Sección 6. Optimización de sistemas de vapor - Generación

(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

(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

(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

Eficiencia de la caldera

other stack blowdown shell boiler boiler

Perdidas

λ

η

−

=

−

=

100

(5)

Pérdidas de la carcasa

 Las pérdidas 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 de la carcasa aumenta a medida que la carga de la caldera disminuye, porque la magnitud de las pérdidas 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

(6)

Puntos más importantes / Acciones

Gestión de la purga

 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 disminuyen con frecuencia la tasa de purga

(8)

Gestión de la purga

 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

• Es conveniente que el tratamiento del agua no tenga impacto

• Hay que tener en cuenta los efectos en el sistema, sobre todo en las plantas de cogeneración

(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 Entrada de agua de alimentación

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

(13)

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)

(14)

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

(15)

Reducción de la purga de la caldera

Emissions t/y CO2 N/A SO2 N/A NOx N/A Blowdown r 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 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

(16)

16

Reducción de la purga de la caldera

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%

393 28 62,655 62,026 629 Results Summary

Current Operation After Projects

SSAT 3 Header Experts Training Example

4,380 4,380 0 Model Status : OK Reduction 57,854 57,253 601 421 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%

Boiler Steam Flow 0.4%

Fuel Cost (in $/MWh)

-Power Cost (as $/MWh)

-Make-Up Water Flow 73 m3/h 68 m3/h 5 m3/h 6.6%

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

Current Operation After Projects Reduction

(17)

Recuperación de la energía de la purga

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

(18)

Agua de reposición Purga de la caldera Al sistema de vapor de baja presión Control de nivel T₁

_T2 T4 T₃

2 bares

Fuente: US DOE ITP Steam BestPractices Program

 1,6 % de la energía total del combustible

 Combustible de mayor impacto ~ $ 1.800.000/año

• Se puede eliminar esta

pérdida

(19)

Agua de reposición

Purga de la

caldera Al sistema de _{vapor de baja} presión Nivel de Control T₁

T2

T

T₃

2 bares

 Agregar un tanque de evaporación súbita de la purga

 Agregar un intercambiador de recuperación de calor

(20)

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 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

(21)

Recuperación de la energía de la purga

Purga / intercambiador de calor del agua de reposición

Tanque de evaporación súbita de la purga

(22)

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

(23)

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

(24)

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

(25)

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

(26)

Proyectos de mejora de la eficiencia de las calderas

 La eficiencia de la caldera del SSAT depende principalmente de las pérdidas de la chimenea

• 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

(27)

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 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

(28)

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

(29)

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 sulfúrico 50 100 150 200 T em p er at u ra [ ºC ]

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

(30)

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

• Se pueden calentar corrientes hasta los 90 ºC con unidades indirectas

• Las unidades directas pueden calentar las corrientes hasta los 70 °C

• Se recupera una cantidad significativa de energía a una temperatura relativamente baja

• Este equipo es únicamente para combustibles limpios • gas metano

(31)

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 T e mp e ra tu ra de s a lid a d e l o s g ases d e c om bus ti ón [º C ] 50 60 100 110

Carga de la caldera [% de carga total]

225

(32)

Problemas de incrustaciones

 Las incrustaciones en los tubos de humos 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 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

(33)

Oportunidades habituales de reducción de las

pérdidas de la chimenea

 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  instalar equipo de recuperación del calor

(34)

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 de AP del proceso

(35)

Reducción de las pérdidas de la chimenea: ejemplo

Salida de vapor 375 ºC

Combustible Gases de 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: $ 14.800.000/año

Gases de escape 200 ºC

(36)

Reducción de las pérdidas de la chimenea: ejemplo

Gases de Escape 160 °C

Combustible Aire

Gases del escape 200 ºC

La capacidad de la caldera es de 30 Tph La carga operativa actual es de 20 Tph

(37)

Análisis de los ahorros

en donde,

η

1

y η

2

representan la eficiencia operativa de la caldera

actual y de la nueva

E

_steam

representa la energía transferida a la caldera para

producir vapor

(

)

[

_m

_h

]

E

_steam steam s fw savings



−













−

=













−

=



_

η

σ

2 1 2 1

1

(38)

Análisis de los ahorros

en donde,

E

_fuel ₁

representa la energía de entrada proveniente del

combustible actual

K

_fuel ₁

representa el costo de la energía de entrada del

combustible actual

K

E

fuel savings fuel steam savings



1 2 1 1 2 1 1 2 1

1

1 













−

=













−

=













−

=

η

σ

η

σ

(39)

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.

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:

(40)

Pérdidas de la chimenea - gas metano (gas natural) en el SSAT

Referencia: Modelo de combustión desarrollado por Greg Harrell, Ph.D. , P. E.

 Eficiencia de la combustión del modelo del proyecto = 100 - 16,3 = 83,7 %

Natural Gas 16.3 %

Input Data

Results

(41)

Análisis de los ahorros

 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 año año savings boiler adjusted existing savings $ $

₃₅₃

_.

₀₀₀

000 .

800 .

14 %

7 ,

83 %

7 ,

81

1

1 ≈













₋

=

















−

=

Κ

σ

η

σ



(42)

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%

(43)

Proyecto 3 del SSAT - Proyecto de

mejora de la eficiencia

Power Cost N/A

Fuel Cost 2.4%

Total Cost (in $ '000s/yr) 2.4%

On-Site Emissions

CO2 Emissions 2.4%

SOx Emissions N/A

NOx Emissions 2.4%

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 N/A

-Boiler Duty 2.4%

Fuel Type

-Fuel Consumption 451952.2 Nm3/h 441232.6 Nm3/h 10719.6 Nm3/h 2.4%

-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

Reduction After Projects

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 Current Operation After Projects

0 14,253

SSAT 1 Header Metric Model for Methane Gas Boiler

Reduction

Model Status : OK

Reduction

Total Reduction

(44)

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

• 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

(45)

Puntos más importantes / Acciones recomendadas

1. Vigile y registre la temperatura de los gases de la combustión con respecto a:

 la carga de la caldera  la temperatura ambiente

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

(46)

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

(47)

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 de acuerdo 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

(48)

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

(49)

Gestión de la combustión - Principio dos

 El combustible calienta el oxígeno extra añadido para garantizar la

reacción completa desde la temperatura ambienta 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 N₂ de la temperatura ambiente a la temperatura del gas del escape

(50)

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 [%]

C o m b u s ti b le s n o q u e m a d o s [ p p m ] 0 20 40 60 80 100 120 140 160 7,0 8,0 9,0

(51)

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

(52)

Control de posicionamiento

Salida de vapor Agua de alimentación

Aire

Gases del escape

Combustible Presión de vapor

Controlador del flujo de combustible Sensor del oxígeno en los gases de la combustión (medición periódica)

(53)

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 [%]

(54)

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

(55)

Reducción de las pérdidas de la chimenea (control

posicional): ejemplo

Salida de vapor 375 °C

Gases de escape 200 °C

(56)

Pérdidas de la chimenea - gas metano (gas natural) en el SSAT

Natural Gas 18.3 %

Input Data

Results

(57)

Reducción de las pérdidas de la chimenea (control posicional): ejemplo Salida de

vapor 375 ºC

El contenido de oxígeno en los gases de la combustión es de 6%

(58)

Pérdidas de la chimenea - gas metano (gas natural) en el SSAT

 Eficiencia de la combustión del modelo del proyecto = 100 - 18,9 = 81,1%

Natural Gas 18.9 %

Input Data

Results

(59)

Análisis de los ahorros

en donde,

η

1

y η

2

representan la eficiencia operativa de la caldera

actual y de la nueva

E

_steam

representa la energía transferida a la caldera para

producir vapor

(

)

[

_m

_h

]

E

steam steam s fw savings  −        − =         − =



_

η

σ

2 1 2 1 1 1 1 1

(60)

Análisis de los ahorros

en donde,

E

_fuel ₁

representa la energía de entrada proveniente del

combustible actual

K

_fuel ₁

representa el costo de la energía de entrada del

combustible actual

K

E

fuel savings fuel steam savings



1 2 1 1 2 1 1 2 1

1

1 













−

=













−

=













−

=

η

σ

η

σ

(61)

Ahorros de costos de energía = Costos operativos del caso básico– Costos operativos nuevos

Nueva puesta a punto del controlador posicional

año

Ahorros

K

Ahorros

_boiler new base

/

500 .

109 $

000 .

800 .

14

1 ,

81

7 ,

81

1

1 −

≈

×













₋

=

×













−

=

η

(62)

Reducción de las pérdidas de la chimenea (control de posicionamiento): ejemplo

(63)

Pérdidas de la chimenea - gas metano (gas natural) en el SSAT

Referencia: Modelo de combustión desarrollado por Greg Harrell, Ph.D. , P. E.

Natural Gas 18.3 %

Input Data

Results

(64)

Reducción de las pérdidas de la chimenea (controlador automático

de ajuste de O2): ejemplo

Salida de vapor 375 °C Entrada de agua de alimentación

Combustible Gases de 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 3%

(65)

Pérdidas de la chimenea - gas metano (gas natural) en el SSAT

Referencia: Modelo de combustión desarrollado por Greg Harrell, Ph.D. , P. E.

 Eficiencia de la combustión del modelo del proyecto = 100 - 17,4 = 82,6%

Natural Gas 17.4 %

Input Data

Results

(66)

Ahorros de costos de energía = Costos operativos del caso básico– Costos operativos nuevos

Instalación de un control automático del ajuste del

oxígeno

año

Ahorros

K

Ahorros

_boiler new base

/

000 .

161 $

000 .

800 .

14

6 ,

82

7 ,

81

1

1 ≈

×













₋

=

×













−

=

η

(67)

Proyecto 3 del SSAT - Proyecto de

mejora de la eficiencia

 Haga el análisis "Install Automatic Oxygen Trim

Controller" usando el modelo de un cabezal del SSAT -

Proyecto 3

(68)

Proyecto 3 del SSAT - Proyecto de

mejora de la eficiencia

Power Cost N/A

Fuel Cost 1.1%

Total Cost (in $ '000s/yr) 1.1%

On-Site Emissions

CO2 Emissions 1.1%

SOx Emissions N/A

NOx Emissions 1.1%

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 N/A

-Boiler Duty 1.1%

Fuel Type

-Fuel Consumption 451952.2 Nm3/h 447091.9 Nm3/h 4860.3 Nm3/h 1.1%

-Make-Up Water Flow 0.0%

0.0 t/h -0 m3/h 0 kW -195 kW -307 t/yr 0 t/yr 1 t/yr -0 153 0 153 307 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 17948 kW Natural Gas 20.0 t/h 89.68 0 kW 18143 kW Natural Gas 20.0 t/h

0 kW 0 kW

Reduction After Projects

0 t/yr 0 t/yr 0 t/yr After Projects 28273 t/yr 0 t/yr 56 t/yr Current Operation 28581 t/yr 0 t/yr 57 t/yr 59 14,312 0 14,099 59 14,159 Current Operation After Projects

0 14,253 Reduction Reduction Total Reduction Reduction

(69)

Puntos más importantes / Acciones recomendadas

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. Cuestione el rango de control

 Actualice el control

(70)

Cambio de combustible y optimización

del funcionamiento de la caldera

(71)

Cambio de combustible

 La selección del combustible puede generar reducciones significativas de los costos de funcionamiento. debido 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 son preocupación significativa asociada 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!

(72)

Optimización del funcionamiento de la caldera

 Por lo general, se trata de un escenario muy común cuando hay configuraciones con muchas calderas

 La optimización del funcionamiento de la caldera puede adoptar varias formas

• Apagado de una caldera

• Reducir las operaciones de la caldera más cara mientras se desvía 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

(73)

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 de AP del proceso

(74)

 Cuantifique el beneficio económico si se aumenta la producción de vapor en 1 Tph en una caldera de fuel oil pesado

 Cuantifique el beneficio económico si se aumenta la producción de vapor en 1 Tph en una caldera de carbón

Condiciones del vapor: 25 bares y 375 ºC

Combustible: Carbón

Costo del combustible: $ 5.4/GJ

Capacidad de la caldera: 90 Tph Producción de vapor: 65 Tph

Eficiencia de la caldera: 85 %

Combustible: Fuel oil pesado

Costo del combustible: $ 18/GJ

Eficiencia de la caldera 84 %

Combustible: Gas metano

Costo del combustible: $ 25/GJ

Eficiencia de la caldera 80 %

(75)

Cálculo del cambio de combustible (1 Tph

con caldera de fuel oil pesado)

(

)

(

)

(

)

año año h GJ GJ kg kJ kg kJ hr kg fuel fuel fw steam steam fuel fuel steam fuel steam fuel steam

h

m

E

final operativo Costo inicial operativo Costo e combustibl de cambio de Ahorros $ $ $ 2 2 1 1 2 2 1 1 2 2 1 1 2 1 000 . 234 760 . 8 84 , 0 18 80 , 0 25 5 , 463 181 . 3 000 . 1 =       ₋ − =         − − =         − =         − = − = − = =

Κ

σ σ τ σ τ τ τ σ σ

η

κ

η

κ

η

κ

η

κ

η

κ

η



(76)

Cálculo del cambio de combustible (1 Tph

con caldera de carbón)

(

)

(

)

(

)

h

m

E

final operativo Costo inicial operativo Costo e combustibl de cambio del Ahorros $ $ $ 2 2 1 1 2 2 1 1 2 2 1 1 2 1 000 . 593 760 . 8 85 , 0 4 , 5 80 , 0 25 5 , 463 181 . 3 000 . 1 =       − − =         − − =         − =         − = − = − = =

Κ

η

κ

η

κ

η

κ

η

κ

η

κ

η



(77)

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)

(

)

(

)

(

)

h

m

E

final operativo Costo inicial operativo Costo e combustibl de cambio del Ahorros $ $ $ 2 2 1 1 2 2 1 1 2 2 1 1 2 1 000 . 593 760 . 8 85 , 0 4 , 5 80 , 0 25 5 , 463 181 . 3 000 . 1 =       ₋ − =         − − =         − =         − = − = − = =

Κ

η

κ

η

κ

η

κ

η

κ

η

κ

η



(78)

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 cauda de las características de la combustión

(79)

Cambio del combustible del SSAT

 Hay que calcular el impacto económico

• Por medio de cálculos termodinámicos

• Usando el modelo del SSAT y activando los 2 y 3 con la

generación de vapor correcta como parámetro de mayor impacto

Do you wish to specify an alternative fuel?

→ If yes, choose a new fuel from this drop-down list _← → Site Fuel Cost 5.40 $/GJ Typical 2003 values: $1-7/GJ ←

Note: Example HHV values - Nat Gas 54,220 kJ/kg, No. 2 FO 45,125 kJ/kg, Typical Eastern Coal 31,890 kJ/kg, Green Wood 12,215 kJ/kg

Project 2 - Use an Alternative Fuel

Existing Boiler Fuel : Natural Gas Fuel Cost : $1/Nm3

User Defined Fuel Yes

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 (%) 86.7 % ←

Project 3 - Change Boiler Efficiency

Existing Efficiency : 81.7% Yes

(80)

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

Power Cost N/A

Fuel Cost 79.6%

Total Cost (in $ '000s/yr) 79.2%

0 11,341 0 11,341 59 14,312 0 2,912 59 2,971

0 14,253

Model Status : OK

Reduction

 Impacto económico si se producen 1 tph de vapor en la caldera de gas metano en lugar de en la caldera de carbón

año año $ 050 . 567 $ 20 000 . 341 . 11 = = σ σ

(81)

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 fuel oil pesado

 Impacto económico si se producen 1 tph de vapor en la caldera de gas metano en lugar de en la caldera de fuel oil pesado

Power Cost N/A

Fuel Cost 31.1%

Total Cost (in $ '000s/yr) 31.0%

0 4,434 0 4,434 59 14,312 0 9,818 59 9,878

0 14,253

Model Status : OK Reduction año año $ 700 . 221 $ 20 000 . 434 . 4 = = σ σ