ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDUSTRIAS EXTRACTIVAS NUEVAS TECNOLOGÍAS EN AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR DE UNA REFINERÍA DE PETRÓLEO (CALDERAS) T E S I S QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO QUÍMICO PETROLERO P R E S E N T A N LIZBETH BALTAZAR GARCÍA VICTOR ALBERTO CABELLO RÍOS DIRECTOR DE TESIS: ING. ARIEL DIAZBARRIGA DELGADO MÉXICO D.F. ENERO 2016 INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
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ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA QUÍMICA E
INDUSTRIAS EXTRACTIVAS
NUEVAS TECNOLOGÍAS EN AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR DE UNA
REFINERÍA DE PETRÓLEO (CALDERAS)
T E S I S
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE
INGENIERO QUÍMICO PETROLERO
P R E S E N T A N
LIZBETH BALTAZAR GARCÍA
VICTOR ALBERTO CABELLO RÍOS
DIRECTOR DE TESIS: ING. ARIEL DIAZBARRIGA DELGADO
MÉXICO D.F. ENERO 2016
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
NUEVAS TECNOLOGÍAS EN AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR DE UNA REFINERÍA DE PETRÓLEO (CALDERAS)
ESIQIE IPN
ÍNDICE
RELACIÓN DE FIGURAS i
RELACIÓN DE TABLAS iii
RESUMEN iv
INTRODUCCIÓN v
CAPÍTULO I. GENERALIDADES 1
1.1 El problema energético 2
1.2 El uso energético industrial 3
1.2.1 Instalaciones térmicas en la industria 3
1.2.2 Sistemas de generación 4
1.2.3 Sistemas de distribución 4
1.2.4 Equipos finales de proceso 5
1.3 Calderas en la industria petrolera 5
1.3.1 Procesos que constituyen una refinería 5
1.3.2 Procesos que involucran vapor 8
CAPÍTULO II. SISTEMAS DE MANEJO DEL VAPOR 14
2.1 Descripción de un sistema de vapor 15
2.1.1 Características del agua de alimentación para la caldera 16
2.1.2 Generación de vapor 16
2.1.3 Sistema de distribución de vapor y retorno de condensados 17
2.2 Calderas 17
2.2.1 Partes principales de una caldera 18
2.2.2 Clasificación de las calderas 22
2.2.2.1 Por la disposición de los fluidos 22
NUEVAS TECNOLOGÍAS EN AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR DE UNA REFINERÍA DE PETRÓLEO (CALDERAS)
ESIQIE IPN
2.2.2.2 Por su configuración 23
2.2.2.3 Por el tipo de combustible 23
2.2.2.4 Por el tiro 24
2.2.2.5 Por el modo de controlar la operación 25
2.3 Calderas en la industria petrolera 26
CAPÍTULO III. METODOLOGÍA DE AUDITORIA EN SISTEMAS DE VAPOR
(CALDERAS) 27
3.1 Tipos de auditorías 27
3.2 Metodología detallada para realizar auditorías energéticas 31
3.3 Inspección de la caldera 32
3.3.1 Quemadores 32
3.3.2 Controles de la combustión 33
3.3.3 Apariencia de la flama 34
3.3.4 Monitoreo de la chimenea 35
3.4 Toma de datos 35
3.4.1 Procedimiento de prueba por el método directo 39
3.4.2 Procedimiento de prueba por el método indirecto 40
3.5 Métodos de medición, aparatos y técnicas 41
3.5.1 Métodos para determinar la razón de aire/combustible 41
3.5.2 Medición de flujo 42
3.5.3 Medición de los productos de la combustión 42
3.5.4 Aparatos usados en las mediciones 43
3.5.5 Técnicas de medición 45
3.5.6 Instrumentación en la chimenea 47
3.5.7 Medidores misceláneos 49
3.6 Resumen de la auditoría energética de las calderas 54
3.7 Reporte final de la auditoria 58
NUEVAS TECNOLOGÍAS EN AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR DE UNA REFINERÍA DE PETRÓLEO (CALDERAS)
ESIQIE IPN
CAPÍTULO IV. NUEVAS TECNOLOGÍAS EN AUDITORÍAS PARA CALDERAS DE UNA
REFINERIA DE PETRÓLEO 61
4.1 Importancia de las auditorías en calderas 61
4.1.1 Generación de vapor 62
4.1.2 Consumo de vapor 63
4.1.3 Retorno de condensado 64
4.2 Material necesario para la realización de auditorías 64
4.3 Nuevas tecnologías en auditorias de calderas 65
4.3.1 Aplicaciones de los ensayos no destructivos 66
4.3.1.1 Ensayo no destructivo por método de ultrasonido 67
4.3.1.2 Ensayo no destructivo por método de partículas magnéticas 69
4.3.1.3 Ensayo no destructivo por método de líquidos penetrantes 72
4.3.1.4 Ensayo no destructivo por método de réplicas metalográficas 79
4.3.1.5 Ensayo no destructivo por métodos radiográficos 80
4.3.1.6 Ensayo no destructivo por método de video endoscopía 83
4.4 Analizador de los gases de combustión y cámaras termográficas 84
4.5 Ejemplo práctico de ensayos no destructivos en calderas 85
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 90
REFERENCIAS 92
ANEXO 95
RELACIÓN DE FIGURAS Y TABLAS
ESIQIE-IPN Página i
RELACIÓN DE FIGURAS
Figura Descripción Página
1.1
Esquema a Resumen del Problema energético
2
1.2 Esquema de Instalación de vapor 3
1.3 Sistema de Generación 4
1.4 A Sistema de Distribución 4
1.4 B Equipos finales de proceso 5
1.5 Esquema General de Refinación
7
1.6 Unidad de Destilación 9
1.7 Unidad de Destilación al vacío 10
1.8 Unidad de Desintegración Catalítica Fluida 11
1.9 Unidad de Tratamiento con Amina 12
1.10 Unidad de Recuperación de Azufre 13
2.1 Sistema de Generación y Distribución de vapor 15
2.2 Entradas y salidas de la caldera 17
2.3 Partes principales de una caldera 18
2.4 Puerta del hogar 19
2.5 Cámara de vapor, agua y alimentación de agua 22
2.6 Clasificación de las calderas 22
2.7 Acuotubulares 23
2.8 Pirotubulares 23
2.9 Tiro natural 24
2.10 Tiro Presurizado 24
2.11 Tiro equilibrado 24
RELACIÓN DE FIGURAS Y TABLAS
ESIQIE-IPN Página ii
2. 12
Tipo Manual
25
2.13 Tipo semiautomático 25
2.14 Tipo automático 25
3.1 Instrumentación para calcular la eficiencia de la caldera por el
método directo
40
3.2 Instrumentación para calcular la eficiencia de la caldera por el
método indirecto
41
3.3 Esquema de la medición de la presión del hogar
46
3.4 Esquema del sistema de muestreo de los productos de la combustión 46
4.1 Incrustaciones en el lado agua de la caldera 62
4.2 Esquema de elementos piezoeléctricos. 68
4.3 Esquema de generación por método magnetoestrictivo 68
4.4 Esquema de un equipo de rayos X 82
4.5 Endoscopia 83
4.6 Analizador de gases de combustión 84
4.7 Cámara termográfica 86
4.8 Video endoscopia en el Domo 87
4.9 Video endoscopia en el Hogar 87
4.10 Inspección visual en serpentines 88
4.11 Inspección visual en serpentines 89
RELACIÓN DE FIGURAS Y TABLAS
ESIQIE-IPN Página iii
RELACIÓN DE TABLAS
Tabla Descripción Página
3.1
Tipos de Auditoría
29
3.2 Objetivos y Alcances 30
3.3 Aplicación 30
3.4 Hoja de Datos de monitoreo de la caldera 37
3.5 Sistemas de medición 43
3.6 Aparatos de medición
44
3.7 Rango típico de emisiones de 48
3.8 Programa de auditoría 60
RELACIÓN DE FIGURAS Y TABLAS
ESIQIE-IPN Página iv
RESUMEN
Las auditorías en los sistemas de vapor, principalmente en las calderas, son una
herramienta eficaz que permiten identificar los escenarios donde el consumo energético se
realiza de forma ineficiente, estableciendo además las posibles mejoras de índole técnica,
organizativa y ambiental, encaminadas al ahorro de energía del sistema, mediante un
análisis técnico, principalmente de los componentes o grupos de componentes del sistema
generador y se basa en los datos de operación existentes.
Este trabajo está enfocado principalmente a exponer las nuevas tecnologías
utilizadas en auditorías de calderas, las cuales buscan mejorar los procedimientos llevados a
cabo en la operación de las calderas industriales en una refinería de petróleo. El primer
capítulo muestra un panorama general del uso de vapor en la industria, así como también
los procesos que involucran vapor en una refinería de petróleo.
El capítulo segundo describe un sistema de vapor en general las partes de una
caldera industrial y sus tipos, seguido de las calderas instaladas en la industria petrolera.
En el capítulo tercero se detalla la metodología de la auditoría en las calderas
industriales, en la cual destaca la inspección de la caldera, procedimientos de prueba,
métodos de medición y equipo, y parámetros que afectan al medio ambiente.
Finalmente, en el capítulo cuarto se presentan las nuevas tecnologías y su aplicación
en auditorías para calderas de una refinería de petróleo.
Es necesario hacer conciencia que los ahorros potenciales de energía pueden
llevarse a cabo por medio de una auditoría energética en sistemas generadores de vapor y
que por lo tanto las nuevas tecnologías en auditoría juegan un papel muy importante dentro
de cualquier industria.
Con el desarrollo de nuevas tecnologías y una mejor comprensión de los aspectos de
la operación de las calderas, se obtendrá un rendimiento máximo y se evitarán las posibles
fuentes de calor no aprovechadas. De la misma manera corregir problemas y dar solución a
las deficiencias de estos sistemas, reducirán costos operacionales, y por la vía de la
optimización de estos sistemas, mejorar la competitividad de las empresas nacionales.
RELACIÓN DE FIGURAS Y TABLAS
ESIQIE-IPN Página v
INTRODUCCIÓN
La tendencia del encarecimiento de los combustibles que se utilizan actualmente en
la industria para producir, particularmente, energía calorífica, ha desarrollado el uso de
técnicas y sistemas que por una parte aumenten la eficiencia de los procesos y por otra
reduzcan significativamente los consumos de combustible. Una de las partes principales en
la operación de las industrias lo representan los sistemas generadores de vapor, por esta
razón, el presente trabajo enmarca las tecnologías utilizadas en la actualidad para llevar a
cabo una auditoría en los sistemas de vapor de una refinería de petróleo.
Las auditorías energéticas que se han venido realizando en la industria petrolera en
los últimos años, ponen de manifiesto el potencial ahorro energético. Como resultado de las
mismas, ya se han puesto en marcha una serie de actuaciones encaminadas a alcanzar las
mayores eficiencias energéticas en sus centros de trabajo.
En este sentido, el actual modelo energético, basado en generar la energía a
cualquier precio para satisfacer una demanda creciente, es insostenible para cualquier
sociedad desarrollada. La preocupación por preservar el medio ambiente y aumentar el
grado de autoabastecimiento energético, han llevado a los países a orientar sus políticas
energéticas hacia una reducción del consumo de energía, incentivando el ahorro y su
eficiencia.
Las mejoras en eficiencia energética incluyen todos los cambios que conllevan una
reducción de la cantidad de energía para un mismo nivel de actividad, teniendo en cuenta la
satisfacción de los requerimientos de la sociedad actual de llevar asociado el menor costo
económico, energético y ambiental posible para nuestro territorio.
Los parámetros que deben ser cubiertos durante la auditoría, se establecen de
acuerdo a normas y bases comunes de referencia para el análisis y cuantificación de las
medidas de ahorro energético, incluidas en los estudios que se realicen en el sector
industrial, garantizando además la eficiencia en los resultados derivados de su
implementación, así como su confiabilidad.
I. GENERALIDADES
ESIQIE-IPN Página 1
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
La energía es un recurso vital en la actividad industrial y como tal debe ser
considerado en la planificación, dirección y seguimiento por parte de la empresa. El ahorro
y uso eficiente de la energía es el eje central de la estrategia en cualquier programa de
ahorro de energía.
La experiencia en la aplicación de programas de ahorro de energía ha demostrado
que con el incremento de la eficiencia energética se obtienen beneficios económicos
adicionales a la reducción en el costo de la energía, junto con la posibilidad de incrementar
la producción y la reducción de emisiones contaminantes. Una auditoría energética consiste
básicamente en el análisis de la situación a lo largo de un periodo de tiempo dado, con el
fin de determinar cómo y dónde se utiliza la energía en sus distintas formas [1].
El vapor de agua es uno de los medios de transmisión de energía calórica de mayor
efectividad en la industria, se estima que este servicio es utilizado por el 95% de las
industrias como medio de calentamiento, por su fácil generación, manejo y bajo costo
comparado con otros sistemas [2].
Tradicionalmente las auditorías en sistemas de vapor han centrado sus esfuerzos en
aumentar o mejorar la eficiencia energética de los generadores térmicos y equipos de
proceso (hornos, secadores, motores eléctricos, entre otros.) y, en ocasiones, de las redes de
distribución, por lo que se han implementado nuevas metodologías que permitan abordar de
forma estructurada cada uno de estos aspectos, mediante una secuencia que garantice la
mejora de forma conjunta sin dejar a un lado algunos de sus aspectos esenciales.
Lo anterior propone mejorar de una manera práctica, rápida y objetiva, los procesos
en la industria y conocer las nuevas herramientas existentes para realizar auditorías en
calderas. De manera que las nuevas tecnologías utilizadas para realizarlas, juegan un papel
fundamental. Para ello, se evalúa energéticamente el funcionamiento de la instalación, se
analizan las posibles mejoras del proceso o equipos y se determinan las inversiones a
realizar y sus periodos de retorno, proponiendo la implantación de aquellas medidas de
ahorro y eficiencia energética más apropiadas.
I. GENERALIDADES
ESIQIE-IPN Página 2
1.1 EL PROBLEMA ENERGÉTICO
El problema energético y medioambiental que existente a nivel mundial, se
manifiesta a través de un horizonte finito y cercano para los combustibles no renovables y
el calentamiento del planeta a través del efecto invernadero. Esto ha llevado a las diferentes
administraciones a implementar políticas energéticas dirigidas a fomentar el uso racional de
la energía y la eficiencia energética como se muestra en la Figura 1.1.
Figura 1.1 Esquema a Resumen del Problema energético
Así, la estrategia global y local en el ámbito energético a desarrollar en cualquier
país o región, debe primar el ahorro de energía, por su efecto favorable sobre el medio
ambiente y de la economía de la empresa.
Las auditorías energéticas constituyen un instrumento de primer orden para hacer
posible que el potencial ahorro energético del sector industrial de los países pueda ser
ejecutado. En el sector industrial, estas auditorías persiguen un triple objetivo:
1. Adecuar los consumos reales de la planta, revisando los equipos, los procesos y
garantizando un buen mantenimiento de las instalaciones.
2. Reducir las pérdidas de energía, introduciendo nuevas tecnologías que aumenten la
eficiencia del consumo energético.
3. Aprovechar las corrientes residuales y optimizar la operación de los servicios
energéticos.
I. GENERALIDADES
ESIQIE-IPN Página 3
La eficiencia energética, el ahorro y la diversificación de energía, el aprovechamiento de
energías residuales y de las energías renovables, tienen como principal objetivo obtener un
rendimiento energético óptimo para cada proceso o servicio en el que su uso sea
indispensable, sin que ello signifique una disminución de la productividad, calidad o del
nivel de confort del servicio.
1.2 EL USO ENERGÉTICO INDUSTRIAL
1.2.1 INSTALACIONES TÉRMICAS EN LA INDUSTRIA
La industria requiere de una gran cantidad de energía térmica y eléctrica para llevar
a cabo sus procesos productivos. La energía se utiliza como un recurso necesario e
insustituible para elaborar los productos con las calidades exigidas. Por tanto, como
cualquier otro servicio habrá que adquirirlo o transformarlo, adecuándolo a las necesidades
de su utilización; transportarlo a los puntos de consumo y, por último, posibilitar su uso
final por los consumidores. Además, puesto que la energía no se destruye, habrá que
recuperar la energía residual que quede tras su uso.
En el caso de la energía térmica, ésta es llevada a los procesos por medio de los
fluidos caloportadores*, que tomando la energía térmica del combustible, a través del
sistema de generación, la transportan y transfieren para su consumo en los equipos de
proceso como se muestra en la Figura 1.2.
Figura 1.2 Esquema de Instalación de vapor
*Fluido caloportador: Líquido o gas que absorbe o cede energía calorífica en sistemas de calefacción.
I. GENERALIDADES
ESIQIE-IPN Página 4
1.2.2 SISTEMA DE GENERACIÓN
La energía llega a la planta en forma de combustible líquido, sólido o gaseoso y se
consume directamente en los equipos de generación térmica (Figura 1.3):
• Calorífica: Si en ellos se produce un calentamiento de fluidos caloportadores, como por
ejemplo las calderas de vapor, de agua sobrecalentada y agua caliente o los hornos de aceite
térmico.
• Frigorífica: Son aquellos sistemas en los que se realiza el enfriamiento de fluidos
caloportadores, como por ejemplo las torres de enfriamiento o las plantas frigoríficas.
Figura 1.3 Sistema de Generación
1.2.3 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
Los equipos de generación producen el calentamiento o enfriamiento de fluidos
caloportadores (agua, vapor, aceite térmico, entre otros.) que han de ser distribuidos en la
fábrica hasta los puntos de consumo finales como lo indica la Figura 1.4 A.
Figura 1.4 A Sistema de Distribución
I. GENERALIDADES
ESIQIE-IPN Página 5
La importancia en el mantenimiento de estas redes de distribución es crucial, pues
sus ineficiencias implican aumentos en el consumo de energía, dado que son directamente
pérdidas de esa energía ya transformada.
1.2.4 EQUIPOS FINALES DE PROCESO
Se podría entender por equipos de proceso (Figura 1.4 B) los consumidores últimos
directos de energía, los cuales la requieren para realizar transformaciones sobre el producto
procesado (reactores, hornos de proceso, secaderos, columnas de destilación, evaporadores
de simple o múltiple efecto) o su calentamiento o enfriamiento (intercambiadores de calor).
Los requerimientos térmicos de los equipos de proceso, a través de la red de
distribución (vapor, agua caliente o fría), podrían ser satisfechos mediante el uso de
corrientes residuales del proceso, disminuyendo así la demanda energética [3].
Figura 1.4 B Equipos finales de proceso
1.3 CALDERAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA
1.3.1 PROCESOS QUE CONSTITUYEN UNA REFINERÍA
Una refinería moderna debe contar con infraestructura suficiente para mantener la
continuidad de su operación, es decir, tener flexibilidad para realizar mantenimientos. Los
principales procesos (Figura 1.5) que conforman una refinería son [4]:
Destilación combinada primaria y vacío: La función de estos procesos es descomponer o
separar el petróleo crudo en sus diferentes componentes por medio de destilación
atmosférica y al vacío.
I. GENERALIDADES
ESIQIE-IPN Página 6
Coquización: El propósito principal de esta planta es procesar el residuo de vacío para
obtener productos de mayor valor agregado como gas, gasolina y gasóleos.
Hidrodesulfuración de gasolina: La función de este proceso es eliminar de la gasolina el
contenido de productos indeseables como azufre y nitrógeno.
Hidrodesulfuración de nafta catalítica: El objetivo de este proceso es disminuir el
contenido de azufre por debajo de 15 partes por millón de la gasolina catalítica producto.
Hidrodesulfuración de gasóleos de coquización y de vacío: La función principal de este
proceso es disminuir el contenido de azufre en el diesel y en el gasóleo producto.
Recuperación de Azufre: La función principal de este proceso es la recuperación del
azufre de los gases ácidos.
Reformación catalítica. La función principal de este proceso es la obtención de gasolina
reformada de alto octano.
Isomerización de pentanos y hexanos. El propósito de este proceso es incrementar el
índice de octano de la gasolina de carga.
Alquilación. Este proceso se utiliza para la obtención de gasolina (alquilado) de alto
octano.
Craqueo catalítico: El craqueo catalítico es el proceso de la refinería más importante y
más ampliamente utilizado para la conversión de aceites pesados en gasolina y productos
más ligeros.
Reducción de viscosidad. Proceso relativamente moderado de eliminación de carbón, con
el cual se incrementa el rendimiento de destilados intermedios y de destilados ligeros
aunque en menor grado.
I. GENERALIDADES
ESIQIE-IPN Página 7
DIAGRAMA GENERAL DE UNA REFINERÍA
Fig
ura
1.5
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I. GENERALIDADES
ESIQIE-IPN Página 8
1.3.2 PROCESOS QUE INVOLUCRAN VAPOR
Hay un conjunto de procesos que no están directamente implicados en la producción
de combustibles pero que tienen una misión auxiliar. Estos son los sistemas de producción
de vapor, sistemas de refrigeración y otros servicios generales (distribución de corriente
eléctrica, aire de instrumentación, agua potable, agua de servicio contra incendio,
alcantarillas, colectores de residuos, entre otros.) [5].
Los principales procesos que involucran vapor dentro de una refinería se muestran a
continuación:
Destilación combinada primaria y vacío: Aunque normalmente las columnas de
destilación no utilizan hervidores, generalmente se incorporan varios platos por
debajo de la zona de alimentación, introduciéndose vapor por el fondo de la
columna para reducir la presión parcial de los hidrocarburos disminuyendo así la
temperatura requerida para la vaporización como se muestra en la Figura 1.6 y 1.7.
Craqueo catalítico: En el proceso de craqueo catalítico de lecho fluidizado se
emplea un catalizador en forma de partículas muy finas que se comportan como un
fluido cuando se airean con vapor (Figura 1.8).
Unidad de tratamiento de gas con aminas: La unidad de tratamiento de gas con
aminas elimina los gases ácidos (sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono) de las
corrientes gaseosas de la planta de gas. Este proceso utiliza vapor en el fondo del
regenerador (Figura 1.9).
Planta de recuperación de azufre: Para satisfacer las normas sobre medio ambiente,
se debe recuperar al menos 98% del azufre de los gases ricos en sulfuro de
hidrógeno. En este proceso se utiliza una caldera recuperadora de calor para
aprovechar la energía generada en la reacción entre el gas ácido de la planta de
amina, gas amargo del agotador de agua amarga y aire. El vapor producido podrá
ser utilizado en otros procesos (Figura 1.10).
I. GENERALIDADES
ESIQIE-IPN Página 9
Fig
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I. GENERALIDADES
ESIQIE-IPN Página 10
Figura 1.7 Unidad de Destilación al vacío
I. GENERALIDADES
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I. GENERALIDADES
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II. SISTEMAS DE MANEJO DE VAPOR
ESIQIE-IPN Página 14
CAPÍTULO II
SISTEMAS DE MANEJO DE VAPOR
El vapor de agua es un servicio muy común en la industria, que se utiliza para
proporcionar energía térmica a los procesos de transformación de materias primas a
productos, por lo que la eficiencia del sistema para generarlo, la distribución adecuada y el
control de su consumo, tendrán un gran impacto en la eficiencia total de la planta. Esta
situación se refleja en los costos de producción del vapor y, en consecuencia, en la
competitividad y sustentabilidad de la empresa.
En México, la tercera parte de la energía utilizada a nivel nacional, es consumida
por la industria, y de ésta, cerca del 70% proviene de combustibles fósiles, distribuidos en
la forma siguiente: el gas natural como principal recurso (50%), seguido por el combustóleo
(21%) y el coque (11%). Este requerimiento energético demandado por la industria lo
conforman principalmente los sistemas de combustión directa, como son los calentadores a
fuego directo y calderas, donde estas últimas se utilizan para la generación de vapor, el cual
se requiere para suministrar trabajo mecánico y calor a los procesos [6].
El vapor es generado en una caldera a partir de la utilización de un combustible,
generalmente un derivado del petróleo o biomasa, como medio aportante de energía, para
transformar el agua en vapor a determinada presión y temperatura. Luego de ser generado y
debido a su presión puede ser transportado al equipo o proceso consumidor sin necesidad
de utilizar algún medio mecánico como una bomba.
El vapor también puede ser utilizado para generar trabajo, aprovechando la presión
del vapor generado en la caldera para producir movimiento. Para el primer caso la
aplicación más común es un intercambiador de calor y para el segundo caso una locomotora
(pistón) o turbina de vapor para generar electricidad.
A parte de ser fácil de transportar por medio de una red de tuberías, el vapor es un
excelente medio de transporte de energía, aunque también presenta algunas limitantes como
la generación de condensado en las redes, en muchas ocasiones con problemas de
corrosión.
II. SISTEMAS DE MANEJO DE VAPOR
ESIQIE-IPN Página 15
Adicionalmente el agua con que se genera el vapor debe presentar determinadas
características en cuanto a calidad, siendo necesario adecuarla utilizando sustancias
químicas.
Cuando se estudian sistemas donde se utiliza vapor es indispensable conocer la
manera como este se usará, es decir, emplearlo como medio de transporte de energía de un
lugar a otro, o para producir trabajo. También es necesario conocer el tipo de caldera en la
que se produce el vapor.
2.1 DESCRIPCIÓN DE UN SISTEMA DE VAPOR
La Figura 2.1 muestra un sistema de generación y distribución de vapor cuyas partes
principales se describen a continuación [7].
Figura 2.1 Sistema de Generación y Distribución de vapor
Un sistema típico de vapor está constituido por tres secciones, las cuales conforman
un ciclo. La primera sección corresponde a la Generación. Durante esta etapa, en la caldera,
se aplica calor al agua de alimentación para elevar su temperatura. Después de que el agua
se ha evaporado, pasa a la segunda etapa del ciclo de vapor: Distribución. Esto es
simplemente el movimiento del vapor de agua en un sistema cerrado a su punto de
consumo. Finalmente la tercera y última sección que completa el ciclo de vapor es el
Retorno del condensado.
II. SISTEMAS DE MANEJO DE VAPOR
ESIQIE-IPN Página 16
2.1.1 CARACTERÍSTICAS DEL AGUA DE ALIMENTACIÓN PARA LA
CALDERA
La calidad del agua de alimentación a la caldera repercute directamente sobre el
buen funcionamiento de la misma, así como sobre la vida de muchos de los elementos que
forman el equipo generador de vapor.
Control de la calidad del agua:
A continuación se presentan las variables más importantes que se deben de controlar
en el agua de la caldera:
Concentración de gases no condensables
Sólidos disueltos totales (STD)
Dureza
PH
Alcalinidad
Conductividad eléctrica
2.1.2 GENERACIÓN DE VAPOR
La generación de vapor corresponde a la primera sección del sistema de vapor, en
donde el equipo clave es la caldera. La función de las calderas es el de producir vapor o
calentar agua a una temperatura superior a la del ambiente y presión mayor a la
atmosférica.
Las calderas forman parte de los equipos más utilizados por la industria y estos son
los responsables del mayor porcentaje de consumo de combustibles; por lo tanto,
mantenerlos trabajando a una buena eficiencia reditúa en beneficios importantes para las
empresas.
En la Figura 2.2 se presenta un diagrama de la caldera en donde se muestra las
corrientes de entrada y de salida tanto de materia como de energía.
II. SISTEMAS DE MANEJO DE VAPOR
ESIQIE-IPN Página 17
Figura 2.2 Entradas y salidas de la caldera
2.1.3 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE VAPOR Y RETORNO DE
CONDENSADOS
El tipo de corrosión más común en estos sistemas es la causada por el dióxido de
Carbono ( . El entra al sistema con el agua de alimentación en forma de sales de
carbonato o bicarbonato (alcalinidad) que cuando se pone en contacto con el agua interior
de la caldera a alta temperatura, estos compuestos se rompen formando dióxido de carbono
que es transportado por el vapor y se absorbe en las tuberías y equipos que forma el sistema
de condensados, transformándose en ácido carbónico ( ) [8].
2.2 CALDERAS
Una caldera es un recipiente cerrado en el cual el agua, bajo presión, es
transformada en vapor por la aplicación de calor. Los recipientes abiertos y aquellos que
generen vapor a presión atmosférica no son considerados calderas. En el quemador la
energía química en el combustible es convertida en calor, y es la función de la caldera
transferir este calor al agua de la manera más eficiente [9].
II. SISTEMAS DE MANEJO DE VAPOR
ESIQIE-IPN Página 18
2.2.1 PARTES PRINCIPALES DE UNA CALDERA
Debido a que cada caldera dispone, dependiendo del tipo, de partes características,
es muy difícil atribuir a todas ellas un determinado componente. Debido a lo anterior se
analizarán las partes principales de las calderas en forma general, especificando en cada
caso el tipo de caldera que dispone de dicho elemento (Figura 2.3)
Figura 2.3 Partes principales de una caldera [10].
Hogar: Es el espacio donde se quema el combustible. Se le conoce también con el
nombre de " Cámara de Combustión". Los hogares se pueden clasificar según:
a) Su ubicación
-Hogar exterior
-Hogar interior
b) El tipo de combustible
-Hogar para combustible sólido
- Hogar para combustible liquido
- Hogar para combustible gaseoso
c) Su construcción.
- Hogar liso
- Hogar corrugado
Puerta del hogar: Como se muestra en la Figura 2.4 es una pieza metálica,
abisagrada, revestida generalmente en su interior con refractario o de doble pared,
por donde se alimenta el combustible al hogar y se hacen las operaciones de control
del fuego. En calderas que queman combustibles líquidos o gaseosos, esta puerta
es reemplazada por el quemador.
II. SISTEMAS DE MANEJO DE VAPOR
ESIQIE-IPN Página 19
Figura 2.4 Puerta del hogar
Parrillas (emparrillado): Son piezas metálicas en forma de rejas, generalmente
rectangulares o trapezoidales, que van en el interior del fogón y que sirven de
soporte al combustible sólido. Debido a la forma de reja que tienen, permiten el
paso del "aire primario" que sirve para que se produzca la combustión. Las parrillas
deben adaptarse al combustible y deben cumplir principalmente los siguientes
requisitos:
- Permitir convenientemente el paso del aire
- Permitir que caiga la ceniza
- Permitir que se limpien con facilidad y rapidez
- Impedir que se junte escoria
- Los barrotes de la parrilla deben ser de buena calidad para que no se quemen o deformen.
- Ser durables.
Cenicero: Es el espacio que queda bajo la parrilla y que sirve para recibir las
cenizas que caen de ésta. Los residuos acumulados deben retirarse periódicamente
para no obstaculizar el paso de aire necesario para la combustión. En algunas
calderas el cenicero es un depósito de agua.
Puerta del cenicero: Accesorio que se utiliza para realizar las funciones de limpieza
del cenicero. Mediante esta puerta regulable se puede controlar también la entrada
del aire primario al hogar. Cuando se hace limpieza de fuegos o se carga el hogar,
se recomienda que dicha puerta permanezca cerrada con el objetivo de evitar el
retroceso de la llama.
II. SISTEMAS DE MANEJO DE VAPOR
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Altar: es un pequeño muro de ladrillo refractario, ubicado en el hogar, en el
extremo opuesto a la puerta del hogar y al final de la parrilla, debiendo sobrepasar a
ésta en aproximadamente 30 cm.
Los objetivos del altar son:
- Impedir que al avivar, cargar o atizar los fuegos arrojen partículas de combustibles o
escoria al primer tiro de los gases.
- El altar forma también el cierre interior del cenicero.
- Imprimir a la corriente de aire de la combustión una distribución lo más uniforme posible
y una dirección ascensional vertical en todo el largo y ancho de las parrillas.
Mampostería: Se llama mampostería a la construcción de ladrillos refractarios o
comunes que tienen como objeto:
a) Cubrir la caldera para evitar pérdidas de calor y
b) Guiar los gases y humos calientes en su recorrido
Para que la mampostería sea un mejor aislante se dispone a veces en sus paredes de
espacios huecos (capas de aire) que dificultan el paso del calor. En algunos tipos de
calderas, se ha eliminado totalmente la mampostería de ladrillo, colocándose solamente
aislación térmica en el cuerpo principal y cajas de humos. Para este objeto se utilizan
materiales aislantes tales como lana de vidrio recubierta con planchas metálicas y asbestos.
Conductos de humo: Son los espacios por los cuales circulan los humos y gases
calientes de la combustión. De esta forma se aprovecha el calor entregado por éstos
para calentar el agua y/o producir vapor.
Caja de humo: Corresponde al espacio de la caldera en el cual se juntan los humos
y gases, después de haber entregado su calor y antes de salir por la chimenea.
Chimenea: Es el conducto de salida de los gases y humos de la combustión para la
atmósfera. Además tiene como función producir el tiro necesario para obtener una
adecuada combustión.
II. SISTEMAS DE MANEJO DE VAPOR
ESIQIE-IPN Página 21
Regulador de tiro o templador: Consiste en una compuerta metálica instalada en el
conducto de humo que comunica con la chimenea o bien en la chimenea misma y
que tiene por objeto dar mayor o menor paso a la salida de los gases y humos de la
combustión. Este accesorio es accionado por el operador de la caldera para regular
la cantidad de aire en la combustión, al permitir aumentar (al abrir) o disminuir (al
cerrar) el caudal. Generalmente se usa en combinación con la puerta del cenicero.
Tapas de registro o puertas de inspección: Son aberturas que permiten inspeccionar,
limpiar y reparar la caldera. Existen dos tipos, dependiendo de su tamaño:
- Las puertas hombre (manhole). Por sus dimensiones permite el paso de un hombre al
interior de la caldera.
- Las tapas de registro (handhole). Por ser de menor tamaño sólo permiten el paso de un
brazo.
Puertas de explosión: Son puertas metálicas con contrapeso o resorte, ubicadas
generalmente en la caja de humos y que se abren en caso de exceso de presión en la
cámara de combustión, permitiendo la salida de los gases y eliminando la presión.
Cámara de agua: Es el espacio o volumen de la caldera ocupado por el agua. Tiene
un nivel superior máximo y uno inferior mínimo bajo el cual, el agua, nunca debe
descender durante el funcionamiento de la caldera.
Cámara de vapor: Es el espacio o volumen que queda sobre el nivel superior
máximo de agua y en el cual se almacena el vapor generado por la caldera. Mientras
más variable sea el consumo de vapor, tanto mayor debe ser el volumen de esta
cámara. En este espacio o cámara, el vapor debe separarse de las partículas de agua
que lleva en suspensión- Por esta razón algunas calderas tienen un pequeño cilindro
en la parte superior de esta cámara, llamado " domo" y que contribuye a mejorar la
calidad del vapor.
Cámara de alimentación de agua: Es el espacio comprendido entre los niveles
máximo y mínimo de agua. Durante el funcionamiento de la caldera se encuentra
ocupada por vapor y/o agua, según sea donde se encuentre el nivel de agua (Figura
2.5).
II. SISTEMAS DE MANEJO DE VAPOR
ESIQIE-IPN Página 22
Figura 2.5 Cámara de vapor, agua y alimentación de agua
2.2.2 CLASIFICACIÓN DE LAS CALDERAS
Las calderas se clasifican según diferentes criterios: la disposición de los fluidos, la
configuración, el tipo de combustible que utilizan, el tipo de tiro, el modo de controlar la
operación y el número de pasos como se muestra en la Figura 2.6
Figura 2.6 Clasificación de las calderas [2].
2.2.2.1 POR LA DISPOSICIÓN DE LOS FLUIDOS
En las calderas Acuotubulares (Figura 2.7) el agua circula por dentro de los tubos y
los gases que transfieren la energía al agua se encuentran circundando los tubos. Son de
bajo costo, simplicidad de diseño, exigen menor calidad del agua de alimentación, son
pequeñas y eficientes, pero necesitan mayor tiempo para responder a caídas de presión o
para entrar en funcionamiento. De acuerdo con la presión se pueden subdividir en calderas
de baja presión (0-20 bar), media presión (20-60 bar) y alta presión (60-150 bar).
II. SISTEMAS DE MANEJO DE VAPOR
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En las calderas Pirotubulares (Figura 2.8) los gases circulan por dentro de los tubos
y transfieren su energía al agua que circunda los tubos. Pueden ser puestas en marcha
rápidamente, operan a presiones mayores a 20 bar, pero son de mayor tamaño, peso y costo,
además deben ser alimentadas con agua de gran pureza. De acuerdo con la presión se
pueden subdividir en calderas de baja presión (0-4 bar), media presión (4-10 bar) y alta
presión (150-300 bar).
Figura 2.7 Acuotubulares Figura 2.8 Pirotubulares
2.2.2.2 POR SU CONFIGURACIÓN
De acuerdo con la forma en que estén dispuestas se clasifican en Verticales y
Horizontales. Generalmente las calderas verticales presentan eficiencias menores a las de
configuración horizontal, debido a que la temperatura de los gases es alta.
2.2.2.3 POR EL TIPO DE COMBUSTIBLE
De acuerdo con el tipo de combustible las calderas se clasifican en las que utilizan
combustibles sólidos, como carbón, bagazo o material vegetal. Estas son complejas de
operar por la forma de alimentar el carbón, generan cenizas y suciedad y son de difícil
control de la combustión. Su principal ventaja es que los combustibles son de bajo precio o
en algunos casos gratis, por tratarse de subproductos de un proceso como por ejemplo el
bagazo de caña de azúcar en la industria azucarera. Las de combustible líquido utilizan
crudos livianos o pesados que deben ser atomizados para facilitar la mezcla con el aire al
momento de darse la combustión.
II. SISTEMAS DE MANEJO DE VAPOR
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Las calderas de combustible gaseoso como gas natural son de fácil control de
combustión y requieren menos frecuencia de mantenimiento, pero generalmente son más
costosas de operar por el costo del combustible, además requieren mayores cuidados por
tratarse de combustibles bastante explosivos. Su transporte se realiza por la propia presión
del sistema lo que evita la presencia de piezas o elementos en movimiento.
2.2.2.4 POR EL TIRO
De acuerdo con la forma como ingresa el aire de combustión y la salida de los gases
a las calderas se clasifican en las de tiro natural (Figura 2.9), en las que la entrada y salida
del aire de combustión y los gases no son asistidas por ventiladores, sino que el flujo de
ellos se da por circulación natural debido a la diferencia de densidad de estos fluidos.
Las presurizadas (Figura 2.10), son aquellas que tienen un ventilador de tiro forzado
para inyectar el aire de combustión al hogar, pero los gases producto de la combustión salen
por la presión generada en el hogar.
Las de tiro equilibrado (Figura 2.11) son aquellas que tienen un ventilador de tiro
forzado que inyecta aire de combustión y un ventilador de tiro inducido que extrae los
gases de combustión de la cámara, manteniendo la presión del hogar ligeramente negativa
(presión de succión).
Figura 2.9 Tiro natural Figura 2.10 Tiro Presurizado
Figura 2.11 Tiro equilibrado
II. SISTEMAS DE MANEJO DE VAPOR
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2.2.2.5 POR EL MODO DE CONTROLAR LA OPERACIÓN
De acuerdo con el tipo de control y la manera como se suministra el combustible las
calderas pueden ser de tipo manual, semiautomático y automático. En las de tipo manual
(Figura 2.12) la alimentación de carbón es realizada por un operario de forma irregular de
acuerdo con la señal de presión de la caldera, es decir cuando la presión cae más allá de un
valor mínimo determinado, indica que la planta está demandando vapor y que requerirá
alimentación de combustible para mantener la presión de operación del sistema. El control
sobre la combustión es casi nulo y generalmente presentan baja eficiencia térmica.
Las de tipo semiautomático (Figura 2.13), requieren la asistencia de un operario
para alimentar tolvas, estas a su vez entregan a la caldera el combustible de acuerdo a la
demanda de vapor de los procesos productivos. Presentan mejor eficiencia térmica que la
manuales, pero requieren una mayor inversión inicial.
Las de tipo automática (Figura 2.14), en operación normal no requieren de la
asistencia de operarios.
Figura 2.12 Tipo Manual Figura 2.13 Tipo semiautomático
Figura 2.14 Tipo automático
II. SISTEMAS DE MANEJO DE VAPOR
ESIQIE-IPN Página 26
2.3 CALDERAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA
Las calderas utilizadas en la industria de la refinación de petróleo son de tipo
pirotubulares las cuales suministran aproximadamente de 200 ⁄ a 300 ⁄ de
vapor con una eficiencia del 85%-89% de acuerdo a la ASME Power test code, Código
PTC para pruebas de potencia en unidades de generación de vapor, y eficiencia en calderas
de Council of Industrial Boiler Owners, Energy Efficiency Handbook (Anexo A Calderas
instaladas en Pemex Refinación) [11].
A pesar del uso de combustibles convencionales, como carbones, fuel-oil o gas
natural, la industria de la refinación de petróleo en México se ha preocupado por el uso de
calderas que utilicen diversos combustibles alternativos como hullas, lignitos, antracita,
coque, residuos forestales, residuos urbanos e industriales, gases pobres y muchos otros
subproductos que aseguran tener una fuente de energía segura y económica [12].
Es así que las calderas instaladas en las refinerías del país emplean distintas calderas
que se ajustan a las condiciones de vapor demando siguiendo las normas de protección al
medio ambiente [13].
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
ESIQIE-IPN Página 27
CAPÍTULO III
METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR
(CALDERAS)
Por definición y en forma general, una auditoría energética proporciona un
diagnóstico del estado energético de un equipo, un proceso, una planta e incluso una
perspectiva industrial de un país. El objetivo de la auditoría energética es determinar cuanta
energía se suministra, cuanta es teóricamente necesaria, cuanta en realidad se utiliza o se
transforma en trabajo y cuánta se desperdicia, detectando donde, como y cuanto se
consume con el fin de implantar medidas de corrección, control y comparación, que
permitan el uso eficiente de la energía.
Para lograr el objetivo anterior, el consumo óptimo de la energía resulta de una serie
de estudios basados en balances de materia y energía (de exergía principalmente), análisis
entálpicos y entrópicos y, en algunos casos, de simulaciones de proceso.
3.1 TIPOS DE AUDITORÍAS
Una regla general es que una auditoría energética provee de beneficios adicionales
para cualquier planta construida 5 o más años antes, cuando la Ingeniería Económica no
tenía el impacto que obtiene hoy en día [14]. La Auditoría puede ser de tres tipos:
Auditoría de Primer Grado:
Consiste en la inspección visual del estado de conservación de las instalaciones y en
el análisis de los registros de operación y mantenimiento que rutinariamente se llevan en
cada instalación. Al realizar este tipo de auditoría se deben anotar los detalles que se
detectan a simple vista y se consideran como desperdicios de energía, como fugas de vapor,
falta de aislamiento, mala combustión, equipos que operan innecesariamente, entre otros.
En este tipo de auditoría no se buscar efectuar un análisis exhaustivo del uso de la energía,
sino detectar las posibilidades de ahorro de aplicación inmediata y de nula o baja inversión.
Auditoría de segundo grado:
También se conocen como auditoría de campo y es más completa que la anterior, ya
que en ella se incluye información sobre el consumo de energía por cada actividad; así
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
ESIQIE-IPN Página 28
como individualmente por equipo. Con los datos obtenidos se elaboran balances de materia
y energía evaluándose la eficiencia con la que se usa la energía en las áreas sustantivas.
Para realizar este tipo de auditoría es conveniente contar con la adecuada instrumentación y
control para comparar los valores de diseño y determinar las variaciones en la eficiencia;
sin embargo es conveniente mencionar que en caso necesario pueden efectuarse
estimaciones basadas en cálculos de ingeniería.
Auditoría de tercer grado:
Este tipo de auditoría requiere un estudio más profundo de las condiciones de
operación y una base de datos más precisa, por lo que no se pueden admitir estimaciones
por falta de instrumentación.
Se requiere un análisis más exhaustivo, con la información completa de flujo de
balances de materia y energía, propiedades y condiciones de operación de las diferentes
corrientes. En esta auditoría es común el uso de toda la instrumentación en simuladores de
proceso con el fin de analizar la interrelación de equipos y procesos, y de evaluar los
efectos de los cambios de condiciones de operación en el consumo específico de energía.
Una vez identificados los potenciales ahorros energéticos y las fuentes de
desaprovechamiento, corresponde desarrollar una etapa en la que se proponen las diferentes
soluciones para corregir las desviaciones encontradas. Así se puede establecer un programa
de actividades en las que se distinguen las de carácter inmediato a corto, mediano y largo
plazo [15] [16].
En la Tabla 3.1 se mencionan las principales características de cada uno de los tres
tipos de auditorías. Los objetivos y los alcances se muestran en la Tabla 3.2 y se enlistan
los principales resultados obtenidos en la Tabla 3.3.
Cuando se desea aplicar una auditoría es importante planear con anticipación las
principales actividades a desarrollar, las áreas que se desean cubrir, las reuniones de
compendio, entre otros. En resumen elaborar un programa de auditoría que garantice el
orden, comunicación y el abarcar todas las áreas de consumo energético.
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
ESIQIE-IPN Página 29
La fijación de indicadores es una herramienta de comparación necesaria que permite
saber si los consumos energéticos de las calderas se han visto reducidos o si pueden
reducirse aún más, sin el cambio en las condiciones de operación del sistema.
El objetivo de la auditoría en calderas es el de examinar las condiciones existentes
del quemador, hogar, sistemas de evaporación y las condiciones de la combustión para
detectar y eliminar las obvias fuentes de ineficiencia. El diagnóstico puede servir para la
preparación de programas más ambiciosos de mejoramiento de la eficiencia a través de las
modificaciones de operación y/o la adición de equipo recuperador de calor.
Tabla 3.1 Tipos de Auditoría
Características TIPO DE AUDITORIA
Primer Grado Segundo Grado Tercer grado
Objetivo Inspección y Registro Cuantificar Ingeniería
Alcances Enfatizar costos Incluir bases de Cálculo Constituir planes
Grupo auditor 3 Auditores incluyendo al
Ing. de planta.
4 Auditores incluyendo
un consultor.
4 Auditores incluyendo 2
consultores.
Duración 1 día. de 3-5 días de 4-16 semanas
Frecuencia Cada 6-12 meses Una cada año Cada 3 años
Costo/Beneficio 1/4.3 1/4.9 1/1.7
Preparación Visitas pre-auditoría no
necesaria.
Visitas pre-auditoría y
asambleas de lo que se va
a hacer.
Visitas pre-auditoría y
esquemas de lo que se va
a hacer.
Programa Frecuentemente por área. Reuniones de apertura y
clausura. Reuniones semanarias.
Reporte
Lista de descubrimientos
esperado una semana
después de la auditoría.
Costos base, esperado un
mes después de la
auditoría.
Sugerencias en
Ingeniería, esperado tres
semanas después de la
auditoría.
Aplicación de
Resultados
Define funciones de
responsabilidad.
Establece el
cumplimiento del
programa de
Administración
Energética.
Define completamente el
programa del Proyecto.
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
ESIQIE-IPN Página 30
Tabla 3.2 Objetivos y Alcances
TIPO DE AUDITORIA
Primer grado Segundo grado Tercer grado
Objetivo
Revisar más áreas
energéticas y encontrar
nuevas oportunidades de
ahorro.
Identificar y cuantificar
mayores oportunidades de
ahorro energéticos.
Define, cuantifica, idea y
asigna prioridades para
todas las oportunidades de
ahorro.
Contabilizar el 70% de la
energía usada.
Cuantificar el 85% de la
energía usada.
Cuantificar el 90% de la
energía usada.
Obtener información
inmediata de la auditoría.
Obtener información más
detallada a la auditoría.
Grupo de proyectos sin
costo, y energía usada.
Alcances
Grupo de proyectos que
pueda profundizar de
inmediato y que requiere
de aprobación de alto
nivel.
Grupo de Proyectos cuya
naturaleza requieran
capital.
Desarrollar cálculos
detallados de ingeniería y
determinar el consumo de
energía y costos.
Poner de relieve costos de
energía totales e incentivos
económicos.
Perfilar nuevos caminos
en programas de
administración energética.
Establecer la necesidad e
iniciar planes de
capacitación.
Incluye recomendaciones
generales que involucran
todos los componentes del
proceso productivo.
Instituir y afinar los
detalles sin costo con
supervisores de
departamento de manera
inmediata.
Instituir recomendaciones
sin costo y con poca
inversión.
Tabla 3.3 Aplicación
TIPO DE AUDITORIA
Primer grado Segundo grado Tercer grado
Aplicación
Determina e informa
claramente y da
recomendaciones dentro de
un inventario (programa).
Determina e informa
responsabilidades de función y
establece un programa
detallado para proyectos de
capital.
Asigna el tipo de personal
para cada proyecto generado
en las recomendaciones.
Instituye la selección,
puesta en marcha y
mantenimiento de detalles
en ahorro energético.
Define necesidades de capital
para los siguientes dos años.
Determina programas
completos para posteriores
proyectos.
Decide cuándo y la
necesidad de una auditoría
de segundo o tercer grado.
Establece la frecuencia de
visita con un reporte de
sistema.
Define e informa las
necesidades de capital para
los siguientes 5 años.
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
ESIQIE-IPN Página 31
3.2 METODOLOGÍA DETALLADA PARA REALIZAR AUDITORÍAS
ENERGÉTICAS
A continuación se presenta una metodología para realizar, en forma general una
auditoría energética [17].
1. Reunión de las partes que intervendrán en la auditoría.
Los temas a tratar serán:
a) Intención, alcance, objetivos.
b) Entrenamiento sobre los procesos de la auditoría.
c) Desarrollo de los criterios para la auditoría.
d) Selección de los sistemas en los que se pretenda realizar la auditoría.
2. Auditorías preliminares.
a) Realizar visitas de campo.
b) Análisis de los indicadores representativos para conocer en forma realista los usos
de la energía.
c) Estimación del potencial de ahorro a través de los indicadores anteriores por equipo
o sistema generador de vapor.
3. Auditoría Energética detallada: procesos claves intensivos en el uso de la energía.
4. Realización de la auditoría energética.
5. Identificación de las principales pérdidas.
6. Identificación de las opciones para ahorrar energía; tamaño y estimación del costo
de equipo.
7. Estimación de los ahorros de energía por año para cada opción.
8. Cálculo de la amortización de la inversión.
9. Verificar si el ahorro logrado es útil, sino es así repetir las etapas 6, 7 y 8.
10. Selección del sistema propuesto con mejor tasa de retorno de la inversión.
11. Jerarquización de los proyectos por monto del capital de inversión disponible.
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
ESIQIE-IPN Página 32
12. Eliminación de los proyectos no justificables económica y técnicamente que no
reúnan una tasa interna de retorno mínima.
13. Clasificación de los proyectos económicamente factibles para todas las Auditorías
realizadas por el tipo de la tecnología utilizada.
14. Estimación de los tiempos para las inversiones y los ahorros de energía.
15. Impacto de las medidas tomadas.
16. Identificación del impacto de la conservación de energía en diferentes escenarios.
3.3 INSPECCIÓN DE LA CALDERA
Un aspecto importante a considerar y que esta aunado con la reducción en los
requerimientos de exceso de aire, es la reducción en las emisiones de óxidos de tipo ,
por lo que además de mejorar la eficiencia global de la caldera, se pueden conseguir
lineamientos que permitan la operación del sistema de acuerdo a las condiciones
ambientales de la localidad en el que esté la planta.
Aun cuando el equipo de la caldera se encuentre en malas condiciones de operación,
pueden lograrse condiciones “mejoradas” y la reducción en las emisiones de pueden
encontrarse bajo estos procedimientos de la inspección en las calderas. Sin embargo los
mejoramientos en la eficiencia de la caldera bajo un estado deteriorado del equipo pueden
ser menores si se encuentran en las apropiadas condiciones de trabajo. Para obtener los
máximos ahorros del combustible y las más bajas emisiones por la chimenea, es necesario
que sea examinada la condición de la caldera antes de realizar la auditoría y que sean
hechos los trabajos de mantenimiento correspondiente.
Algunos de los aspectos más comunes de inspección en calderas son:
3.3.1 QUEMADORES
Cuando se quema el aceite para producir el calor en la caldera, debe asegurarse de
que el atomizador es del diseño y tamaño apropiados para el tipo de aceite combustible y la
geometría del quemador. Los pasajes del aceite y los orificios del quemador deben ser
examinados por excesiva erosión y los depósitos de carbón deben ser eliminados para
asegurar un correcto flujo del combustible.
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
ESIQIE-IPN Página 33
También deberán observarse las temperaturas en el quemador para saber si se está
trabajando a los niveles correctos de operación. Los difusores del quemador deberán ser
inspeccionados para asegurarse de que no se encuentren rotos y que estén apropiadamente
localizados con respecto al aceite combustible. El refractario del quemador debe estar en
buenas condiciones de tal forma que no se tengan fugas de calor.
Cuando se utiliza gas natural como combustible, conviene la inspección de los
orificios de inyección del gas y deberá verificarse que estos orificios no estén tapados. Los
filtros y las trampas de humedad deben estar limpios para prevenir el taponamiento en los
orificios del quemador.
Los componentes de los quemadores de carbón pulverizado, tales como los
pulverizadores, alimentadores, transportadores y los ductos de aire primario/secundario
deben trabajar adecuadamente. Todas las tuberías de carbón no deben de contener
depósitos, por lo que sería favorable su limpieza periódica.
3.3.2 CONTROLES DE COMBUSTIÓN
Todas las válvulas del combustible deberán ser inspeccionadas para verificar su
adecuado funcionamiento a la vez de asegurar que sus partes internas se encuentren
limpias. También deberán ser adecuadas las presiones en el suministro del combustible, así
como los reguladores de presión, para encontrar las presiones de salida de acuerdo a los
diversos tipos de velocidad de la combustión. El vapor de atomización o los sistemas de
aire de alimentación deberán desarrollar los flujos correctos de operación. Deberán ser
corregidos los elementos de control los cuales puedan fallar de acuerdo a las demandas de
vapor. Todos los manómetros deben de estar calibrados e identificados para prevenir que
ocurran problemas en la operación que ocasionen malas lecturas.
Hogar:
Es necesaria la inspección de las superficies de los tubos del lado de la caldera, para
prevenir los depósitos de incrustaciones que originarían problemas de operación. Esta
inspección es la más importante ya que repercute directamente en la eficiencia de la
caldera. Las malas condiciones de la combustión pueden ser las causas de los problemas
dados por los depósitos de la caldera, pero la correcta operación de los sopladores de hollín
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
ESIQIE-IPN Página 34
deberá revisarse. La limpieza periódica de la superficie de los tubos puede ser una solución
práctica cuando los quemadores y los sopladores no estén trabajando en buena forma.
Deberán ser reparadas las fugas en los pasajes del gas en la caldera. El aislamiento y
los ladrillos refractarios deben ser cambiados si estos se encuentran fracturados. Las
observaciones de la apariencia de la flama es una parte esencial de la inspección o chequeo
de la caldera. Esta provee de una idea del funcionamiento del quemador, situación de las
paredes del hogar y los pasos de convección.
3.3.3 APARIENCIA DE LA FLAMA
La apariencia de la flama puede proveer de una buena indicación preliminar de las
condiciones de la combustión. Es difícil generalizar las características de una buena flama
ya que existe una cierta preferencia del operador y variaciones debido al diseño del
quemador. Son deseadas flamas cortas, brillantes y con alta turbulencia para combustibles
líquidos o de carbón pulverizado. Para combustible tipo gas se han encontrado flamas
azuladas y casi invisibles. Sin embargo la operación con bajas emisiones de óxidos de
nitrógeno ( a niveles reducidos de aire pueda dar como resultado una diferente
apariencia de la flama. También se desea la estabilidad de la flama en el quemador y una
mínima vibración del hogar. Una buena apariencia de la flama se encuentra con altos
niveles de operación de exceso de aire, más altos que el necesario por condiciones de
seguridad y de limpieza de la combustión.
Cuando la combustión se lleva a cabo con los más bajos niveles de aire, aproximadamente
se libera la misma cantidad de energía para una cantidad dada de energía calorífica de
entrada del combustible. Sin embargo este proceso puede tomar un largo periodo de tiempo
y requerir de un mayor volumen del hogar, antes de que el combustible sea completamente
quemado. El resultado de la combustión con bajo nivel de aire es una flama que puede tener
las siguientes características típicas:
a) Flamas que crecen en volumen y llenan más completamente el hogar.
b) Flamas que exhiben una floja apariencia remolinada. En lugar de intensidad, y de
flama altamente turbulentas, las flamas de bajo oxígeno parecen fluir más bajas a
través del hogar.
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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c) El color global de la flama puede cambiar cuando se reducen los niveles de aire. Las
flamas de gas natural llegan a ser más visibles o luminosas con partes amarillentas.
En cambio las flamas en donde se queman combustibles líquidos y sólidos, pueden
tener un color amarillo más obscuro, con respecto al anterior e incluso pueden ser
anaranjadas.
Estas características son contrarias a las condiciones de la flama tradicionalmente
deseadas por los operadores de la caldera para lograr un proceso de combustión limpio.
Mientras eso quizá parezca en desacuerdo, pueden encontrarse todavía, condiciones
seguras, integridad y bajas emisiones de óxidos de nitrógeno ( con la combustión con
bajo nivel de aire. También debe ser mencionado que, en muchos casos, la combustión con
un bajo nivel de aire, no produce necesariamente algún cambio drástico en la apariencia de
la flama.
3.3.4 MONITOREO DE LA CHIMENEA
Como se describió previamente, la apariencia de la flama puede cambiar con la
operación de bajas emisiones de óxidos de nitrógeno . La instrumentación de la
caldera y la chimenea deberán observarse cuidadosamente mientras se hacen las
correcciones necesarias. Si se tiene alguna duda, se deben verificar siempre los
combustibles no quemados monóxido de carbono ( ) en los gases de combustión. La
conducción de estas inspecciones puede requerir de una energía adicional así que los
controles y la instrumentación, la apariencia de la flama y las condiciones en la chimenea
deben ser monitoreados simultáneamente durante los ajustes. Todo el personal deberá estar
altamente familiarizado con los objetivos de esta inspección e instruido totalmente sobre su
participación en la prueba.
3.4 TOMA DE DATOS
Para obtener el máximo beneficio de la inspección de la caldera, deberán ser tomados
todos los datos que involucren las condiciones de mejoramiento de la caldera. El registro
permanente de las condiciones de operación de la caldera y de las mediciones en la
chimenea no solamente documentará la eficiencia y las características de las emisiones de
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
ESIQIE-IPN Página 36
la caldera, sino que habilitarán las comparaciones futuras para ayudar a diagnosticar algún
problema relativo a la eficiencia o a las emisiones contaminantes. Los datos de las pruebas
deberán registrarse en hojas de datos preparadas para este fin, las cuales deben incluir las
siguientes consideraciones:
1. Identificación de la caldera, tipo de combustible, fechas de las pruebas y los
nombres del personal de operación.
2. Condiciones de vapor, agua de alimentación y flujos del combustible (velocidades
de flujo, presión, y temperatura) para documentar la velocidad de combustión en la
caldera y la generación de vapor.
3. Posición del control de la combustión y localización de los quemadores.
4. Presiones y temperaturas en el hogar, y ajustes de la válvula de mariposa en la
chimenea.
5. Mediciones en la chimenea: Dióxido de carbono ( , Monóxido de carbono
( ), Óxidos de nitrógeno ( , humos, temperatura).
6. Todos los comentarios relevantes sobre la apariencia de la flama, condiciones
anteriores y del hogar.
7. Registro de cualquier cambio, nuevos y permanentes, hechos a los controles de la
combustión o localización de los quemadores.
Las lecturas actuales dependerán de la instrumentación disponible un ejemplo de una
toma de datos se muestra en la figura en la Tabla 3.4, pero podrán hacerse las adiciones o
cambios que sean necesarios para cada caldera en particular.
Las lecturas deben registrarse solamente después de que se ha llegado a las condiciones
de régimen estacionario de la caldera. Esto es indicado usualmente en la temperatura de la
chimenea, combustible de entrada, condiciones de vapor (presión, temperatura y nivel en el
tambor). Las lecturas de exceso de oxígeno en la chimenea son una buena indicación de los
flujos estables de aire y de combustible.
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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Tabla 3.4 Hoja de Datos de monitoreo de la caldera
Planta____________________________ Hecho por______________
Caldera No. ___________________ Tipo de combustible___________________
Prueba No.
Tiempo (s)
Flujo de vapor (kg/hr)
Presion vapor (bar)
Temperatura de vapor (°C)
Flujo de combustible (kg/hr)
Presión del combustible (bar)
Temperatura de combustible (°C)
Presión de atomización (bar)
Temperatura del aire de combustión (°C)
Temperatura de gases de combustión (°C)
Presión de hogar (m.c.a.)
Presión de la chimenea (m.c.a.)
Colocación del ventilador
Colocación del registrador de aire
Posiciones del quemador
Densidad de los humos
O2
CO ppm
NOx, ppm
Apariencia de flama
Notas:
Es muy deseable que estas pruebas se efectúen a presiones normales de vapor. Esto
asegurará que las temperaturas en la chimenea y del hogar sean representativas de las
condiciones normales de operación. Ya que será necesario controlar, manualmente, la
velocidad de la combustión de la caldera durante las pruebas o tomas de datos para obtener
las condiciones estables, esto puede traer algunos problemas en satisfacer la demanda de
vapor. Si se dispone de capacidad alternativa de generación de vapor, la carga de otras
calderas deberá modularse para mantener las presiones constantes. Cuando esto no es
posible, puede ser necesario hacer provisiones de descargas innecesarias de vapor o
interrumpir temporalmente el proceso de la planta.
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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El objetivo del monitoreo es el de documentar las desviaciones de la operación deseada
de la caldera como una función del tiempo.
Si el control maestro de la caldera se coloca en la operación manual, la razón de
aire/combustible estará dada por el sistema de control de la misma. El funcionamiento del
generador de vapor bajo estas condiciones indicará la desviación de la razón deseada e
aire/combustible de otras desviaciones de operación. El ajuste manual de la razón
aire/combustible al nivel deseado puede originar una segunda fuente de datos; la cual
representa las desviaciones en la operación atribuibles a otras fuentes que la de la razón
aire/combustible, tales como limpieza de la superficie de transferencia de calor, mamparas
de la caldera, etc.
Las lecturas actuales a ser tomadas y la frecuencia con la que son hechas están
determinadas por el tamaño y la complejidad del equipo y de la energía que requiera el
aparato para la toma de las lecturas. Una práctica usual es la de registrar los datos por hora
para checar el funcionamiento general.
La información relacionada con la eficiencia de la caldera, la cual debe ser incluida en
la bitácora del operador es la siguiente:
1. Datos generales de entrada y salida.
a) Flujo de vapor, presión.
b) Temperatura del vapor sobrecalentado.
c) Temperatura del agua de alimentación.
2. Datos del sistema de combustión.
a) Tipo de combustible.
b) Velocidad del flujo de combustible.
c) Presión de suministro del aceite o gas.
d) Presión en los quemadores.
e) Temperatura del combustible.
f) Posición de los reguladores en el quemador.
g) Aire secundario de los quemadores.
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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3. Indicación del flujo de aire.
a) Entrada del precalentador de aire.
b) Oxígeno en los gases de chimenea.
4. Gases de combustión y temperatura del aire.
5. Indicación de combustibles no quemados.
a) Medida de monóxido de carbono ( .
b) Apariencia de los gases de la chimenea y apariencia de la flama.
6. Presiones del aire y de los gases de la combustión.
7. Condiciones anormales.
a) Fugas de vapor.
b) Vibración o ruidos anormales.
c) Mal funcionamiento del equipo.
d) Excesiva agua de alimentación.
8. Operación del sistema de purga.
La operación de una caldera puede realizarse por dos métodos. El método directo mide
la eficiencia de la caldera y para lograrlo las medidas deben determinar las entradas y
salidas de los flujos de agua y combustible. Por otro lado, método indirecto mide la
eficiencia de la combustión y es necesario obtener un análisis tanto del combustible como
de los gases de combustión a la salida de la chimenea.
3.4.1 PROCEDIMIENTO DE PRUEBA POR EL MÉTODO DIRECTO
La caldera deberá probarse a diferentes velocidades de flujo de vapor contra el
rango en el cual la caldera es operada. Las velocidades de flujo entre pruebas sucesivas
deberán variar cerca del 10% de su capacidad. Se recomienda el siguiente procedimiento de
prueba:
1. Instalar instrumentos calibrados (Figura 3.1 Instalación la cual no requiere de paros
en la caldera).
2. Operar la caldera por una hora a la carga deseada antes de empezar la prueba.
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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3. Marcar el nivel de agua de la caldera.
4. Lectura de las variables de operación de la caldera por, aproximadamente una hora.
5. Parar la prueba cuando el nivel de agua se encuentre en la misma posición.
Figura 3.1 Instrumentación para calcular la eficiencia de la caldera por el método directo
3.4.2 PROCEDIMIENTO DE PRUEBA POR EL MÉTODO INDIRECTO
Tal como el método directo, la caldera debe ser probada a varias condiciones de la
carga contra el rango de operación cuando se aplica este método. Es recomendado el
siguiente procedimiento de prueba:
1. Instalar instrumentos calibrados
2. Operar la caldera a la carga especificada, por aproximadamente una hora.
3. Hacer análisis Orsat de los gases de salida de la caldera.
4. Tomar una muestra de combustible (el cual deberá estar de acuerdo con los
procedimientos recomendados por el análisis en el laboratorio) y medir la
temperatura y composición química de este.
5. Registro de los datos.
a) Temperatura de entrada del aire, presión y humedad relativa.
b) Temperatura y composición de los gases de combustión.
c) Composición química del combustible.
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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Las velocidades de flujo y las temperaturas deberán ser constantes durante la prueba. La
Figura 3.2 se refiere a la instrumentación requerida por el método indirecto.
Figura 3.2 Instrumentación para calcular la eficiencia de la caldera por el método
indirecto
3.5 MÉTODOS DE MEDICIÓN, APARATOS Y TÉCNICAS
A continuación se presentan los métodos para determinar la razón de aire
combustible de un proceso de generación de vapor y de su ajuste para su operación óptima.
3.5.1 MÉTODOS PARA DETERMINAR LA RAZÓN DE AIRE/COMBUSTIBLE
Las tres maneras básicas en determinar la razón de aire/combustible del proceso de
combustión son:
1. Encontrar el flujo de aire y de combustible en cada quemador, individualmente.
2. Análisis de los productos de la combustión y los combustibles.
3. Observación visual de las características de la flama.
Dadas las variaciones en el equipo, procesos y controles, ninguno de estos métodos es
aplicable para todos los ajustes. Como se muestra a continuación la determinación más
típica de la razón de la combustión será hecha con la combinación de estos tres métodos.
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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Conocer los flujos de aire y de combustibles puede ser ajustada en cada quemador de un
sistema de múltiples quemadores. Por ejemplo, el ajuste individual de los quemadores no
contabiliza las fugas de aire al hogar a través de las puertas y aberturas. De aquí que
después de colocar todos los quemadores para trabajar en condiciones estequiométricas, el
oxígeno puede existir todavía en los productos de la combustión como resultado de la
infiltración de aire en el hogar.
También esta técnica requiere de medidores individuales de aire y combustibles, así
como válvulas en cada quemador y estos no son incluidos siempre como una parte integral
del sistema. La adición de estos medidores puede ser un poco caro y difícil. Finalmente,
esta técnica asume la combustión completa en el quemador.
El método más económico y formal de la determinación de la razón de la combustión
de un sistema completo, es el de analizar los productos de la combustión. Esta técnica
envuelve la medición cuantitativa de un o más productos de la combustión. Esta medida
puede ser usada para determinar la razón de cambio de aire/combustible del proceso
completo de la combustión.
3.5.2 MEDICIÓN DE FLUJO
Los aparatos más comunes de medición son los medidores de obstrucción, rotámetros y
medidores de cantidad. Los rotámetros son los medidores más frecuentemente utilizados
para medir flujos líquidos y gaseosos pero pueden utilizarse en flujos de gases. Las partes
esenciales del rotámetro son el flotador y el tubo en el cual el flotador se mueve libremente.
3.5.3 MEDICIÓN DE LOS PRODUCTOS DE LA COMBUSTIÓN
Ya que el análisis de los productos de la combustión es el método principal para
determinar la razón de la combustión, es importante conocer y entender el significado de
los productos de la combustión. La combustión perfecta produce dióxido de carbono
nitrógeno y vapor de agua. También existen en los productos de la combustión una
pequeña cantidad de oxígeno libre.
Midiendo el porcentaje de oxígeno en los gases de combustión también engloba los
ajustes que sean hechos en condiciones relativamente seguras de la combustión, donde no
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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se encuentran presentes combustibles. La ausencia de oxígeno en los productos de la
combustión no significa condiciones estequiométricas.
La situación ideal sería la de medir, cuando menos, dos constituyentes de los
productos de la combustión. Esto permitiría las indicaciones inmediatas y exactas de las
razones de aire/combustible que se están utilizando. Sin embargo ya que las instrucciones
para un ajuste general pueden llevarse a cabo con un mínimo equipo de medición. Se
sugieren los sistemas descritos en la Tabla 3.5.
Tabla 3.5 Sistemas de medición
SISTEMA DE
MEDICIÓN VENTAJAS DESVENTAJAS
Medir solamente oxígeno
Muy aplicable porque
solamente se necesita
instrumento y bajo nivel
de oxígeno indica la
razón adecuada de
aire/combustible.
No son definidas las
condiciones
subestequiométricas.
Medir oxígeno y
combustibles totales
Más preferible porque
hay un instrumento que
mide el oxígeno y
combustibles. Esto
define el rango total de la
combustión.
Medir oxígeno y dióxido
de carbono
Define el rango entero de
la combustión. Se requieren dos instrumentos.
Medir oxígeno y monóxido
de carbono
Define el rango entero de
la combustión. Se requieren dos instrumentos.
Medir solamente dióxido
de carbono
Se requiere solamente un
instrumento.
Información particular del
combustible y el equilibrio de
los productos de combustión
definirán el clima de la
reacción.
3.5.4 APARATOS USADOS EN LAS MEDICIONES
Se encuentran disponibles un gran número de instrumentos para medir los productos
individuales de la combustión. El rango de aparatos va desde un detector de tubos de
prueba, hasta los complejos sistemas de cromatografía de gases. Esta sección describe los
pocos aparatos que se consideran los mejores para medir los constituyentes de los
productos de la combustión en las calderas industriales hoy en día.
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
ESIQIE-IPN Página 44
Los aparatos listados en la Tabla 3.6 son considerados como los más aplicables para
las mediciones requeridas en los ajustes de la razón aire/combustible.
Tabla 3.6 Aparatos de medición
Aparato Mide Características
Analizador Orsat
, , y
( por
diferencia)
Absorción selectiva de
constituyentes individuales por
reacción química.
Probador de calor , % combustible.
Mide oxígeno por el principio de
reacción electroquímica y
combustibles por combustión
catalítica de la muestra con aire.
Analizador de
oxígeno
Mide oxígeno por principios
electroquímicos.
analizador de
infrarrojos , y
Mide la cantidad de absorción de
radiación infrarroja por un gas en
particular, la absorción es
proporcional a la cantidad de gas.
Absorción de gases o
Trabaja sobre el mismo principio
que el Orsat excepto que
solamente un gas, ya sea u
es medido en una unidad alta.
Un Orsat consiste de una serie de 5 tubos de vidrio que contienen compuestos
químicos que absorben de forma selectiva monóxido de carbono ( , dióxido de carbono
( ) y oxígeno ( ). El hidrógeno ( y el metano ( son determinados por la
combustión controlada de combustibles remanentes con una cantidad medida de oxígeno y,
subsecuentemente, por absorción. El muestreo para el análisis Orsat no es continuo, por
ejemplo un determinado volumen de los gases de combustión es analizado completamente
antes de que sea hecho otro muestreo. La operación es completamente manual y la
exactitud depende de la medida cuidadosa del volumen del gas.
Un operador bien entrenado, usando técnicas de sonido puede obtener análisis
repetitivos y exactos. El mantenimiento es despreciado generalmente pero los compuestos
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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químicos deben ser reemplazados periódicamente y es requerida una fuente de oxígeno para
la determinación de hidrógeno y metano.
El probador de calor consiste de dos sistemas individuales de medición. Un sistema
mide el oxígeno libre en la muestra con un medidor de dos escalas, una que va de 0-5 % y
de 5-21% de oxígeno. El otro sistema mide los combustibles totales en la muestra. De los 5
aparatos considerados, el probador de calor se encuentra en un costo intermedio.
Los analizadores de oxígeno miden la cantidad total de oxígeno en la muestra de los
gases de combustión. Los rangos de lectura pueden variar de 0-1% hasta 1-100% con
dobles rangos estándar normalmente.
Los analizadores de infrarrojos se diseñan para medir monóxido de carbono ( ,
dióxido de carbono ( ) o metano ). Un instrumento puede medir solamente un gas.
El muestreo es continuo y la lectura es hecha normalmente en el medidor. Comparado con
los otros instrumentos de medición el costo de medición por infrarrojos es muy elevado.
3.5.5 TÉCNICAS DE MEDICIÓN
Las instrucciones de operación del fabricante definirán claramente los instrumentos
y operaciones requeridas para medidas exactas. Se deben considerar cuidadosamente las
técnicas de muestreo de los productos de la combustión para englobar las mediciones
representativas del proceso de la combustión.
En muchos de los casos, estas técnicas involucran mediciones preliminares y, en
otros casos, ajustes de las presiones en el hogar. Aunque el procedimiento de medición de
la presión del hogar es casi universal, el ajuste de la presión del hogar depende del tipo de
proceso, diseño del hogar y de los quemadores. Esta técnica de medición se referirá
solamente al ajuste de la presión del hogar.
Generalmente, la presión en el hogar, tiende a colocarse en un valor positivo o
negativo muy bajo. Dadas las bajas presiones involucradas en el sistema, el dispositivo de
medición más práctico y económico es el manómetro inclinado, el cual se encuentra
disponible en muchos tamaños y rangos de presión. La exactitud del manómetro inclinado
se encuentra dentro de la presión del hogar especificada. Ya que se encuentran altas
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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temperaturas será requerida una determinada longitud de tubing aleado de alta resistencia al
calor, que deberá extenderse del punto de medición de la presión hasta 4 o 5 pies fuera a la
temperatura ambiente (Figura 3.3).
Figura 3.3 Esquema de la medición de la presión del hogar
Una vez que la presión del hogar ha sido ajustada, se puede empezar el muestreo de
los productos de la combustión, en adición a los dispositivos descritos, una longitud de
tubing aleado de alta resistencia al calor, un probador de agua fría, un probador de cerámica
y suficiente tubing de hule serán necesarios para conducir la muestra de los productos de la
combustión del hogar al instrumento. Un arreglo típico para el muestreo de los productos
de la combustión se muestra en la Figura 3.4.
Figura 3.4 Esquema del sistema de muestreo de los productos de la combustión
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
ESIQIE-IPN Página 47
El muestreo de los productos de la combustión con unidades de absorción de gases
y de tipo Orsat no es un proceso continuo.
Debe tomarse extremo cuidado en purgar la línea de muestreo adecuadamente y
efectuar numerosas pruebas antes de tener una muestra del gas para análisis. Generalmente
no se requieren las bombas, los filtros y los medidores de flujo con este tipo instrumentos.
La localización de la prueba es muy importante en el muestreo de los productos de
la combustión. Deberá tenerse cuidado de que la muestra tomada de gas sea representativa
de la condiciones actuales. La mejor localización de la prueba es en la chimenea o en algún
punto del hogar cerca del quemador.
3.5.6 INSTRUMENTACIÓN EN LA CHIMENEA
Para tomar las pruebas de la caldera de una manera segura, es necesario medir los
siguientes parámetros en la chimenea: exceso de oxígeno ( ), monóxido de carbono ( ,
óxidos de nitrógeno ( , opacidad y la temperatura de los gases de combustión en la
salida, etc.
Exceso de oxígeno
La concentración del exceso de oxígeno ( ) en las chimeneas de las calderas puede
variar a partir de una fracción del 1% hasta 10% o más dependiendo del diseño de la
caldera, tipo de combustible, ajustes en el quemador, entre otros. Menor nivel de oxígeno
( ) en la chimenea conlleva a altas eficiencias y bajas emisiones de óxidos de nitrógeno
( . El oxígeno ( ) puede medirse usando analizadores portátiles cuando la caldera no
está equipada con este tipo de medidores. Sin embargo se obtiene más exactitud con un
analizador tipo Orsat.
Monóxido de carbono
Es el principal indicador de combustión incompleta en las calderas donde se utiliza
gas natural como combustible. La concentración del monóxido de carbono en los gases de
combustión no deben exceder las 400 ppm una vez que se hayan hechos lo ajustes en la
caldera. El analizador de monóxido de carbono ( debe ser capaz de medir partículas
arriba de las 2000 ppm y tener suficiente sensibilidad para medir rangos debajo de 100
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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ppm. Los analizadores de tipo Orsat se emplean tradicionalmente para estas
determinaciones, pero su uso dificulta mediciones de bajas concentraciones.
Óxidos de nitrógeno
Para asistir en la selección de instrumentación de partículas de óxidos de nitrógeno
( con un adecuado rango de medición la Tabla 3.7 muestra el rango de emisiones
encontradas durante pruebas de campo de calderas industriales.
Tabla 3.7 Rango típico de emisiones de
Tipo de combustible
Sin
precalentadores
de aire (ppm)
Con
precalentadores
de aire (ppm)
Carbón pulverizado 300-600 400-800
Carbón stoker 200-400 250-450
Carbón ciclón 800-1000 900-1500
Aceite comb #1 50-250 100-300
Aceite comb #2 200-400 200-600
Aceite comb #3 200-400 200-600
Gas naural 50-200 100-400
Opacidad de los gases en la chimenea (Densidad de humos)
La presencia de humos con partículas de combustible es un indicador de
combustibles no quemados en la chimenea o de inaceptables condiciones de la flama y que
deberán ser siempre eliminados. Algunas calderas que utilizan aceite o carbón como
combustibles (específicamente en calderas de gran capacidad) están equipadas con un
detector de humos el cual puede ser muy útil en indicar las malas condiciones en la
chimenea, las condiciones aceptables en la chimenea también son hechas por inspección
visual.
Las medidas exactas de los humos puedes realizarse por aparatos portátiles (no muy
caros) o por pruebas con papel filtro. Estos utilizan un número de humos o la escala de
humos de la ASTM (ASTM D2156) y pueden ser útiles en determinar las condiciones
actuales de operación de una caldera.
Temperatura de los gases de combustión en la chimenea
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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Los depósitos y las incrustaciones en los tubos de las calderas de tubos de agua o de
tubos de humo inhiben la absorción de calor en la misma y reducen su eficiencia. Esta
condición estará reflejada en las altas temperaturas de los gases de combustión cuando se
comparan con las condiciones “limpias” a una velocidad similar de combustión y exceso de
aire. La resaltante perdida de la eficiencia puede estimarse a partir de que una perdida en la
eficiencia del 1% ocurre por cada 40°F que aumenta la temperatura de los gases de
combustión. Los depósitos en el lado del agua resultan del inadecuado tratamiento del agua
de alimentación; sin embargo, las fallas de los tubos debidas a sobrecalentamiento de sus
superficies se presentan, generalmente, antes de que algunas perdidas substanciales en la
eficiencia se hagan evidentes.
La medida de la temperatura en la chimenea es fácil y efectiva, ya que determina las
condiciones de limpieza de los tubos. Estas mediciones deberán ser comprobadas
periódicamente con los valores obtenidos en el arranque de la caldera o con las que se
hacen seguido de un lavado de los tubos para determinar posibles desviaciones. Ya que la
temperatura aumenta con las velocidades de combustión y los aumentos en los niveles de
exceso de aire, estas comparaciones deberán ser llevadas a cabo a similares condiciones de
operación del generador de vapor.
En la ausencia de los datos previos, las temperaturas de los gases en la chimenea se
encuentran dentro del rango de 150 a 200°F arriba de la temperatura de saturación del
vapor a altas velocidades de combustión. Esto no aplica con las calderas equipadas con
economizadores o precalentadores de aire. El fabricante de la caldera deberá suministrar la
temperatura en la chimenea, deberá pararse la unidad y limpiarse los tubos de la caldera.
3.5.7 MEDIDORES MISCELANEOS
Medidores de vapor
La selección del tipo de medidor o medidores para el registro del vapor obtenido
depende de los siguientes factores:
a) Características del vapor: fijación de las fluctuaciones, relación entre las cargas
máximas y mínimas de vapor, limpieza de las líneas del sistema (para medidores de
condensado).
b) Exactitud requerida.
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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c) Tipo de registro requerido.
d) Costo inicial.
e) Costo de instalación.
f) Costo de mantenimiento (para medir la exactitud del aparato medidor).
g) Costo de operación.
h) Costo de calibración y recalibración periódica.
i) Costo de reparación de las partes que lo requieran.
j) Facilidades de servicio del fabricante.
Los medidores de vapor se dividen en dos categorías generales:
1) Medidores de condensado
2) Medidores de flujo
1) Medidores de condensado
Este medidor registro el condensado en el equipo que usa vapor. Este tipo de medidor
es muy popular por si diseño, facilidad de prueba, exactitud y bajo costo. No puede
someterse a presión. En un sistema viejo de vapor donde es frecuente la existencia de
sedimentos, es necesario un servicio de limpieza continuo para mantener el tubo medidor
limpio y asegurar la exactitud de las lecturas. Estos sistemas son propensos a desarrollar
fugas, en particular, si las líneas de vapor están enterradas. Tales fugas dan por resultado
pérdida en el registro. Los medidores de condensado se encuentran disponibles en
diferentes capacidades, desde 100 hasta 5,500 kg/hr (250 a 12,000 lbs/hr). Si se necesitan
capacidades más grandes, estos pueden conectarse en paralelo.
2) Medidores de flujo
Los medidores de flujo de vapor se dividen en tres clases:
a) Medidor de área
Funciona con un obturador montado en un huesillo, el cual ajusta en un asiento. El
vapor entre por debajo del asiento, causando que el obturador se eleve. A medida que el
flujo aumenta, el orificio anular se incrementa en área. Una palanca enganchada al huesillo
acciona el registro. Este medidor requiere poco espacio en el piso; es pesado porque cuenta
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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con juntas grandes bridadas por lo que es difícil de manipular para pruebas periódicas o
para reemplazos. El medidor-registrador opera con un reloj mecánico. Este tipo de medidor
opera con rangos de presión de 10 a 250 psig.
b) Medidor de velocidad
Este medidor consta de un plato de orificio, con una derivación alrededor del circuito.
En esta derivación se localiza un motor de turbina en un eje vertical. Al final del eje, hay un
ventilador de amortiguación que da hacia una cámara llena de agua. La velocidad del eje
del rotor se reduce por medio de un mecanismo de acoplamiento magnético, el cual opera el
contador. Requiere una fuente no externa de potencia. Los medidores están hechos para la
instalación directa en una, dos, tres y cuatro líneas. El contador esta calibrado en relación al
flujo total a trabes del orificio y de la boquilla. Este tipo de medidor está disponible en
diversas capacidades nominales, de acuerdo a la medida de orificio usado. Pueden manejar
con exactitud, aunque temporalmente, sobrecargas de hasta 150% de su capacidad nominal.
Es útil en rangos de presión de entre 5 y 300 psig. Podría requerir de equipo auxiliar,
tales como contactos construidos dentro de los contadores, orificios de flujo limitado para
la línea de vapor de baja presión, un totalizador operado eléctricamente a control remoto,
un contador de rollo, también eléctrico y a control remoto, un indicador de la cantidad de
flujo y un contador de presión compensada; en caso de que se requieran, todos estos
dispositivos se encuentran disponibles.
c) Medidor de caída
Este medidor consiste de un elemento primario y un elemento secundario. El elemento
primario es un dispositivo que produce una presión diferencial que varía al cuadrado del
flujo. Generalmente los más usados son las boquillas para flujo y de orificio con capa
delgada. La tobera de flujo o de boquilla para flujo, tiene más capacidad que la de orificio
con una capa delgada, para una diferencial específica; pero la de orificio tiene las ventajas
de bajo costo y fácil instalación.
El elemento secundario es, esencialmente, un manómetro colocado de manera
adecuada al elemento primario, dando como registro la presión diferencial o su raíz
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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cuadrada. Los medidores de caída diferencial son muy usados en la medición del flujo y
están disponibles en muchos fabricantes.
Este tipo de medidores se encuentran disponibles en una gran gama de diseños,
incluyendo integradores y registradores, operados mecánica y eléctricamente; transmisores
eléctricos y receptores, lo que permiten la localización de los integradores y registradores
en puntos remotos del sistema, algunos cuentan con compensación por presión.
Todos los medidores de velocidad y de caída requieren tubo recto a contracorriente
y corriente abajo. La longitud de tubo recto requerido para un medidor de una capacidad
específica, depende de la configuración de la tubería antes de la sección recta a
contracorriente. La longitud de la sección a contracorriente puede reducirse por la
instalación de paletas propulsoras.
Un medidor de flujo, de su capacidad completa (100%), su exactitud puede bajar un
20%; es decir, tiene un límite de 5 a 1. Donde sea posible sería recomendable separar
distintas cargas de vapor; tal como del área de calentamiento, etc., e instalar un medidor
separado de cada carga.
Para igualar la división de carga de los medidores, se requiere de orificios de
balance, corriente debajo de los medidores. Pueden emplearse válvulas de diafragma
operadas por solenoides, en lugar de válvulas operadas con un motor.
En años pasados se ha empleado un tiempo y esfuerzo considerables desarrollando
varios métodos para el arreglo de medidores mecánicos. Esto es, particularmente, muy
atractivo si los medidores son mecánicos, y la instalación eléctrica adicional podría
anularse. Por ejemplo, dos medidores de velocidad operados en paralelo. El medidor base
de carga, tiene un orificio limitante corriente abajo, que produce una caída de presión en el
medidor de salida del cabezal de tubos, de 5 a 10 psig. Se utiliza una válvula de diafragma
corriente abajo del segundo, como regulador de flujo. Esta válvula se ajusta de 5 a 20 psig,
debajo de la presión del medidor de carga.
Medición de la energía del petróleo
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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La unidad de energía liberada del petróleo se mide por pruebas en el laboratorio.
Alternativamente, esto puede determinarse de valores publicados o pueden proporcionarse
para un petróleo en particular, por el proveedor.
Hay varios tipos de medidores del consumo del petróleo:
a) Paletas rotatorias
b) Platones oscilantes
c) Platones reciprocantes
d) Impulsor
Tienen en común el principio de operación, esto es que dan una indicación proporcional
a la cantidad total que pasa en un tiempo dado. El petróleo pasa a través del primario en
cantidades sucesivas y más o menos aisladas, que llenan alternadamente recipientes vacíos
de capacidad conocida. El número de veces que el recipiente se llena y vacía, lo indica el
elemento secundario que consiste en un contador con un dial calibrado adecuadamente.
Medición de la energía del carbón
Esta técnica provee el análisis de muestras de carbón, de su composición, porcentaje
de cenizas, carbono, hidrogeno, nitrógeno y oxígeno. El hidrogeno y oxigeno de la muestra,
están incluidos con el hidrogeno y oxigeno de la sustancia. El azufre, carbono, hidrogeno y
nitrógeno, son los elementos químicos determinados por pruebas químicas; el oxígeno se
determina por sustracción de los porcentajes de los otros cinco constituyentes del 100%.
El valor calórico del combustible, es el calor producido por la combustión completa de una
unidad de cuantificación de volumen constante, en una bomba calorimétrica de oxígeno,
bajo condiciones estándar. Este valor calórico se calcula (con un error del 2 al 3%),
aproximadamente, a partir del porcentaje de sus constituyentes, con la fórmula de Dulong:
(
) (1)
Donde carbono ( ), hidrógeno ( ), oxígeno ( ) y azufre ( ) están en porciento peso.
El carbón puede pesarse en el área de descarga o en alguna otra parte del sistema. Si
el carbón llega por ferrocarril, se emplea a menudo una báscula automática. Si llega por
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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camión se revisa el peso con básculas de plataforma. Para pesar el carbón para la caldera se
utilizan básculas con banda transportadora.
Medidores del agua de alimentación
La medición de la presión en el agua de alimentación puede ser a través de
manómetros, dispositivos de desplazamiento positivo, tubos pitot, contadores de turbina o
anemómetros. La temperatura suele medirse a través de termómetros, con base en
termopares a lo largo de la línea.
3.6 RESUMEN DE LA AUDITORÍA ENERGÉTICA DE LAS CALDERAS
1. General
a) Checar la temperatura de los gases de combustión de la caldera insertando un
termómetro a la salida de estos del hogar, temperaturas de los gases de combustión
de más de 150ªF arriba de la salida del vapor o del agua es señal de ineficiente
operación de la caldera.
b) Utilizar los análisis químicos de los gases de combustión sobre una base periódica.
Checar los porcentajes de oxígeno, dióxido y monóxido de carbono. Determinar la
eficiencia de la caldera de las tablas que aplican.
c) Inspección de los tubos del lado del fuego y checar la acumulación de los depósitos
de hollín, escoria y de cenizas.
d) Examinar las superficies del lado del agua de la caldera por la formación de costras
u de los depósitos de los sedimentos o lodos.
e) Observar las velocidades de combustión en las bitácoras. Darse cuenta que aunque
haya un incremento en la temperatura de salida de los gases de combustión, no
significa necesariamente mala combustión, condiciones de depósitos en los tubos
del lado del fuego o del agua. Durante los cambios de carga, la temperatura puede
variar tanto como 100ªF en cinco minutos.
f) Observar la combustión cuando se para la unidad. Si el fuego no se corta
inmediatamente, podría indicar una falla en la válvula solenoide. Repararla o
reemplazarla, de ser necesario.
g) Inspeccionar la condición de las mamparas internas. Las mamparas que estén rotas
o averiadas pueden originar altas perdidas a la chimenea.
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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h) Observar los gases de la chimenea. Estos gases deben estar libres de humos. Si no
es así, esto podría deberse a la combustión imperfecta o fugas de vapor.
i) Checar la óptima razón de aire/combustible.
j) Checar el periodo de operación en el quemador. Si no es el adecuado, puede
originar fallas en los controles.
k) Checar las fugas de control periódicamente por su tensión y ajustarlas cuando se
observan movimientos.
l) Checar el control de los depósitos de carbón mineral o de corrosión en los
quemadores. Limpiarlos si es necesario.
m) Chequeo de las boquillas de los quemadores por desgastes. Reemplazarlas si es
necesario.
n) El registro de las condiciones de operación de la caldera en una bitácora es una
invaluable fuente de información que podrá predecir los problemas en la misma
o) Examinar los daros de la bitácora de la caldera que revelaran los cambios diarios en
la carga y la necesidad de limpieza de las boquillas y de los tubos, ajustes de presión
o fugas y medidas relacionadas. Las variaciones anormales pueden ser notadas
rápidamente y elaborar acciones inmediatas para eliminar los problemas serios. En
una unidad de quemado de aceite una indicación de problemas pueden incluir las
caídas de presión del aceite combustible, las cuales pueden indicar que el filtro se
encuentra obstruido, fallas de la válvula de regulación o una fuga de aire en la línea
de succión.
p) Una caída en la temperatura del aceite puede indicar un problema en el controlador
de la temperatura o un mal funcionamiento del elemento de calentamiento.
q) En una unidad que utilice gas combustible, una caída en la presión del gas puede
indicar una caída en la presión de suministro o un mal funcionamiento del
regulador.
r) Checar las fugas de vapor.
s) Checar que la purga no se mayor que la mínima requerida.
t) Checar el trabajo adecuado de las trampas de vapor.
u) Checar los venteos de los tanques de condensado. Si hay pequeñas nubes de vapor,
esto es una indicación de que las trampas de vapor trabajan mal. Determinar cuál o
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
ESIQIE-IPN Página 56
cuáles trampas de vapor están fallando. Ajustarlas repararlas o reemplazarlas si es
necesario.
v) Checar la exactitud de los manómetros, termómetros e instrumentos de medición del
flujo. Arreglarlos y recalibrarlos donde sea necesario.
w) Si se usa agua caliente para llenar la caldera, téngase cuidado de llenarla lentamente
para evitar esfuerzos severos por cambio de temperatura.
x) Ver que las válvulas de bloqueo de las otras calderas estén perfectamente vigiladas
si es que se encuentran interconectadas. Quitar las tapas de los registros para
inspeccionar y revisar las partes internas del tambor para ajuste y limpieza.
y) Revisar el tambor (en calderas de tubos de agua) por si tiene corrosión o picaduras.
Las picaduras por oxidación es una forma de corrosión encontrada en las calderas.
Generalmente ocurre arriba del nivel normal de agua en el tambor de vapor, pero se
encuentra también en los tubos y en los tambores de agua.
2. Calderas (aceite combustible)
a) Checar la boquilla de los quemadores por suciedad y desgaste.
b) Inspeccionar las fugas de aceite en las bombas, válvulas generales y válvulas de
relevo.
c) Inspeccionar los calentadores de aceite para ver si funcionan de acuerdo a las
especificaciones del proveedor.
3. Caldeas (carbón combustible)
a) Checar los “stokers” y controles para una operación normal y eficiente.
b) Checar el contenido de carbón no quemado de las cenizas remanentes. En una
planta bien diseñada y eficientemente operada, las pérdidas de carbón no deben
exceder el 1% del valor calorífico del total de carbón quemado.
c) Determinar y usar la adecuada fineza del carbón.
d) Inspeccionar las mallas para una operación eficiente. En cargas de operación
normal, el consumo promedio de energía eléctrica se estima en 18 a 20KWH por
tonelada para cualquier tipo de unidad que usa carbón con un índice de molienda de
75 o mas.
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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4. Calderas (eléctricas)
a) Inspeccionar el aislamiento de la superficie de la coraza para ver si está en buenas
condiciones y si es el adecuado.
b) Inspeccionar los elementos del calentador por suciedad. Limpiarlos o reemplazarlos
si es necesario.
c) Examinar los contactos eléctricos y las partes móviles para ver si se encuentran en
buen orden de trabajo. Limpiarlos y repararlos.
5. Motores para el equipo auxiliar
a) Cuando se dimensionan los motores eléctricos para nuevas instalaciones o
consideraciones de sustitución, deberá cuidarse la eficiencia de transformación de la
energía y no solamente en el precio. Como los costos de energía eléctrica tienden a
aumentar, mas altas inversiones en los motores eficientes pueden dar ahorros
mayores contra cortos periodos de tiempo.
b) Probar, para estar seguros, que el motor de tres fases esta correcta y eléctricamente
balanceado. Si no está balanceado, el motor puede operar ineficientemente e,
incluso, llegar a quemarse.
c) Probar el circuito contra condiciones de voltaje normal y bajo. Corregirlo si es
necesario.
d) Checar el sobrecalentamiento. Esta condición puede deberse a entradas de aire que
causan una ventilación inadecuada u otros problemas funcionales. Corregir cuando
sea necesario.
e) Checa la vibración excesiva. Tomar pasos para eliminarla o reducirla.
f) Checar la alineación del equipo con el motor. Alinearlos si es necesario.
g) Checar los anillos gastados. Reemplazarlos si se considera necesario.
h) Checar la limpieza del motor.
i) Inspección para ver si el motor y los anillos están lubricados. Esto ayudara a reducir
la fricción, la cual puede causar sobrecalentamiento y pérdidas de energía eléctrica.
6. Bombas
a) Checar el desgaste de los empaques, los cuales pueden causar fugas y pérdidas de la
eficiencia de la bomba.
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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b) Inspeccionar los anillos por desgaste. Ajustarlos, repararlos o reemplazarlos si es
necesario.
c) Verificar el control de velocidad del motor de la bomba.
7. Ventiladores.
a) Checar que las aspas estén limpias.
b) Inspeccionar y lubricar los anillos.
c) Checar el ruido y vibraciones excesivos del ventilador. Corregirlos si se considera
pertinente.
d) Checar para ver si los ventiladores de velocidad variable puedan reducir la cantidad
de aire cuando esta no es la máxima requerida.
e) Inspeccionar la entrada y descarga del ventilador de suciedad. Limpiarlas si es
necesario.
f) Inspeccionar que las bandas se encuentren adecuadamente tensionadas. Ajustarlas o
reemplazarlas para asegurar su correcta operación.
3.7 REPORTE FINAL DE LA AUDITORIA
El reporte final de los tipos de auditoría energética es:
1. Auditoria de primer grado.
a) Compendio de beneficios económicos (gasto, capital y ahorro) anuales.
b) Observación sobre la efectividad del programa de administración energética en
sistemas generadores de vapor (índices energéticos).
c) Conjunto de recomendaciones específicas de selección, funcionamiento,
mantenimiento o reajustes a los equipos que intervienen en el sistema de vapor.
d) Debe presentarse una breve discusión del sistema, en la siguiente semana a la
fecha de terminación de la auditoria.
2. Auditoria de segundo grado.
a) Información básica del reporte de auditoría energética de primer grado, pero
en mayor detalle.
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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b) Bases de cálculo, para el establecimiento del costo de los proyectos y
ahorros anuales.
Este reporte deberá entregarse, a más tardar, en el mes posterior a la fecha de terminación
de la auditoria.
3. Auditoria de tercer grado.
a) Sugerencias de mejoras en la ingeniería.
b) Estimaciones de los costos de instalación.
c) Estimaciones de los ahorros anuales.
d) Análisis económicos y de retorno de capital.
e) Selección especial de análisis de ahorros generados durante un periodo de
auditoría de 10 semanas.
El reporte deberá entregarse en un tiempo no mayor de tres meses del día de la
auditoría. En la Tabla 3.8 se resumen los elementos del reporte final escrito [18].
III. METODOLOGÍA DE AUDITORÍA EN SISTEMAS DE VAPOR (CALDERAS)
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Tabla 3.8 Programa de auditoría
TIPO DE AUDITORIA
Reporte Primer grado Segundo grado Tercer grado
Contenido
Compendio, incluyendo
economías globales.
Hallazgos generales.
Incentivos económicos
Lista de sugerencias que
incluya:
Descubrimientos
específicos.
Programa de
administración
energética.
Grado de
complicación.
Discusión, conclusión,
comentarios.
Apéndice limitado.
Compendio, con más
economías
completamente
definidas.
Descubrimientos e
incentivos
económicos por
producto.
Descubrimientos de
la auditoria
detallados y
cuantificados por tipo
y área.
Recomendaciones
específicas sobre una
posible expansión del
programa de
administración
energética y grado de
complicación.
Recomendaciones de
ingeniería
Análisis económico
con más detalle
Sugerencias sobre
poca, media y alta
necesidad de un
programa de
administración
energética.
Énfasis sobre la
medición, por usos
individuales.
Fecha de entrega En la primera semana posterior
al último día de la auditoría.
En el primer mes
posterior al último
día de la auditoría.
En tres meses
posteriores al último
día de auditoría.
IV. NUEVAS TECNOLOGÍAS EN AUDITORÍA PARA CALDERAS DE UNA REFINERÍA DE PETRÓLEO
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CAPÍTULO IV
NUEVAS TECNOLOGÍAS EN AUDITORÍA PARA CALDERAS
DE UNA REFINERÍA DE PETRÓLEO
La energía es un recurso limitado cuya utilización ha de lograrse con alta eficiencia,
bajo impacto medioambiental y al menor costo posible [19]. La necesidad que tienen las
empresas de reducir sus costos operacionales, para mantener un alto nivel de
competitividad frente a empresas nacionales y extranjeras, los obliga a llevar a cabo un
mejoramiento continuo de la operación de sus procesos productivos.
Entre los costos más importantes de la mayoría de las empresas figura el consumo
de combustible asociado a la generación de vapor en una caldera, por lo que debe existir
una constante preocupación por mantener estos equipos operando en condiciones de
máxima eficiencia. Esto no solo significa mantener los generadores de vapor en óptimas
condiciones operativas, sino que debe existir una atención igualmente importante sobre los
sistemas de distribución, consumo de vapor y retorno de condensado.
El mejoramiento de la eficiencia asociado a la generación y manejo del vapor en una
empresa debe ser abordado en forma integral, para obtener los mejores resultados en lo que
a reducción de los costos operacionales se refiere. La mejor manera de identificar,
cuantificar y definir las alternativas existentes para solucionar las deficiencias que pudieran
existir en estos sistemas es la realización de una auditoría energética.
4.1 IMPORTANCIA DE LAS AUDITORÍAS EN CALDERAS
La auditoría energética en calderas consiste en un detallado análisis de los sistemas
de generación, distribución, consumo de vapor y retorno de condensado de una empresa. El
análisis considera la identificación y cuantificación de las deficiencias existentes en estos
sistemas, así como también la definición de los trabajos o procedimientos requeridos para
resolverlas.
Las deficiencias de estos sistemas tienen relación no sólo con problemas asociados
al equipamiento, sino que también con procedimientos ineficientes en el manejo y
IV. NUEVAS TECNOLOGÍAS EN AUDITORÍA PARA CALDERAS DE UNA REFINERÍA DE PETRÓLEO
ESIQIE-IPN Página 62
utilización del vapor. Una auditoría energética considera el análisis de los siguientes
sistemas asociados a la producción y manejo del vapor en una empresa, entre otros:
4.1.1 GENERACIÓN DE VAPOR
En relación a los sistemas de generación de vapor, la auditoría energética considera la
determinación de la eficiencia térmica de las calderas, la cuantificación de las pérdidas de
calor principales, la verificación del estado de conservación y el análisis de las condiciones
y procedimientos de operación.
La determinación de la eficiencia térmica de una caldera permitirá comprobar si existen
diferencias respecto de los antecedentes entregados por el fabricante y la cuantificación de
las pérdidas de calor ayudará a identificar las causas de las diferencias que pudieran
detectarse en la eficiencia térmica.
Entre las causas más comunes de bajas eficiencias en calderas figuran elevados excesos
de aire, asociados y una excesiva temperatura de los productos de la combustión en la
chimenea, lo que se relaciona con una deficiente regulación de los quemadores. A modo de
referencia, por cada 10 % de mayor exceso de aire la eficiencia térmica de una caldera
disminuye en un 1,0 %.
Una elevada temperatura de los productos de la combustión en la salida de la caldera se
debe, en general, al ensuciamiento del circuito de gases, incrustaciones en el lado agua o
sobrecargas térmicas. A modo de referencia, por cada 10 °C de mayor temperatura de
salida de gases, la eficiencia térmica de una caldera disminuye en un 0,5 % [20].
Figura 4.1 Incrustaciones en el lado agua de la caldera