapor instantánea.
Lo anterior es posible de acuerdo con los siguientes razonamientos:

La gran mayoría de las calderas industriales, medianas y pequeñas, en
capacidades de generación nominales de 500 CC y menores están
equipadas con sistemas de control de combustión tipo posicionador paralelo y control de dos posiciones y un elemento para el sistema de
agua de alimentación (o de nivel).

Las calderas tienen almacenamiento o inercia térmica que pueden
adecuadamente aprovechar por períodos cortos.

El control de agua de alimentación, por otro lado, opera en forma
independiente y únicamente obedece a señales de arranque y paro de la
bomba de alimentación, a través de señales de un interruptor en el casco
(envolvente - coraza - cuerpo) o domo de la caldera según el tipo.

En el caso de control de combustión, lo anterior significa, que para cada
valor de presión, dentro de la banda de desviaciones permisible del
control de presión de vapor, corresponde una posición angular del eje
maestro y para cada ángulo de la manivela de éste hay una posición fija
del mecanismo de leva/seguidor o manivela en la válvula de control,
según el tipo de combustible correspondiente con una posición fija de las
compuertas de registros y de regulación de aire.

Un buen número de calderas tienen controles de agua de alimentación de
dos posiciones (dentro-fuera) cuyas características e influencia en el
_______________________________________________________________
4
control de combustión pueden aprovecharse adecuadamente para estas
maniobras.

Esta configuración permite el operar por períodos cortos, el control de
combustión a diferente régimen de fuego independientemente que se
tenga alta o baja evaporación en la caldera.

Las calderas pueden operarse manualmente y conseguir una situación
favorable de combinación, presión de vapor-nivel de agua adecuada para
la operación por corto tiempo a un régimen de combustión distinto al de la
generación instantánea.

Además en calderas medianas y pequeñas la estabilidad en las
condiciones de combustión y análisis de gases puede lograrse en pocos
minutos, así como la temperatura con un factor de corrección que no
influye en la veracidad de los resultados.
Si se analizan los conceptos anteriores se entenderá que es relativamente fácil
operar manualmente, ya sea con desconexión de mecanismos maestros o sin
necesidad de éstos y lograr prácticamente cualquier nivel de régimen de
combustión, dentro de las capacidades del sistema, para obtener una información
completa de las unidades y lograr un diagnóstico adecuado.
Lo anterior se consigue variando manualmente el nivel o régimen de combustión
desde el tablero de control, cuando se tiene control manual remoto, o bien
desconectando el varillaje del servomotor de control de presión, que permita
operar manualmente el eje maestro al ángulo o posición que requiere el régimen
de combustión deseado.
Esta condición permite obtener mediciones confiables de combustión y análisis de
gases para cualquier condición de carga a prácticamente cualquier generación de
vapor y con bajo margen de error en la temperatura de gases. Lo anterior es más
cierto en las calderas de tubos de humo, las que por otras parte, permiten también
un margen en tiempo de estas condiciones de “carga ficticia” dada la mayor
relación de almacenamiento de agua a producción de vapor con respecto a las
calderas de tubos de agua.
En los casos de calderas con sistemas de control más elaborado como el
posicionador en serie, también se aplica lo anterior y cuando las calderas están
equipadas con control modulante de agua de alimentación, estas operaciones
también pueden realizarse con mayor precisión y seguridad.
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Tabla 1. Lista de Mediciones y Lugares Donde se van a Efectuar.
MEDICIÓN
LUGAR
MEDIO AM BIENTE
Área donde se localice el sistema de generación
 Temperatura ambiente de bulbo seco
 Temperatura ambiente de bulbo húmedo y distribución de vapor.
(Punto No. 9)
 Humedad relativa
 Presión barométrica
GENERADOR DE VAPOR
Chimenea
En algún lugar de la tubería, lo más cercano
posible al cuerpo de la caldera, para evitar que
 Análisis de gases
la medición se vea afectada por posibles
 Temperatura de gases de escape
infiltraciones de aire. (Punto No. 2,3 ó 4)
Agua de alimentación
En la instrumentación localizada a la descarga
de la bomba de agua de alimentación y en el
 Flujo
tanque de agua de alimentación.
 Temperatura
(Punto No. 1 ó 10)
 Presión
 Conductividad
Vapor
En la instrumentación localizada en el generador
de vapor, o en el cabezal de distribución de
 Flujo
vapor.
 Temperatura
(Punto No. 8)
 Presión
Combustible
En el tanque de día, a la descarga de la bomba
del combustible o en la caseta del suministro de
 Flujo
combustible. (Punto No. 6 u 7)
 Temperatura
Aire
En cuarto de máquinas. En el ducto de aire o a
la salida del calentador de aire. (Punto No. 5)
 Temperatura del aire a quemadores
T UBERÍA, T ANQUES Y DEPÓSITOS
Superficie o pared del equipo que se trate,
 Temperatura de superficie
En el cuerpo del equipo que se trate.
 Dimensiones del equipo o tubería
FUG AS
En el lugar donde se detecten.
 Diámetro de fuga
 Presión del vapor fugado
 Temperatura de la fuga
PURG AS
Cabezales de distribución o instrumentación
 Temperatura
localizada en tanques. (Punto No. 11)
 Presión
 Flujo
T RAM PAS DE VAPOR
Tubería antes de la trampa
 Sonido emitido por el flujo de vapor
 Sonido emitido por el flujo de Tubería de descarga de la trampa
En el cuerpo de la trampa de vapor
condensado
 Sonido emitido por falla del dispositivo
interno de la trampa de vapor.
 Temperaturas y presiones de trabajo
_______________________________________________________________
6
Figura 1. Diagrama Simplificado del Generador de Vapor.
Chimenea
Fuente
de calor
Ventilador de tiro inducido
4
Ventilador de
tiro forzado
9
Precalentador de aire
con vapor
Calent ador
de aire
3
Frontera del
generador de
vapor
Economizador
Soplador de hollìn o
servicios de vapor auxiliar
11
10
Agua de
alimentación
1
2
Purgas
Domo
Agua de atemperación
Sobrecalentador
8
Aire para combustión
Vapor principal
5
7
Quemador
6
Atemperador
Calentador de
combustible
líquido
Combustible
líquido
Combustible
gaseoso
_______________________________________________________________
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1.4 INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN.
Los principios básicos que la medición emplea son sencillos y sólidos, su
conocimiento es fundamental para interpretar con buen criterio los resultados que
se obtengan y el levantamiento en las plantas de industria media; puede requerir
algunos días de esfuerzo de buena ingeniería.
La selección del equipo apropiado para mediciones y el uso efectivo que se haga
de él, son muy importantes en el programa de conservación de energía y deben
considerarse en las etapas iniciales de éste. Para una adecuada selección del
equipo, tome en cuenta aspectos y condiciones reales de servicio, y considere los
siguientes factores:
a. Resistencia a la intemperie, temperatura, corrosión, abrasión al medio,
vibraciones e impacto en el uso normal del equipo.
b. Factibilidad de instalación, espacio requerido y necesidad de interrumpir el
proceso.
c. Fuente de energía y costos requeridos para su operación.
d. Costos iniciales de entrenamiento, refacciones y servicio.
e. Rango de valores medidos, protección contra variaciones súbitas.
f.
Generalmente la versatilidad y la efectividad tienen signos opuestos.
g. Precisión del aparato.
El conocimiento de fenómenos físicos y químicos; y el comportamiento de
materiales y fluidos, amplían el horizonte de posibilidades de medición y la gama
de habilidades de la instrumentación disponible.
1.5 TOMA DE MEDICIONES.
Es frecuente que los regímenes de energía no puedan ser medidos directamente y
se calculen a partir de mediciones de parámetros como presión, voltaje,
temperatura, amperaje, análisis u otros.
1.5.1 Mediciones de Condiciones del Medio Ambiente.
Se tomarán en el cuarto de máquinas junto al generador de vapor.

Temperatura de Bulbo Seco: Corresponde a la temperatura normal del
ambiente y es medida por un termómetro de bulbo o cualquier otro tipo.
_______________________________________________________________
8

Temperatura de Bulbo Húmedo: Corresponde a la temperatura medida por
un psicrómetro (termómetro similar al anterior pero con una mecha o algodón
mojado en la parte sensible por donde se hace circular aire del ambiente).

Humedad Relativa: Se determina con la temperatura de bulbo seco y
húmedo usando tablas psicrométricas o con un psicrómetro.

Presión Barométrica: Se determina con un barómetro, barómetro aneroide o
conociendo la elevación del lugar y consultando tablas.
Fórmula aproximada para determinar la presión barométrica de un lugar
conociendo su elevación sobre el nivel del mar, válido entre 500 y 4000 m.
 h  500 
Pr esión Barométrica  10,33  

 1000 
Donde:
P: Presión barométrica en m columna de agua.
h: Elevación del lugar en m.
Método Alternativo:

Se podrá usar la presión barométrica del lugar determinada por las
“Normales Climatológicas”, del Servicio Meteorológico Nacional.
1.5.2 Generador de Vapor

Flujo de Vapor: Su medición se realiza por medio de medidores de flujo (de
toberas, orificio) instalados en la tubería de salida del generador de vapor o
en el ramal de la red de distribución en los puntos o secciones convenientes.
Métodos Alternativos:
1. Para el caso específico de producción de vapor de un generador se
medirá la variación de nivel en el tanque de agua de alimentación,
manteniendo cerradas la purga continua y de superficie del generador de
vapor durante la medición.
2. En algunos casos, se puede estimar el flujo de vapor si se conoce: la
potencia demandada real, el modelo y el diámetro del impulsor de la
bomba del agua de alimentación al generador de vapor; el flujo se
determina de acuerdo a la presión de descarga promedio de la bomba,
potencia requerida por la bomba y utilizando las curvas proporcionadas
por el fabricante de la misma.
_______________________________________________________________
9
3. Mediante la medición y la suma del condensado que sale de los equipos a
los cuales se les suministra vapor, y agregando el agua de repuesto y las
pérdidas en distribución. Esta medición se realizará en el tanque de
condensados midiendo la variación de su nivel, además de cerrar todas
aquellas válvulas que pudieran afectar la medición.
4. Con la medición del agua de alimentación.

Temperatura del Vapor: Por medio de termómetro ya instalado en la tubería
de salida del generador de vapor, en el caso de tener medición de
temperatura en los tableros de control o en gráficos, podrán tomarse dichos
valores.
Métodos Alternativos:
1. Si se trata de vapor saturado que es el más común; con la medición
precisa de presión y el uso de tablas de vapor podemos obtener el valor
de este parámetro.
2. Si se trata de vapor sobrecalentado y no existen termómetros en el
generador de vapor, cabezales, equipos que reciben el vapor o cuarto de
control, una alternativa empírica es medir la temperatura en un punto
conveniente que este desnudo y limpio, y sumar 15 °C.

Presión del Vapor: Por medio de un manómetro ya instalado en la tubería
de salida del generador de vapor.
Método Alternativo:
1. Si se trata de vapor saturado, se puede determinar si se conoce su
temperatura, mediante tablas de vapor.
1.5.3 Análisis de Gases
Por medio del analizador de gases de combustión Orsat o analizador electrónico
de gases de combustión, se deberán tomar muestras a diferentes penetraciones
del ducto de escape de gases.
En caso de que no existan los puertos para realizar las mediciones correctamente,
no sirven los que se encuentran para las mediciones de Semarnap, porque se
encuentran alejados de la fuente; se puede hacer un orificio de toma de muestras
en el ducto de descarga de gases, cuidando que éste no se localice en puntos
donde exista infiltración de aire o cambio de dirección del flujo de gases. Se
recomienda realizar este orificio a la salida del generador de vapor.
_______________________________________________________________
10

Temperatura de Gases: Por medio de un termómetro o termopar en el
mismo orificio donde se tomó la muestra de gases. Es recomendable que
también se realice la medición a diferentes penetraciones del ducto, con el
objeto de obtener la temperatura promedio de los gases. En el caso de
utilizar un analizador de gases electrónico, éste ya incluye la sonda de
temperatura junto con la de gases.
1.5.4 Flujo de Agua de Alimentación
Por medio de medidores ya instalados: pueden ser toberas, orificios o medidores
de flujo de desplazamiento positivo. También se podrán utilizarse aparatos de
medición ultrasónicos.
Método Alternativo
1. Seguir las recomendaciones sugeridas en la medición alternativa del flujo de
vapor.

Temperatura de Agua de Alimentación: Por medio de termómetro ya
instalado.
Método Alternativo
1. Medir la temperatura con sonda de inmersión en el tanque de agua de
alimentación.

Presión de Agua de Alimentación: Por medio de un manómetro ya
instalado.
1.5.5 Cantidad de Purga Continua
Se obtiene por la diferencia entre el flujo de vapor y flujo de agua de alimentación
(adecuado si no hay fugas de agua en los tubos del generador de vapor). Como
esta medición es indirecta depende de la exactitud y confiabilidad de las
mediciones realizadas.
Método Alternativo
1. Mediante un medidor de flujo ultrasónico.
2. Por observación de las variaciones de nivel y volumen desplazado en las
operaciones de purga de fondo considerando el tiempo o con la instalación
de una placa de orificio.
_______________________________________________________________
11
1.5.6 Características del Combustible
Utilizar de preferencia la información del combustible de la fuente de suministro, o
realizar un análisis de laboratorio de una muestra de combustible.

Cantidad de Combustible:
1. Gaseoso: Por medio de medidor de flujo de orificio, generalmente se
instala en la caseta de medición y es proporcionado por el vendedor de
combustible, compensado por temperatura, presión y densidad.
2. Líquido: Por medio de medidor de flujo, generalmente de desplazamiento
positivo o de área variable, compensado por temperatura o por diferencias
de nivel compensado por temperatura en un tanque cubicado.
3. Sólidos: Mediante el pesado del combustible.
4. Otros combustibles: Usar el método de medición utilizado por la empresa
diagnosticada, analizándolo y sugiriendo si se puede optimizar.
Método Alternativo
1. En el caso de que se cuente con un cabezal para el suministro de
combustible a varios generadores de vapor la determinación del gasto por
generador de vapor se realizará de la siguiente forma:
a. Se podrá cuantificar proporcionalmente a la carga de cada uno de los
generadores de vapor, esto es, se asignará un porcentaje de consumo
de combustible a cada generador de vapor en función a su carga y
potencia, mediante el siguiente procedimiento:

Se calcula una capacidad Ci para cada generador de vapor,
mediante la siguiente ecuación:
Ci 
Capacidad del genera dor de vapor x Porcentaje de c arg a 
100
donde:
i: Nº de generador de vapor.

Se obtiene una capacidad total del sistema de generación de
vapor:
Ct  C1  C 2  C3  ...  C n
_______________________________________________________________
12

Se determina el factor para cada generador de vapor:
Fi 
Ci
Ct
donde:
i: Nº de generador de vapor y,
i1Fi  1
n

Se obtiene el consumo de combustible para cada generador de
vapor y para el sistema de generación de vapor, mediante las
siguientes ecuaciones:
Wi  WC x Fi
donde:
i: Nº de generador de vapor.
Wc: Consumo de combustible medido de entrada al sistema
de generación de vapor.
Fi: Factor para el generador i.

Además, la sumatoria de todos los consumos calculados para los
generadores de vapor debe ser igual al consumo de combustible
medido.
i1 Wi Wc
n
b. En el caso de que la operación lo permita, se aislará cada uno de los
generadores de vapor de manera que el combustible suministrado al
cabezal, sea el combustible consumido por el generador de vapor.
Esto podrá implicar la suspensión momentánea del suministro de
vapor a procesos no relevantes.
1.5.7 Fugas en Trampas.
Equipo de ultrasonido, estetoscopio, termómetro de bulbo, bimetálico o termopar.
1.5.8 Mediciones en Superficies Calientes
En el caso de tuberías o tanques, se tomará la medición de temperatura en la
superficie del aislamiento, en el caso de que se cuente con éste, o en su defecto,
directamente sobre la superficie de la tubería o tanque. Así mismo, en el caso de
tuberías se determinará su longitud y en el caso de tanques su superficie.
_______________________________________________________________
13
1.6 CÁLCULO DE LA EFICIENCIA DEL GENERADOR DE VAPOR.
Como se expresó anteriormente, para el cálculo de la eficiencia energética del
generador de vapor se utilizará como referencia el “Código PTC 4.1 para unidades
de generación de vapor del ASME”.
El código establece dos métodos para determinar la eficiencia: El método de
pérdidas de calor y el de entradas y salidas (Directo).
1. El método de pérdidas de calor o sea la determinación de la eficiencia
mediante la sustracción en porcentaje de la suma de las pérdidas medidas en
la caldera.
2. El método directo o energía que entrega la caldera en el vapor contra la
energía entregada a la caldera.
Se recomienda utilizar el método de pérdidas, dado que la información requerida
por el método directo obliga al uso de equipos e instrumentos de difícil obtención y
operación.
1.6.1 Método de Pérdidas de Calor.
Consiste en la evaluación de las pérdidas en el generador de vapor y del calor
suministrado como crédito con los fluidos que entran a él. Para la aplicación del
método de pérdidas de calor se requiere determinar lo siguiente:
a. Total de Pérdidas de Calor:
 Por gases secos.
 Por formación de CO.
 Por radiación.
 Por la combustión del H2.
 Por la humedad del aire.
 Por la humedad en el combustible.
 Pérdidas no determinadas
b. Créditos.




Calor en el aire de entrada.
Calor sensible en el combustible.
Calor que entra con la humedad del aire.
Calor en el vapor de atomización (externo)
La eficiencia será cuantificada mediante la siguiente expresión:
Eficiencia = (1 - Pérdidas) x 100%
_______________________________________________________________
14
1.6.2 Método de Entradas y Salidas.
En este método lo que se pretende es cuantificar la forma en que es utilizado el
calor suministrado por el combustible, agua de alimentación y créditos. Esto es,
cuánto de este calor es usado para la producción del vapor, que es el objetivo del
sistema de generación, y cuánto calor es perdido por la purga continua y las
pérdidas del generador de vapor.
Para el método de entradas y salidas se requiere evaluar lo siguiente:






Calor que entra con el combustible.
Calor que entra con el agua de alimentación.
Calor que entra por créditos.
Calor que sale con el vapor generado.
Calor que sale con la purga continua.
Calor que sale con las pérdidas en el generador de vapor.
La eficiencia será cuantificada mediante la siguiente expresión:
Eficiencia 
Q APROVECHAD O
x 100%
QSUMINISTRADO
Tabla 2. Errores Probables de Medición y Errores Resultantes en Cálculos de
Eficiencia (Tomado del ASME PTC 4.1, Sección 3).
MÉTODO ENTRADAS Y SALIDAS
MEDICIÓN
Tanques pesadores (básculas calibradas)
Tanques medidores (escalas calibradas)
Tobera u orificio de flujo calibrado (incluyendo manómetro)
Tobera u orificio de flujo calibrado (incluyendo registrador)
Tobera u orificio de flujo no calibrado (incluyendo manómetro)
Tobera u orificio de flujo no calibrado (incluyendo registrador)
Poder Calorífico (gas y combustóleo)
Temperatura de salida del sobrecalentador (calibrado)
Presión de salida del sobrecalentador (calibrado)
Temperatura de agua de alimentación (calibrado)
ERROR EN
MEDICIÓN, %
+/- 0.10
+/- 0.25
+/- 0.35
+/- 0.55
+/- 1.25
+/- 1.60
+/- 0.35
+/- 0.25
+/- 1.00
+/- 0.25
ERROR EN EFICIENCIA
DE G.V., %
+/- 0.10
+/- 0.25
+/- 0.35
+/- 0.55
+/- 1.25
+/- 1.60
+/- 0.35
+/- 0.25
+/- 1.00
+/- 0.25
+/- 0.35
+/- 3.00
+/- 0.50
+/- 0.50
+/- 1.00
+/- 0.02
+/- 0.30
+/- 0.02
+/- 0.00
+/- 0.00
MÉTODO DE PÉRDIDAS
Poder calorífico (gas y combustóleo)
Análisis de gases Orsay
Temperatura de salida de gases de combustión (calibrado)
Temperatura de aire de combustión (calibrado)
Humedad del combustible
_______________________________________________________________
15
1.7 FORMULARIO PARA LOS CÁLCULOS
1.7.1 Cálculo de la Eficiencia.
La eficiencia de un generador será calculada por el método de pérdidas de
acuerdo con la siguiente fórmula:


L
 x 100 %
Eficiencia  100  
 H  B  
f


donde:
L: Pérdidas en el generador de vapor, kJ/kg.
Hf: Calor suministrado con el combustible, kJ/kg.
B: Créditos, kJ/kg.
a. Cálculos Preliminares
1. Gasto de Nitrógeno:


28,02 x N 2    12,01 x S 
W N 2  
x
C

100




32,07 
 12,01 x CO2  CO    

donde:
W N2: Gasto de nitrógeno, kgN2/kg cq
N2: Nitrógeno en los gases de escape, %
CO2: Bióxido de carbono en los gases de escape, %
CO: Monóxido de carbono en los gases de escape, %
C: Carbono en el combustible, %
S: Azufre en el combustible, %
cq: combustible quemado
2. Gasto de Aire
 WN  N 2
Wa   2
 100

 0,7685


donde:
W a: Gasto de aire seco, kg as/ kg cq
W N2: Gasto de nitrógeno, kgN2/ kg cq
N2: Nitrógeno en el combustible, %
_______________________________________________________________
16
3. Gasto de Gases de Combustión

12,01 x S 


 44,01x CO2  32 x O2  28,02 x N 2  28,01 x CO  x  C 
32,07 


Wg 
12,01 x CO  CO2  100
donde:
W g: Gasto de gases secos, kg gas/ kg cq
O2: Oxígeno en los gases de escape, %
4. Relación Carbono /Hidrógeno
C
C

H H2
donde:
H2: Hidrógeno en el combustible, %
5. Presión Parcial de la Humedad en el Flujo de Gases
mg  8,936 x H 2 / 100  Wa x Waw
donde:
mg: Contenido de humedad en los gases de escape, kg agua/ kg g
W a: Gasto de aire seco, kg as/kg cq
W aw: Humedad en el aire, kg agua/ kg as
Pmg 
Pb
1  1,5 x C  m g x CO2  CO 


donde:
Pmg: Presión parcial de la humedad en el flujo de gases, bar.
Pb: Presión barométrica del lugar, bar.
mg: Contenido de humedad en los gases de escape, kg agua/kg g.
_______________________________________________________________
17
6. Exceso de Aire


O 

  4,335 x S 
11,51 x C   34,3 x  H 
7,937 



At 
100
donde:
At: Aire teórico (estequiométrico), kg as/kg cq
CO 

100 x  O2 

2 

Ea 

CO 

0,2682 x N 2   O2  2 



donde:
Ea: Exceso de aire, %
O2: Oxígeno en los gases de escape, %
b. Cálculo de Créditos
1. Calor en el Aire de Entrada
Ba  Wa x Cp as Ta  TRe f

donde:
Ba: Calor en el aire de entrada, kJ/kg cq.
W a: Gasto de aire seco, kg as/ kg cq.
Cpas: Calor específico del aire seco, kJ/kgas ºC.
Ta: Temperatura del aire a quemadores, ºC.
TRef: Temperatura de referencia, ºC.
2. Calor Sensible en el Combustible
B f  Cp f x T f  TRe f

donde:
Bf: Calor sensible en el combustible, kJ/kg cq
Cpf: Calor específico del combustible, kJ/kg ºC
Tf: Temperatura del combustible, ºC.
_______________________________________________________________
18
3. Calor en el Vapor de Atomización
BZ 

Wva x hVa  hVSat

Wf
donde:
Bz: Calor en el vapor de atomización, kJ/kg cq
W va: Gasto de vapor de atomización externo a la unidad, kg/s
hva: Entalpía del vapor de atomización, kJ/kg
hvsat: Entalpía de vapor saturado a T Ref, kJ/kg
Wf: Gasto de combustible, kg/s
4. Calor Suministrado con la Humedad que Entra con el Aire
Bm  Wa x Waw xCpV Ta  TRe f

donde:
Bm: Calor suministrado con la humedad que entra con el aire, kJ/kg cq
W aw: Humedad en el aire, kg agua/kg as
Cpv: Calor específico del vapor, kJ/kg ºC
Ta: Temperatura del aire a quemadores, ºC
TRef: Temperatura de referencia, ºC
c. Cálculo de Pérdidas de Calor
1. Pérdidas por Gases Secos
Lq  Wq x Cp q x Tg  TRe f

donde:
Lg: Pérdidas por gases secos, kJ/kg cq
W g: Gasto de gases secos, kg gas/kg cq
Cpg: Calor específico de los gases secos, kJ/kg ºC
Tg: Temperatura de los gases de escape, ºC
TRef: Temperatura de referencia, ºC
2. Pérdidas por Formación de CO
C 

 CO x 10160 x 1,0549 x 2,205 x

100 

LCO 
CO2  CO 
donde:
Lco: Pérdidas por la formación de CO, kJ/kg cq
C: Carbono en el combustible, %.
_______________________________________________________________
19
3. Pérdidas por Radiación.
LR = Pérdidas por radiación, %. (Figura 2).
Figura 2. Perdida Estándar por Radiación.
_______________________________________________________________
20
4. Pérdidas por la Humedad Producto de la Combustión del Hidrógeno

Lh  8,936 x H 2 x hPV  hWSat

donde:
Lh: Pérdidas por la humedad producto de la combustión del H 2, kJ/kg cq
hpv: Entalpía del vapor a la presión Pmg y Tgas, kJ/kg
hwsat: Entalpía del líquido saturado a T Ref, kJ/kg
5. Pérdidas por la Humedad del Aire

Lma  Wa x Wae x hPV  hWSat

donde:
Lma: Pérdidas por la humedad del aire, kJ/kg cq
W aw: Humedad en el aire, kg agua/kgas
6. Pérdidas por la Humedad en el Combustible
Lmf 

H 2 O x hPV  hWSat

100
donde:
Lmf : Pérdidas por la humedad en el combustible, kJ/kg cq
H2O: Humedad en el combustible, %
7. Pérdidas No Determinadas
Li = Pérdidas no determinadas, %. (Información del fabricante).
_______________________________________________________________
21
d. Cálculo de la Eficiencia.
1. Pérdidas por gases secos:
L g x 100
H
f
2. Pérdidas por formación de CO:
 B
,%
LCO x 100
H f  B  , %
3. Pérdidas por radiación: LR, %
4. Pérdidas
por la humedad
L x 100
hidrógeno: h
H f  B  , %
producto
5. Pérdidas por la humedad del aire:
Lma x 100
H f  B  , %
6. Pérdida por la humedad del combustible:
de
Lmf x 100
H
f
 B
la
combustión
del
,%
7. Pérdidas no determinadas: Li, %
8. Eficiencia = 100 - Suma % Pérdidas
1.7.2 Balance de Calor en el Generador de Vapor
a. Combustible y Créditos
1. Calor que Entra con el Combustible
Qf Wf x hf
donde:
Qf: Calor que entra con el combustible, kJ/s
Wf: Gasto de combustible, kg/s
hf: Calor suministrado con el combustible, kJ/kg
_______________________________________________________________
22
2. Créditos
QB  B x W f ,
B  Ba  B f  BZ  Bm 
donde:
QB: Calor por Créditos, kJ/s
B: Créditos, kJ/kg cq
Wf: Flujo másico de combustible, kg/s
Ba: Calor en el aire de entrada, kJ/kg cq.
Ba  Wa x Ta  TRe f

Bf: Calor sensible en el combustible, kJ/kg cq
B f  Cp f x T f  TRe f

BZ: Calor en el vapor de atomización, kJ/kg cq


BZ  WVa x hVa  hVSat W f
Bm: Calor suministrado con la humedad que entra con el aire, kJ/kg cq
Bm  Wa x Waw x CpV x Ta  TRe f

1.7.3 Vapor y Agua de Alimentación
1. Calor que Sale con el Vapor de Alta Presión
QVa  WVa x hVa
donde:
QVa: Calor que sale con el vapor de alta presión, kJ/s
W Va: Flujo másico del vapor de alta presión, kg/s
HVa: Entalpía del vapor de alta presión, kJ/kg
2. Calor que Sale con el Vapor de Media Presión
QVm  WVm x hVm
donde:
QVm: Calor que sale con el vapor de media presión, kJ/s
W Vm: Flujo másico del vapor de media presión, kg/s
HVa: Entalpía del vapor de media presión, kJ/kg
_______________________________________________________________
23
3. Calor que Sale con el Vapor de Baja Presión.
QVb  WVb x hVb
donde:
QVb: Calor que sale con el vapor de media presión, kJ/s
W Vb: Flujo másico del vapor de media presión, kg/s
HVb: Entalpía del vapor de media presión, kJ/kg
4. Calor que Sale con el Vapor Principal
QV  QVa x QVm x QVb , kJ/s
5. Calor que Entra con el Agua de Alimentación
Q AA  W AA x h AA
donde:
QAA: Calor que entra con el agua de alimentación, kJ/s
W AA: Flujo másico del agua de alimentación, kg/s
HAA: Entalpía del agua de alimentación, kJ/kg
6. Calor que Sale con la Purga Continua
QPc  WPc x hPc
donde:
QAA: Calor que sale con la purga continua, kJ/s
W AA: Flujo másico de la purga continua, kg/s
HAA: Entalpía de la purga continua, kJ/kg
1.7.4 Pérdidas en el Generador de Vapor
1. Pérdidas en el Generador de Vapor
QP  Lq  LCO  LR  Lh  Lma  Lmf  Li
donde:
QP: Pérdidas en el generador de vapor, kJ/s
Lg: Pérdidas por gases secos, kJ/s
Lco: Pérdidas por la formación de CO, kJ/s
LR: Pérdidas por radiación, kJ/s
Lh: Pérdidas por la humedad producto de la combustión del H 2, kJ/s
Lma: Pérdidas por la humedad del aire, kJ/s
Lmf: Pérdidas por la humedad en el combustible, kJ/s
Li: Pérdidas no determinadas, kJ / s
_______________________________________________________________
24
2. Calor Total que Entra
QT .E  Q f  QB  Q AA
donde:
QT.E: Calor Total que Entra, kJ/s
Qf: Calor que entra con el combustible, kJ/s
QB: Créditos, kJ/s
QAA: Calor que entra con el agua de alimentación, kJ/s
3. Calor Total que Sale
QT .S  QV  QPc  QP
donde:
QT.E: Calor Total que Sale, kJ/s
QV: Calor que sale con el vapor principal, kJ/s
QPc: Calor que sale con la purga continua, kJ/s
QP: Pérdidas en el generador de vapor, kJ/s
Con los datos anteriores, podemos determinar la eficiencia por el método de
entradas y salidas de acuerdo a la siguiente expresión:
 Calor de Salida 
 x 100%
Eficiencia  
Calor
de
Entrada


Tabla 3. Estimación de Pérdidas No Determinadas
PÉRDIDAS
1.0 %
1.5 %
4%
CONDICIÓN
Combustibles líquidos y gaseosos
Combustibles sólidos
Generador de vapor en mal estado
1.8 EFICIENCIA MEDIA PESADA.
Para la evaluación de las medidas de ahorro de energía relacionando los datos de
medición obtenidos, con los datos históricos de consumo de combustible y
producción anual de un generador de vapor, se emplea la fórmula denominada
“Eficiencia media pesada”.
En esta sección, se explica la base del cálculo para estimar la eficiencia de un
generador de vapor durante un año de operación, utilizándose la fórmula de la
“Eficiencia media pesada”, la cual determina el valor de la eficiencia que se debe
utilizar para calcular las pérdidas de energía ocasionadas por la falta de
aislamientos, fugas detectadas, trampas en mal estado o aquellas mejoras que se
_______________________________________________________________
25
propongan al generador de vapor, con el fin de que los ahorros de energía sean
más representativos con respecto a las verdaderas condiciones de operación de
los generadores de vapor a lo largo del año.
Dicha fórmula toma en cuenta el rendimiento integral de la unidad, empleando los
porcentajes de tiempo que opera en cada valor de carga, y la eficiencia
correspondiente determinada por cualquiera de las dos formas de cálculo
(entradas y salidas o el de pérdidas).
Para esto es necesario hacer primero un análisis histórico de los reportes
mensuales de la generación de vapor para identificar los diferentes tipos de
operación, y conocer los porcentajes de tiempo correspondientes a la carga
normal de operación de cada generador.
La confiabilidad de los resultados dependerá de la información que proporcione la
planta sobre la producción mensual de vapor en todo el año así como del
consumo de combustible respectivo, pudiendo apreciar una conducta cíclica que
permita incluso, proyectar tales resultados.
Con la información proporcionada se deberán obtener los siguientes tres gráficos:
1. Una gráfica que muestre la conducta de la producción en toneladas de vapor
producidas en cada mes.
2. Una gráfica que indique el porcentaje de carga al que operó cada generador
en cada mes.
3. Con la información de las gráficas anteriores se realizará finalmente un
histograma que indique los diferentes porcentajes de carga correspondientes
a sus porcentajes de tiempo de operación en el mes respectivo.
Una vez conocido el porcentaje de tiempo a los diferentes porcentajes de carga y
con los valores de eficiencia encontrados, se calculará la “Eficiencia media
pesada” (EMP) para cada uno de los generadores de vapor de acuerdo a la
siguiente fórmula:
E MP 
E AT A  E B TB  ...  E Z TZ
100
donde:
EMP: Eficiencia media pesada.
EA...Z: Eficiencia a una carga de operación "A" (%).
TA...Z: Tiempo de operación a la carga "A" (%).
_______________________________________________________________
26
Posteriormente se puede obtener el valor promedio de la eficiencia media pesada,
según el número de generadores de vapor que tenga la empresa:
E MP 
E MP1  E MP2  ...  E MPn
n
donde:
EMP : Eficiencia media pesada promedio.
EMP1 … EMPn: Eficiencia media pesada de cada generador.
n: Cantidad de generadores de vapor.
Nota: Para determinar la eficiencia media pesada, es muy importante analizar las
bitácoras diarias de cada caldera, para así determinar los porcentajes de
carga y de tiempo más comunes en la operación de cada una de ellas.
1.9 PÉRDIDA DE CALOR EN LÍNEAS Y TANQUES.
Como el diagnóstico energético se aplicará al sistema de generación y distribución
de vapor, se considerarán las pérdidas de calor por falta de aislamiento en las
líneas de vapor y retorno de condensados, en las líneas de combustible y en las
de agua.
El cálculo de las pérdidas o ganancias de calor en tuberías y superficies planas se
determinan de acuerdo a la ASME eficiencia energética en aislamientos térmicos
industriales, donde se utiliza la siguiente nomenclatura:
C:
Coeficiente de forma, 1.79 para superficies planas y 1.016 para tuberías,
adimensional.
Esp: Espesor del material aislante, m
TOp: Temperatura de operación, K
tsup: Temperatura supuesta de la superficie del termoaislante, K
ta: Temperatura ambiente, K
kais: Conductividad térmica del termoaislante, W/(m K)
V: Velocidad del viento, m/h
Emss: Emisividad de la superficie aislada, adimensional
dO: Diámetro exterior del equipo o tubería aislado, m
1.9.1 Cálculo de la Pérdida de Calor en Líneas (Tuberías).
Para el cálculo de la pérdida o ganancia de calor y la temperatura en la superficie
en tuberías hasta de 609 mm de diámetro nominal, se emplearán las siguientes
relaciones:
_______________________________________________________________
27
1. Cálculo del Diámetro aislado, da (m):
d a  d O  2 x Esp
2. Cálculo del coeficiente de transferencia de calor por convección natural y
forzada, desde la superficie aislada hacia el ambiente, h C (W/m2 K):
hC  2,7241 x C xd a 
 0, 2


1,11
x

 t sup  t a  510,44
0,181


x 1,8 xt sup  t a 
0 , 266

x 1  7,9366 x10  4 x V
3. Cálculo del coeficiente de transferencia de calor por radiación, h R (W/m2 K ):
hR  0,9824 x10 8 x E mss x
4
t a4  t sup
t a  t sup
4. Cálculo del coeficiente global de transferencia de calor, hs (W/m2 K):
hS  hC  hR
5. Cálculo del flux de calor, q (W/m):
q
 x t Op  t a 
d
1
1
x ln a 
2 x k ais
d O hS x d a
6. Verificación de la temperatura de superficie, t sc (K):
t sc  t Op 
d
q
x ln a
2 x  x k ais
dO
7. Convergencia de la temperatura de superficie: Si t sup = tsc, entonces las
pérdidas de calor son igual a q y la temperatura en la superficie aislada es
tsc. En caso contrario, hacer tsup = tsc y regresar al punto No. 1 del
procedimiento de cálculo para tuberías.
1.9.2 Cálculo de la Pérdida de Calor en Tanques (Superficies Planas).
Para el cálculo de la pérdida o ganancia de calor y la temperatura en la superficie,
en superficies planas o tuberías de diámetro mayor a 610 mm, se emplearán las
siguientes relaciones:
_______________________________________________________________
28

0,5
1. Cálculo del coeficiente de transferencia de calor por convección natural y
forzada, desde la superficie aislada hacia el ambiente, h C (W/m2 K):


1,11
hC  3,0075 x C x 

 t sup  t a  510,44
0 ,181


x 1,8 xt sup  t a 
0, 266
x1  7,9366 x10  4 x V 
0,5
2. Cálculo del coeficiente de transferencia de calor por radiación, h R (W/m2 K):
8
hR  0,9824 x10 x E mss x
4
t a4  t sup
t a  t sup
3. Cálculo del coeficiente global de transferencia de calor, hS (W/m2 K):
hS  hC  hR
4. Cálculo del flujo de calor por unidad de área, q (W/m2):
q
t
Op
 ta 
 Esp   1
  

 k ais   hS



5. Verificación de la temperatura de superficie, t sc (K):
t SC  t a 
q
hS
6. Convergencia de la temperatura de superficie: Si tsup = tsc, entonces las
pérdidas de calor son igual a q y la temperatura en la superficie aislada es
tsc. En caso contrario, hacer tsup = tsc y regresar al punto No. 1 del
procedimiento de cálculo para superficies planas.
1.10 PÉRDIDA DE CALOR EN TRAMPAS PARA VAPOR Y FUGAS
1.10.1 Trampas para Vapor
Tan pronto como el vapor deja la caldera empieza a ceder parte de su energía a
cualquier superficie de menor temperatura. Al hacer esto, parte del vapor se
condensa convirtiéndose en agua, prácticamente a la misma temperatura.
La combinación de agua y vapor hace que el flujo de calor sea menor ya que el
coeficiente de transferencia de calor del agua es menor que el del vapor.
_______________________________________________________________
29
Una trampa para vapor es un dispositivo cuya función básica es eliminar
condensados, como beneficios o cualidades adicionales puede eliminar aire y
otros gases no condensables, además de prevenir pérdidas de vapor.

Eliminación de Condensado. El condensado debe pasar siempre, rápido y
completamente a través de la trampa para vapor para obtener un mejor
aprovechamiento de la energía térmica del vapor.

Eliminar Aire y otros Gases no Condensables. El aire y los gases
disminuyen el coeficiente de transferencia de calor. Además, se debe tener
presente que el O2 y otros gases formados, pueden causar corrosión.

Prevenir Pérdidas de Vapor. No deben permitir el paso de vapor sino hasta
que éste ceda la mayor parte de energía que contiene, también las pérdidas
de vapor deben ser mínimas mientras la trampa libera vapor condensado,
aire y gases incondensables.
1.10.2 Fugas.
La pérdida de calor por fugas de vapor, es uno de los problemas más comunes,
cuya corrección, además de que requiere de una inversión mínima, ya que en la
mayoría de los casos únicamente se trata de mantenimiento, es una de las
medidas que permiten un ahorro importante en una empresa.
El cálculo de una fuga, ya sea en una línea de vapor o en alguna válvula o
accesorio, se realizará mediante la determinación del diámetro equivalente de fuga
(aproximado), de manera de tener un parámetro que permita cuantificar la energía
perdida por fugas.
A continuación, se presenta una tabla en la que se puede determinar de una
manera aproximada el flujo de vapor fugado.
Tabla 4. Fugas de Vapor.
DIÁMETRO
DE LA FUGA
mm
1,5
3
4
5
6
8
PRESIÓN DE VAPOR, bar
7
5.5
22
40
62
90
190
10
11
35
47
70
120
220
20
13
50
95
135
200
310
FLUJO DE VAPOR FUGADO, kg/h
_______________________________________________________________
30
En el caso de las purgas, se evaluará la cantidad de calor perdido, en función de
la temperatura y del gasto de agua purgado. En el caso de que la purga involucre
agua tratada, se deberá considerar además el costo por el tratamiento.
1. Cálculo de la Pérdida de Calor en Trampas para Vapor: El flujo de vapor
que se fuga por una trampa para vapor o que se fuga por una línea de vapor
en malas condiciones, se puede calcular de la forma siguiente:
2


 0,8 x 0,4118 x    D 



x
x
P
x
14
,
502



 x 0,4536

4
25
,
4








WVf 
0,5
1,8 x T  273,15
donde:
W Vf: Vapor que se fuga, kg/s
D: Diámetro de la línea de vapor, mm
P: Presión del vapor en la línea, bar
T: Temperatura del vapor en la línea, °C
Para este cálculo es necesario acotar que la descarga de la trampa de vapor
es a la atmósfera, lo que trae como resultado una sobreestimación de ahorro
que puede llevar a situaciones erróneas. En caso de que no se descargue a la
presión atmosférica; la presión de vapor en la línea tomará el valor de la
diferencia entre la presión de la línea de vapor y de la presión de la línea de
condensados.
 Calor Perdido por las Trampas para Vapor
QVf  WVf x hV
donde:
QVf: Calor perdido en la trampa para vapor, kJ/s
W vf: Vapor que se fuga, kg/s
hv = hVf – h: Entalpía del vapor en la línea, kJ/kg
h del agua a la temperatura del sistema donde se fuga el vapor, es igual
a “ha reposición”, entalpía del agua de reposición, si no hay retorno de
condensado.
h del agua a la temperatura del sistema donde se fuga el vapor, es igual
a “haa”, entalpía del agua de alimentación, si se tiene retorno de
condesado.
_______________________________________________________________
31

Cálculo de las Pérdidas de Calor en Fugas
Q f  WVf x h
donde:
Qf: Calor perdido por la fuga, kJ/s
W vf: Flujo de vapor fugado, kg/s
h = hVf - haa
hVf : Entalpía del vapor fugado, kJ/kg
haa : Entalpía a temperatura del agua de alimentación, kJ/kg.
1.11 GUÍA DE MEDIDAS DE AHORRO DE ENERGÍA.
En esta sección se presenta un directorio de las medidas encaminadas a eliminar
(en la medida de lo posible), no sólo las pérdidas evaluadas en el potencial de
ahorro; sino, también se presentarán medidas que permitan mejorar la generación
y distribución del vapor, como podría ser el mejoramiento del tratamiento de agua,
o el proponer programas de capacitación para el personal de la empresa.
Estas medidas, aunque no resultan de la cuantificación de una pérdida, son el
resultado de las observaciones y evaluaciones realizadas durante los
diagnósticos.
Cabe mencionar que las medidas de ahorro sugeridas, son sólo una guía de las
propuestas que se podrían aplicar para incrementar el aprovechamiento
energético de la empresa.
Las medidas de ahorro están divididas en tres categorías básicas o niveles de
implantación: aquellas cuya implantación requiera de una inversión nula o baja
(nivel 1) y las medidas que requieran de una inversión mayor para poder ser
adoptadas (nivel 2). En el caso de que sea necesaria la aplicación de un estudio
posterior al diagnóstico para determinar la posible aplicación de una medida, o
definir otras, éste quedará fuera del alcance del diagnóstico y se considerará como
nivel 3.
_______________________________________________________________
32
Tabla 5. Directorio de Medidas de Ahorro de Energía Térmica
ÁREAS POTENCIALES DE
MEDIDAS DE AHORRO
AHORRO
CALOR PERDIDO EN
LÍNEAS
AISLADAS Y NO AISLADAS.
CALOR PERDIDO EN
TANQUES Y DEPÓ SITOS
CALOR PERDIDO EN PURGAS
Y FUGAS.
NIVEL
 Colocar aislamiento térmico en tuberías.
 Cambio del aislamiento térmico en tuberías.
2
2
 Colocar aislamiento térmico en tanques o depósitos.
 Cambio de aislamiento térmico en tanques o depósitos.
2
2




2
2
1
2
Automatización de purgas.
Sustitución de purgadores.
Reparación y eliminación de fugas.
Recuperación de purgas.
CALOR PERDIDO EN
TRAMPAS PARA VAPOR.
 Instalación de trampas para vapor en líneas y equipos.
 Reparación de las trampas para vapor.
 Cambio de las trampas para vapor.
 Instalación de mirillas de flujo o válvulas de 3 vías en las
líneas de condensado.
2
2
2
2
CALOR PERDIDO POR
PURGAS EN CALD ERAS.
 Reducción del calor perdido en la purga continua.
 Evaluar la calidad del agua de repuesto.
 Analizar los sistemas de tratamiento de agua, para poder
reducir la purga continua.
 Recuperar el calor de la purga continua.
 Incrementar el retorno de condensados.
1
1
2
 Optimización de la combustión.
 Reducir el porcentaje de exceso de aire.
 Precalentamiento del combustible.
 Sustitución por quemadores de bajo exceso de aire.
 Instalación de equipos de recuperación de calor:
Economizador o precalentador de aire.
 Sustitución de generador de vapor.
2
2
2
3
3
 Sustitución o complementación.
 Control de la recepción, manejo, almacenamiento y
seguridad.
 Secado, Calentado y Atomizado.
2
3
 Calibración o modernización de los instrumentos.
 Automatización del sistema de control (control distribuido o
control remoto).
 Control de velocidad en bombas y ventiladores.
 Dotar con analizadores de gases y otros instrumentos.
 Corrección por Oxígeno.
 Corrección por CO.
2
3
PÉRDIDAS EN EL
GENERADOR DE VAPOR.
COMBUSTIBLE
INSTRUMENTACIÓN Y
CONTROL
_______________________________________________________________
2
2
3
2
3
2
2
2
33
Cont.
ÁREAS POTENCIALES DE
MEDIDAS DE AHORRO
NIVEL
 Repartir la carga eficientemente entre generadores de
vapor y en el tiempo.
 Administración de la carga de la caldera.
1




2
1
3
3
AHORRO
PLANEACIÓN DE LA
OPERAC IÓN
EQUIPOS AUXILIARES
O PER IFÉR ICOS
CONTABILIDAD ENERGÉTICA
TUBERÍAS
GASES DE COMBUSTIÓN






Compuertas y capuchones para viento en chimenea.
Deflector de viento en ventilas del cuarto de calderas.
Quemadores de bajo exceso de aire.
Sustituir quemadores atmosféricos por quemadores de
alta presión.
Quemadores con retención de flama.
Instalación de quemadores a atomización con vapor o aire.
Instalación de quemadores duales.
Instalación de turbuladores.
Instalación de sopladores de hollín.
Mejorar las condiciones del retorno de condensado.
 Establecer los costos de producción de vapor.
 Determinar el consumo específico de combustible.
1
3
3
3
3
3
2
 Determinar eficiencia de operación.
1
1
1
 Revisar dimensionamiento y disposición de tuberías.
 Agregar cabezal común para varios generadores de vapor.
2
2




2
1
1
2
Precalentamiento de agua y aire.
Revisar tiros forzados o inducidos.
Revisar transferencia de calor a tubos de agua.
Verificar espesor de fluxes.
 Instalar turbobombas para el agua de alimentación.
 Evaluar el retorno de condensados: contaminación,
porcentaje y temperatura.
3
2
 Inyectar directamente a la caldera los condensados de
muy alta temperatura.
 Evaluar la presión de bombas de agua de alimentación.
2
 Eliminación de grietas en mamparas, paredes y válvulas.
 Mejorar el aislamiento.
2
2
 Reparta la carga según puntos de mayor eficiencia.
1
CAPACITACIÓN
 Capacitación de personal.
2
MANTENIM IENTO
 Mantenimiento y pruebas.
2
AGUA DE ALIMENTACIÓN Y
CONDENSADOS.
AISLAM IENTO Y FUGAS
PLANEACIÓN DE LA
OPERAC IÓN
_______________________________________________________________
2
34
1.12 PÉRDIDAS EN ACCESORIOS DE TUBERÍAS.
En todas las empresas los accesorios en las tuberías implican a una gran variedad
de aditamentos como pueden ser válvulas, codos, tes y dispositivos de medición
entre otros. Muchos de estos accesorios, de acuerdo a su forma de construcción,
es posible aislarlos completamente o parcialmente, mientras que otros no es
posible aislarlos.
En las siguientes tablas se muestran los valores aproximados de las pérdidas
suplementarias originadas por los accesorios en función de una longitud
equivalente de tubería, considerando, un tipo único de accesorio válido para todos
los casos.
Las tablas se consideran para la situación en que los accesorios estén ubicados
en el interior o exterior de edificios y que estos se encuentren desnudos o
parcialmente aislados, quedando los valores en función de la fracción aislada, del
diámetro y de la temperatura de la tubería en que se encuentran los accesorios.
Tabla 6. Pérdidas Suplementarias Debidas a los Accesorios en Tuberías
Situadas en el Interior de Edificios.
LONGITUD EQUIVALENTE DE LA
NATURALEZA DEL
AISLAMIENTO
DIÁMETRO INTERIOR
DE LA TUBERÍA, mm
Totalmente
Desnudo
1/4 desnudo
3/4 aislado
1/4 desnudo
3/4 aislado
1/3 desnudo
2/3 aislado
1/3 desnudo
2/3 aislado
100
500
100 ºC
6
9
400 ºC
16
26
100
2.5
5
500
3
7.5
100
3
6
500
4
10
TUBERÍA EN METROS PARA UNA
TEM PERATURA DE:
a. VÁLVULAS: En la tabla 6 y 7 se tienen las pérdidas de calor correspondientes
a válvulas, sin tomar en cuenta las bridas.
b. PARES DE BRIDAS: Si están desnudas se considera que la pérdida de calor es
la tercera parte de la pérdida en la válvula del mismo diámetro de tubería.
Si están aisladas se considera que la pérdida de calor es la misma que si
fuera una longitud igual de tubería.
c. SOPORTES DE LAS TUBERÍAS: Si se encuentran ubicadas en el interior hay que
añadir el 15% de las pérdidas calculadas sin accesorios.
_______________________________________________________________
35
Si están ubicadas en el exterior y protegidas del viento hay que añadir el
20%. Si están situadas en el exterior y no protegidas del viento hay que
añadir el 25%.
d. ANILLOS SOPORTE DEL RECUBRIMIENTO DEL AISLAMIENTO: Si la protección del
aislamiento es de chapa de hierro o aluminio y la distancia entre los soportes
es de 1 m, deben añadirse unas cantidades adicionales a la conductividad
térmica del material aislante.
Tabla 7. Pérdidas Suplementarias Debidas a los Accesorios en Tuberías
Situadas en el Exterior de Edificios.
LONGITUD EQUIVALENTE DE LA
TUBERÍA EN METROS PARA UNA
TEM PERATURA DE:
NATURALEZA DEL
AISLAMIENTO
DIÁMETRO INTERIOR
DE LA TUBERÍA, mm
Totalmente
Desnudo
1/4 desnudo
3/4 aislado
1/4 desnudo
3/4 aislado
1/3 desnudo
2/3 aislado
1/3 desnudo
2/3 aislado
100
500
100 ºC
15
19
400 ºC
22
32
100
4.5
6
500
6
8.5
100
6
8
500
7
11
Tabla 8. Cantidades Adicionales al Coeficiente de Conductividad Térmica del
Aislante
kcal/m h ºC
Soporte de hierro en pletina con un
aislamiento técnicamente mediocre.
Soporte de hierro en pletina con un
aislamiento técnicamente bueno.
Soporte de hierro en pletina con plaquetas
de amianto rompiendo el puente térmico.
0.010
0.006
0.003
_______________________________________________________________
36

Eficiencia Energética en Generación y Distribución de Vapor

Transcripción

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