Tesis Ingenieria Quimica d2l1w

UNIVERSIDAD DE GUAYAQUIL FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA TESIS DE GRADO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO QUÍMICO TEMA: “RECUPERACIÓN DE CONDENSADOS GENERADOS EN EL SISTEMA DE DRENAJE DE CABEZALES DE VAPOR Y VENAS DE CALENTAMIENTO EN EL ÁREA DE SETIL (SERVICIOS AUXILIARES) DE LA REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS” ELABORADA POR: JOSÉ ANDRÉS SOSA DAZA DIRECTOR DE TESIS: ING. QCO. CARLOS MUÑOZ CAJIAO 2013 GUAYAQUIL – ECUADOR

DEDICATORIA

Este trabajo se lo dedico: A Dios por ser el guía y la luz que ilumina mi camino A mi madre por su esfuerzo y apoyo incondicional A mi padre (+) por todos los buenos momentos y recuerdos vividos A mi hijo por ser la razón por la cual me esfuerzo cada día A toda mi familia por sus buenos consejos

AGRADECIMIENTOS

Mis más sinceros agradecimientos: Ing.Qco.Carlos Quinde, Superintendente de la Refinería Estatal de Esmeraldas por abrirme las puertas para realizar este proyecto. A mi tutor Ing.Qco.Carlos Muñoz por toda su colaboración para con este proyecto. A todo el personal operativo del área de Setil de la Refinerìa Esmeraldas por sus conocimientos brindados. Un especial agradecimiento a la empresa SERVIMEC y a su Gerente Jorge Vivar; así como todo el personal de esta empresa por sus servicios y colaboración brindada.

ÍNDICE GENERAL Pág. DEDICATORIA AGRADECIMIENTOS ÍNDICE GENERAL

i

ÍNDICE DE FIGURAS

iv

ÍNDICE DE TABLAS

vi

CAPÍTULO I 1.

RESUMEN

1

1.1.

Antecedentes

2

1.2.

El Problema

3

1.3.

Planteamiento del Problema

4

1.4.

Objetivos

5

1.4.1. Objetivo Principal

5

1.4.2. Objetivos Específicos

5

CAPÍTULO II 2.

MARCO TEÓRICO

2.1.

Conceptos Generales

6

2.1.1.

Vapor de Agua

6

2.1.2.

Título del Vapor

6

2.1.3.

Entalpía

6

2.1.4.

Entalpía Específica

7

2.1.4.1.

Entalpía del Líquido Saturado

7

2.1.4.2.

Entalpía de Evaporación

7

2.1.4.3.

Entalpía del Vapor Saturado

7

2.1.5.

Volumen Específico

7

2.1.6.

Presión Absoluta y Presión Manométrica

7

2.1.7.

Tipos de Vapor

8

2.1.7.1.

Vapor Saturado

8

2.1.7.2.

Vapor Húmedo

8

2.1.7.3.

Vapor Sobrecalentado

9

2.1.7.4.

Vapor Flash

10

2.1.8.

Aplicaciones Principales para el Vapor de Agua

13

2.1.8.1.

Vapor para Calentamiento

14

2.1.8.2.

Vapor para Impulso/Movimiento

14

2.1.8.4.

Vapor para Atomización

15

2.1.8.5.

Vapor para Limpieza

16

2.2.

SISTEMA DE VAPOR EN LA INDUSTRIA

17

2.3.

GENERACIÓN DE VAPOR

18

2.3.1.

Caldera de Vapor

18

2.3.2.

Clasificación de Calderas

18

2.3.2.1. Según la circulación de fluidos dentro de los tubos de la caldera 18 2.3.2.2.

Según la presión de trabajo de la caldera

19

2.3.2.3.

Según el combustible utilizado

19

2.3.3.

Partes Principales de una Caldera

20

2.3.3.1.

Hogar

20

2.3.3.2.

Quemadores

20

2.3.3.3.

Calentadores de Aire

20

2.3.3.4.

Economizadores

20

2.3.3.5.

Tambor de Vapor (Separación Vapor – Líquido)

21

2.3.3.6.

Tambor de lodos

21

2.3.3.7.

Sobrecalentadores de Vapor

21

2.3.3.8.

Atemperadores

22

2.3.4.

Esquema de una Caldera Acuotubular de vapor saturado

24

2.3.5.

Sistema de Combustible para las Calderas

25

2.3.6.

Sistema de Agua de Alimentación a las Calderas

25

2.3.6.1.

Tratamiento de Agua de Alimentación a las Calderas

25

2.2.6.1.

Parámetros Tratamiento de Agua

27

2.4.

SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE VAPOR

29

2.4.1.

Cabezales de Vapor

29

2.4.2.

Tuberías Principales

31

2.4.3.

Ramales de Tubería (Tuberías Secundarias)

32

2.4.4.

Líneas Adicionales en un Sistema de Vapor

33

2.4.4.1

Venas de Calentamiento (Líneas Tracer o Steam Tracer)

33

2.5.

RECUPERACIÓN DE CONDENSADOS

34

2.5.1.

Formación de Condensados

34

2.5.2.

Efectos del Condensado en los Sistemas de Vapor

34

2.5.3.

Importancia Energética del Retorno de Condensado

37

2.5.4.

Sistemas de Recuperación de Condensados

38

2.5.4.1.

Sistema Abierto

38

2.5.4.2.

Sistema Cerrado

38

2.5.5.

Trampas de Vapor

39

2.5.5.1.

Tipos de Trampas de Vapor

39

CAPÍTULO III 3.

METODOLOGÍA

3.1. Situación actual del sistema de generación de vapor recuperación de condensados en Setil

44

3.1.1.

Proceso Generación de Vapor en SETIL

44

3.1.2.

Parámetros de diseño de los generadores de vapor

46

3.1.2.1. Símbolos Sistema de Generación de Vapor y Condensado

47

3.1.2.2. Condiciones de agua desmineralizada (BFW)

48

3.1.2. Análisis de Recuperación de Condensados en SETIL

49

3.2.

53

Actividades para la toma de decisiones

3.2.1 Evaluación de los puntos donde se genera condensado en SETIL 53 3.2.2

Registro e identificación de Trampas de Vapor

57

3.2.2.1 Diagnóstico de Trampas de Vapor

58

3.2.3 Caracterización Físico-Químico de muestras de Condensados

58

3.2.4 Cuantificación de pérdidas de condensado y Vapor en el Área

60

3.3.

Planteamiento para el diseño del Sistema de

Recuperación de condensado

61

3.3.1 Sistema de Tubería

61

3.3.2 Selección del Tambor de recuperación de condensado

62

3.3.3 Selección del sistema de Bombeo

62

3.4 Análisis Económico de la Situación Actual y del Sistema diseñado de la Recuperación de condensados

63

4. RESULTADOS Y ANALISIS 4.1 Análisis del sistema Actual de Recuperación de Condensados

64

4.2 Registro, identificación y Diagnostico de Trampas de Vapor

66

4.3 Resultados de la Caracterización Físico-Química de las muestras de Condensados

71

4.4 Resultados de los Balances de Masas y Energías para estimar la cantidad de condensados retornados 4.4.1 situación actual

74 74

4.4.2 Calculo de flujo másico de Condensado de la Trampa de Vapor inventariada

79

4.5 Planteamiento para el diseño del Sistema de Recuperación de Condensados

80

4.5.1 Sistema de Tubería

80

4.5.2 Selección del Tambor de Recuperación de Condensado

83

4.5.3 Selección del sistema de Bombeo

84

4.6 Análisis Económico del sistema Actual

84

4.6.1 Estimación de Perdidas Económicas del Sistema Actual

84

4.6.2 Ahorro Económico estimado

91

5 Conclusiones y Recomendaciones

94

Bibliografía

96

Anexos

98

ÍNDICE DE FIGURAS Pág. Figura. 1.1. Vista aérea instalaciones de Refinería Estatal Esmeraldas

2

Figura. 2.1. Relación Presión- Temperatura del Agua y Vapor

9

Figura. 2.2. Ejemplo de Cálculo de Vapor Flash

12

Fig.2.3 Quemador Asistido por Vapor Fig.2.4 Representación Esquemática de un Sistema de Vapor Fig.2.5 Esquema de una caldera Acuotubular

15 17 24

Fig.2.6 Cabezal o Distribuidor de vapor de Calderas

30

Fig.2.7 Cabezal de vapor

30

Fig.2.8 Modo Correcto de Ejecutar una Derivación

32

Figura 2.9.Formación de ondas de condensado

35

Fig. 2.10 Daño en Tuberías por la presencia de gases no condensables 36 Fig.2.13 Funcionamiento Trampa de Vapor Mecánica Tipo Flotador

40

Fig. 2.14 Trampa de vapor mecánica Flotador Libre

40

Fig.2.15 Trampa de vapor termostática Fig.2.16 Trampa de vapor termodinámica

41 42

Fig.3 Diagrama de Bloques de Actividades Desarrolladas

43

Fig.3.1 Proceso generación de vapor Refinería Esmeraldas

46

Fig.3.2 Recuperación de condensados generados en Setil

50

Fig.3.3 Sistema de recuperación de condensados de REE ubicado en Setil Fig.3.4 Pérdidas de Condensado y Vapor adyacente a la calle 4

52 53

FIG.3.5 Pérdidas de Condensado y Vapor principales adyacente a la calle 2

54

ÍNDICE DE TABLAS Pág. Tabla 2.2 Valores recomendados de STD

26

Tabla 3.1Condiciones de Diseño de los Generadores de Vapor

46

Tabla 3.2 Símbolos de servicios del Sistema de Generación de Vapor y Condensados de SETIL

47

Tabla 3.3 Condiciones de servicios del Sistema de Generación de Vapor y Condensados de SETIL Tabla 3.4 Parámetros de agua desmineralizada (BFW) Tabla 3.5 Precalentadores de aire con vapor de las 4 calderas Tabla 3.6 Tabla de Referencia de Valores permitidos en las Propiedades de Condensados 58 Tabla 4. Análisis Energético del Sistema Actual de Recuperación de Condensados

48 48 49

65

RESUMEN La creciente demanda de energía, el elevado costo del combustible y los problemas ambientales

requieren que las industrias se encuentren en

constante mejora e implementen programas de ahorro de energía. El sector industrial, es uno de los sectores en los que mayor consumo energético se produce, superando el 31% del total de energía final. Esto se debe a que los procesos productivos; de fabricación además de necesitar materias primas; mano de obra, precisan de energía para obtener el producto final. Este proyecto plantea el diseño preliminar de un sistema de recuperación de condensados generados en los drenajes de cabezales de vapor y venas de calentamiento en el área de SETIL (Servicios Auxiliares) de la Refinería Estatal de Esmeraldas ,con el propósito de evaluar los beneficios obtenidos por la recuperación de un subproducto valioso ,buscar la disminución de impactos ambientales ; riesgos operacionales que se presentan en estas instalaciones ;así también cumplir con los desafíos que plantea la alta Gerencia ,en el manejo racional de energía, amabilidad de los procesos con el medio ambiente y seguridad de la personas. Este trabajo fue llevado a cabo mediante la evaluación del estado actual del sistema de vapor y condensado; inspección de las trampas de vapor, líneas principales e internas, equipos dentro del área, medición de las condiciones de operación y comparación con las de diseño; también mediante análisis de los parámetros fisicoquímicos de los condensados. Mostrando que estos sistemas se encuentran deteriorados por falta de mantenimiento, generando pérdidas por escapes de vapor y condensado. Lo que me permitió estimar las cantidades de condensado a recuperar, el impacto económico y con ello la implementación de un sistema eficaz de retorno de condensados. Además esta información sirvió de base para que el personal se concientizara sobre el uso eficiente de la energía al igual que la necesidad de implementar acciones para mejorar las condiciones actuales.

1

CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN 1.1 ANTECEDENTES La Refinería Estatal Esmeraldas (REE) es uno de los tres centros de producción de derivados de petróleo del Ecuador, cuyo propósito es satisfacer la demanda de combustibles a nivel nacional bajo estándares internacionales de calidad, para incrementar la productividad del país generando riqueza y ahorro de divisas. Figura 1.1

La refinería está constituida por varias unidades de procesos, las cuales se encuentran encadenadas entre sí, razón por la cual el buen funcionamiento de cada una de las unidades es de vital importancia para su desempeño global e influye directamente en la economía del país.

Figura. 1.1. Vista aérea instalaciones de Refinería Estatal Esmeraldas (Fuente: Diario HOY, 13/04/2012)

2

En la actualidad las industrias buscan ser más eficientes, evitando el desperdicio de recursos y optimizando sus procesos para alcanzar una mayor rentabilidad. La Refinería Estatal de Esmeraldas se encuentra dividida en varias áreas operativas, una de las cuales es la Unidad de Servicios Auxiliares (SETIL); esta unidad se encarga de todos los procesos de apoyo los cuales son indispensables para la operación de la planta, tales como: desmineralización del agua, producción de vapor, generación de energía eléctrica, suministro de combustibles entre otros.

La capacidad de generación de vapor de la refinería es de aproximadamente 400 toneladas por hora con una presión de 600 PSIG (42,2 Kg/cm2) y 395 ºC de temperatura, producidas por 4 calderas de combustión directa y 2 generadores de vapor por intercambio de calor.

1.2. PROBLEMA En la actualidad la Refinería Estatal de Esmeraldas es la Planta de refinación más grande del país con una capacidad de procesamiento de 110 000 barriles diarios de crudo para lo cual requiere una gran cantidad de energía y fundamentalmente el uso de vapor para la realización de sus procesos productivos. El aumento constante de la demanda de energía relacionado al desarrollo socio-económico, las limitaciones financieras para incrementar la oferta energética y a su vez mitigar el impacto ambiental de la misma, fundamentan hoy en día la trascendencia que tiene el mejoramiento de la eficiencia energética en cualquier proceso productivo. La factibilidad técnico-económica de recuperar energía y condensado presente en esta Planta de Refinación representa a la fecha un problema aún no resuelto y que condiciona el incremento de la eficiencia energética del sistema de vapor.

3

Por ello es indispensable implementar un sistema de ahorro de energía y recuperación de condensados para obtener una mejor eficiencia que conlleva a resolver problemas de índole económico y ambiental.

1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA La implementación de un método de recuperación de condensados y energía en el sistema de drenaje de cabezales de vapor y venas de calentamiento en la Unidad de Utilidades de la Refinería Estatal de Esmeraldas es esencial ya que el consumo excesivo de energía implica gastos económicos para esta Industria la cual es uno de los puntos más importantes en la cadena de elaboración de derivados de petróleo. El sistema de recuperación de condensados se ha transformado de un modesto subproducto de la distribución de vapor a un recurso muy valioso para todas las industrias. En todos los procesos térmicos dónde se utiliza vapor como fluido calefactor produce o forma condensado. La presencia de este en el circuito de vapor disminuye el rendimiento térmico de la instalación, avería elementos del circuito y aunque este condensado deber ser desalojado de la red de distribución a la salida de los equipos de consumo, es recomendable recuperarlo para disminuir el consumo de agua y de combustible del sistema así como los costos debido al agua tratada. El aprovechamiento de los condensados supone también una reducción de los consumos energéticos directos de la línea de agua de alimentación a las calderas. Con esto se debe obtener la mejor eficiencia del sistema, reduciendo costos financieros asociados a este y acercando a esta Industria cada día más a una producción basada en un desarrollo sostenible.

4

1.4. OBJETIVOS

1.4.1. OBJETIVO PRINCIPAL Recuperar los condensados generados en el sistema de drenaje de cabezales de vapor y venas de

calentamiento en el área de SETIL

(Servicios Auxiliares) de la Refinería Estatal de Esmeraldas.

1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS Obtener datos detallados de las condiciones y equipos involucrados en el sistema de vapor y retorno de condensados.

Analizar el estado actual del retorno de condensados en esta área.

Disminución del agua de alimentación a las calderas.

Caracterización físico-química de cada condensado que retorna al sistema de recuperación en SETIL.

Implementación de un sistema de retorno de condensado.

Determinar la eficiencia del sistema de recuperación de condensados.

Balance de masa y energía.

Evaluar los resultados obtenidos.

Reducción de costos con la implantación de este sistema.

Disminuir tiempos de producción.

5

CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO

2.1. CONCEPTOS GENERALES 2.1.1. Vapor de Agua El vapor de agua es el gas formado cuando el agua pasa de estado, líquido a uno gaseoso, a nivel molecular es cuando las moléculas de H2O logran liberarse de las uniones que las mantienen juntas.

Se genera cuando se le añade energía calorífica al agua. Se necesita añadir suficiente energía para que se eleve la temperatura del agua hasta su punto de ebullición. Después de ello, cualquier energía adicional transforma el agua en vapor, sin un incremento en la temperatura. (www.tlv.com/global/LA/steam-theory/what-is-steam.html,03/05/2013)

2.1.2. Título del Vapor (Calidad) Es la cantidad de vapor seco por kilogramo de vapor húmedo. El título x del vapor se puede expresar como porcentaje o como una fracción decimal. (Severns, Degler, Miles, 1982)

2.1.3 Entalpía Es el término utilizado para designar la energía total, debida a la presión y a la temperatura, de un fluido, líquido o vapor (tales como el agua y el vapor de agua), en cualquier momento y condición dados, se representa con la letra H. La unidad básica de medida de cualquier tipo de energía es el joule (símbolo J). Actualmente se trabaja en Kilo joules (KJ).

2.1.4. Entalpía Específica: Es la entalpía (energía total) de una unidad de masa (1Kg). Las unidades normalmente usadas son KJ/Kg.

6

2.1.4.1 Entalpía del Líquido Saturado (Calor Sensible) La cantidad de calor necesario para llevar el agua desde su temperatura inicial de referencia (0°C) hasta su temperatura de ebullición sin cambio de fase se conoce como la entalpía del líquido (Hf) y está expresado en KJ/Kg. 2.1.4.2 Entalpía de Evaporación (Calor Latente Vaporización) El calor suministrado durante el período de ebullición, es utilizado para producir estrictamente el cambio de fase de líquido en vapor. La cantidad de calor necesario para llevar toda la masa de líquido a estado de vapor se conoce como la entalpía de evaporación (Hfg), está expresado en KJ/Kg y su valor depende de la presión. 2.1.4.3 Entalpía del Vapor Saturado (Calor Total) Si a la entalpía de evaporación se le suma la del líquido, tendremos lo que se llama entalpía del vapor saturado (Hg) y está expresada en KJ/Kg. Es la cantidad total de calor que se debe suministrar a un Kilogramo masa de agua desde la temperatura de referencia (0° C) para transformarlo totalmente en vapor. (LIFSCHITZ, 1994) 2.1.5. Volumen Específico El volumen específico (v) es el volumen ocupado por unidad de masa de un material. Es la inversa de la densidad, por lo cual no dependen de la cantidad de materia se expresa en m3/Kg. (Severns, Degler, Miles, 1982) 2.1.6 Presión Absoluta y Presión Manométrica A la situación teórica de vacío perfecto o ausencia total de presión se le llama “cero absoluto” presión absoluta es la ejercida por encima de este cero absoluto. La presión atmosférica es de 1.013 bar abs (14.7 psia) A nivel del mar. La presión manométrica es la que se lee en un manómetro estándar instalado en el sistema.

7

Puesto que esta presión es la existente por encima de la atmosférica, el cero del dial del manómetro es equivalente a unos 1.013 bar abs. Así, se puede expresar las presiones por medio de la siguiente relación: (SELMEC, 1997) Presión manométrica = Presión absoluta - Presión Atmosférica 2.1.7. Tipos de Vapor 2.1.7.1. Vapor Saturado Es vapor puro a una temperatura igual a la temperatura de ebullición del agua a una presión dada. El vapor saturado se presenta a presiones y temperatura en las cuales el vapor (gas) y el agua (líquido) pueden coexistir juntos.

El vapor saturado tiene varias propiedades que lo hacen una fuente de gran calor, particularmente a temperaturas de 100 °C (212 °F) .Algunas de estas son: Tabla 2.1 Propiedades del Vapor Saturado Propiedad

Ventaja

Calentamiento equilibrado a través de la trasferencia de calor latente y rapidez. La presión puede controlar la temperatura. Elevado coeficiente de transferencia de calor. Se origina del agua.

Mejora la productividad y calidad del producto. La temperatura puede establecerse rápida y precisamente. Área de transferencia de calor requerida es menor. Limpio, seguro y de bajo costo.

Fuente: (Revista TLV-Compañía Especialista en Vapor, 2012) Elaborado por: José A. Sosa Daza

2.1.7.2. Vapor Húmedo Esta es la forma más común de vapor que se puede experimentar en plantas de proceso. Cuando el vapor se genera utilizando una caldera, generalmente contiene humedad proveniente de las partículas de agua no vaporizadas las cuales son arrastradas hacia las líneas de distribución de vapor. 8

Incluso las mejores calderas pueden descargar vapor conteniendo de un 3% a un 5% de humedad. Al momento en el que el agua se aproxima a un estado de saturación y comienza a evaporarse, normalmente, una pequeña porción de agua generalmente en la forma de gotas, es arrastrada en el flujo de vapor y dirigida a los puntos de distribución. 2.1.7.3. Vapor Sobrecalentado El vapor sobrecalentado se crea por el sobrecalentamiento del vapor saturado o húmedo para alcanzar un punto mayor al de saturación. Esto quiere decir que es un vapor que contiene mayor temperatura y menor densidad que el vapor saturado en una misma presión. El vapor sobrecalentado es usado principalmente para el movimiento e impulso de aplicaciones como son las turbinas. Relación Presión- Temperatura del Agua y Vapor

Figura. 2.1. Relación Presión- Temperatura del Agua y Vapor (Fuente: www.tlv.com/global/LA/steam-theory/types-of-steam.html)

2.1.7.4. Vapor Flash o Instantáneo Es un nombre dado al vapor que se forma a partir del condensado caliente cuando existe una reducción en la presión. 9

El vapor flash no es tan diferente del vapor normal, simplemente es un nombre conveniente que es utilizado para explicar cómo se forma el vapor. Vapor normal o “vivo” se genera en la caldera, o en un generador de vapor por recuperación de calor, mientras que el vapor flash se genera cuando un condensado de alta temperatura y presión se expone a una gran caída de presión tal como la descarga de una trampa de vapor. El condensado de alta temperatura contiene una gran energía que no puede permanecer en forma líquida a presiones menores debido a que existe mayor energía que la requerida para obtener agua saturada a una menor presión. El resultado es que algo de este exceso de energía genera el condensado un % porcentaje de vapor flash. El vapor flash se genera debido a que el punto de saturación del agua varía de acuerdo a la presión. Por ejemplo, el punto de saturación del agua a presión atmosférica es de 100 °C (212 °F), pero a 1.0 MPaG (145 psig) es de 184°C (363°F). Así que, ocurre cuando el condensado que se mantiene bajo presión a 184 °C (363 °F) se libera a la atmosfera, el condensado contiene demasiada energía (entalpía) para permanecer solamente como líquido, por lo que una porción del condensado se evapora, ocasionando que la temperatura del condensado restante se reduzca a una presión de saturación (Ej., 100°C o 212 °F si es descargado a la atmosfera).Este fenómeno se conoce como evaporación flash.

10

El % de vapor flash generado (rango de flasheo de vapor) puede ser calculado de la siguiente manera:

En el cual:

hf1 = entalpía Especifica del Agua Saturada a la Entrada hf2 = entalpía Especifica del Agua Saturada a la Salida hfg2 = Calor Especifico del Vapor a la Salida Ejemplo 1: El condensado a la temperatura de vapor y a una presión relativa de 1 MPaG o 10 bar guarda una cantidad de calor igual a 781.4 kJ/kg. Si este condensado se descarga a la presión atmosférica, 0 MPaG (presión relativa), su contenido calorífico instantáneamente se reduce a 419 kJ/kg. La diferencia de 362.4 kJ/kg transforma parte del condensado en vapor flash. El calor latente del vapor a baja presión es de 2256.5 kJ/kg. Para los valores de calor sensible y latente ver tabla de vapor. Ejemplo 2: El condensado a la temperatura de vapor y a una presión relativa de 1 MPaG; se descarga a un sistema de recuperación de condensado cerrado a una presión de 0.3 MPaG. ¿Cuál será el % de vapor flash que se generará?. ( www.tlv.com/global/LA/steam-theory/types-of-steam.html,03/05/2013)

11

Como se puede observar en los ejemplos en la parte inferior, se genera un % mayor de vapor flash cuando el condensado se descarga a la atmosfera (ejemplo 1) comparado a cuando se descarga a un sistema de recuperación de condensado cerrado (ejemplo 2)

Figura. 2.2. Ejemplo de Cálculo de Vapor Flash (Fuente: www.tlv.com/global/LA/steam-theory/flash-steam.html)

12

2.1.8. Aplicaciones Principales para el Vapor de Agua El vapor de agua se utiliza en los procesos industriales debido a las siguientes razones:

Para su producción se utiliza agua, es abundante, barata y fácil de obtener. Es muy controlable, a cada presión le corresponde una temperatura, una energía específica y un volumen específico. Tiene un alto contenido de energía por unidad de masa. Es estéril, de fácil distribución y control. El vapor fluye en las líneas de distribución como respuesta a una caída de presión y no necesita bombas para su circulación. Los coeficientes de transferencia del calor del vapor son mayores que los del agua.

El vapor es usado en un gran rango de industrias. Las aplicaciones más comunes para el vapor son, por ejemplo procesos calentados por vapor en fábricas y plantas, turbinas impulsadas por vapor etc. Algunas de las aplicaciones típicas del vapor para la industria son: Esterilización/Calentamiento Para proceso

Motriz

Atomización

Limpieza

13

2.1.8.1. Vapor para Calentamiento (Vapor de Presión Positiva) El vapor generalmente es producido y distribuido en una presión positiva. En la mayoría de los casos, esto significa que es suministrado a los equipos en presiones mayores a 0 MPaG (0 psig) y a temperaturas mayores de 100°C (212°F). Las aplicaciones de calentamiento para vapor a presión positiva se pueden encontrar en plantas procesadoras de alimentos, plantas químicas, y refinerías solo por nombrar algunas. El vapor saturado es utilizado como la fuente de calentamiento para fluido de proceso en intercambiadores de calor, reactores, reboilers, precalentadores de aire de combustión, y otros tipos de equipos de transferencia de calor.

2.1.8.2. Vapor para Impulso/Movimiento El vapor se usa regularmente para propulsión (así como fuerza motriz) en aplicaciones tales como turbinas de vapor. La turbina de vapor es un equipo esencial para la generación de electricidad en plantas termoeléctricas. En un esfuerzo por mejorar la eficiencia, se han realizado progresos orientados al uso del vapor a presiones y temperaturas aún mayores. Existen algunas plantas termoeléctricas que utilizan vapor sobrecalentado a 25 MPa abs (3625 psia), 610°C (1130°F), presión supercrítica en sus turbinas. Además de la generación de energía, otras aplicaciones típicas de impulso/movimiento son los compresores movidos por turbinas o las bombas, ejemplo: compresor de gas, bombas para las torres de enfriamiento, etc.

2.1.8.3. Vapor como Fluido Motriz El vapor puede ser usado de igual manera como una fuerza “motriz” para mover flujos de líquido o gas en una tubería. Los eyectores de vapor son usados para crear el vacío en equipos de proceso tales como las torres de destilación que son utilizadas para purificar y separar flujos de procesos. 14

Los eyectores también pueden ser utilizados para la remoción continua del aire de los condensadores de superficie, esto para mantener una presión de vacío deseada en las turbinas de condensación (vacío).

2.1.8.4. Vapor para Atomización La atomización de vapor es un proceso en donde el vapor es usado para separar mecánicamente un fluido. Por ejemplo, en algunos quemadores, el vapor es inyectado en el combustible para maximizar la eficiencia de combustión y minimizar la producción de hollín. Calderas y generadores de vapor que utilizan combustible de petróleo utilizaran este método para romper el aceite viscoso en pequeñas gotas para permitir una

combustión

más

eficiente,

también

los

quemadores

(elevados)

comúnmente utilizaran la atomización de vapor para reducir los contaminantes a la salida.

Quemador Asistido por Vapor

Fig.2.3 Quemador Asistido por Vapor Fuente (www.tlv.com/global/LA/steam-theory/principal-applications-for-steam.html)

15

2.1.8.5. Vapor para Limpieza El vapor es usado para limpiar un gran rango de superficies. Un ejemplo de la industria es el uso del vapor en los sopladores de hollín. Las calderas que usan carbón o petróleo como fuente de combustible deben estar equipadas con sopladores de hollín para una limpieza cíclica de las paredes del horno y remover los depósitos de la combustión de las superficies de convención para mantener la eficiencia, capacidad y confiabilidad de la caldera. (www.tlv.com/global/LA/steam-theory/principal-applications-for-steam.html, 03/05/2013)

16

2.2. SISTEMA DE VAPOR EN LA INDUSTRIA Gracias a las propiedades sobresalientes de transferencia de calor, el vapor es ampliamente usado como medio de energía. Varios métodos y procesos son usados para la generación de vapor con propiedades requeridas por los consumidores individuales en sus sistemas específicos. Es importante diseñar un sistema de vapor eficiente que eviten desperdicios de vapor y condensado y la energía contenida él, para lo cual es importante la selección adecuada de los diferentes componentes y rios del sistema. (www.santillan.es/web/index.php/es/instalaciones/vapor,15/05/2013) Los sistemas de vapor están compuestos básicamente por tres subsistemas: La generación de vapor; compuesto por la caldera, la distribución; compuesta por tuberías para transportar el vapor del lugar de producción hacia los s, consumidores finales, generalmente equipos o procesos donde se requiere la energía transportada por el vapor y el retorno de condensado desde los procesos hacia la caldera .Fig. 2.4

Fig.2.4 Representación Esquemática de un Sistema de Vapor Fuente (www.cubasolar.cu/biblioteca/Ecosolar/Ecosolar20/HTML/articulo04.htm)

17

2.3. GENERACIÓN DE VAPOR Es el conjunto o sistemas formados por una caldera y sus equipos complementarios, destinados a transformar agua de estado líquido en estado gaseoso a temperaturas y presiones diferentes de la atmosférica. 2.3.1. Caldera de Vapor La caldera es una máquina o dispositivo de ingeniería diseñado para generar vapor. Este vapor se produce a través de una transferencia de calor a presión constante, en la cual el fluido, originalmente en estado líquido, se calienta y cambia su fase. También podemos decir que la caldera es todo recipiente de presión donde el calor procedente de cualquier fuente de energía se transforma en energía utilizable, a través de un medio de transporte en fase líquida o vapor. (Norma Española “UNE 9-001-87”)

2.3.2. Clasificación de Calderas Según la circulación de fluidos dentro de los tubos de la caldera. Según la presión de trabajo de la caldera. Según el combustible utilizado.

2.3.2.1. Según la circulación de fluidos dentro de los tubos de la caldera Calderas Acuotubulares: El agua circula por dentro de los tubos, captando calor de los gases calientes que pasan por el exterior. Permiten generar grandes cantidades de vapor sobrecalentado a alta presión y alta temperatura. Este tipo de calderas maneja presiones de 0 a 2200 psig.

18

Con la finalidad de obtener un mayor rendimiento en la caldera, se les suele instalar sobrecalentadores, economizadores y precalentadores, que hacen que la temperatura de los gases a su salida de la caldera, sea menor, aprovechando así mejor el calor sensible de dichos gases.

Calderas Pirotubulares: En estas calderas los humos (gases calientes) pasan por dentro de los tubos cediendo su calor al agua que los rodea. Para presiones máximas de 20 bar (290 psig) y consumos hasta 30 Ton/hr. Son económicas, de alto rendimiento y fácil mantenimiento.

2.3.2.2. Según la presión de trabajo de la caldera Calderas de baja presión: Son calderas que producen vapor a baja presión, hasta unos 4 o 5 Kg/cm2. Calderas de media presión: Producen vapor hasta aproximadamente 20 Kg/cm2. Generalmente vapor saturado.

Calderas de alta presión: Asociadas a ciclos de potencia, trabajan con presiones desde 20 Kg/cm2 hasta presiones cercanas a la crítica (Mayor a 200 Kg/ cm2).

2.3.2.3. Según el combustible utilizado Sólido: Carbón, biomasa.

Líquido: Fuel oil, queroseno.

Gaseoso: GLP, gas natural.

(Castillo, 2006)

19

2.3.3. Partes Principales de una Caldera 2.3.3.1. Hogar El hogar es una cámara donde se efectúa la combustión. La cámara regula, confina la combustión de los productos y es capaz de resistir las altas temperaturas y presiones que se presentan. Sus dimensiones y geometría están adaptadas a los siguientes parámetros: a) Velocidad de generación de energía térmica. b) Tipo de combustible utilizado. c) Sistema de Combustión 2.3.3.2. Quemadores El propósito de un quemador es mezclar y dirigir el flujo de aire-combustible de tal manera que se asegure el encendido rápido y una combustión completa. En los quemadores de carbón pulverizado, una parte del aire (aire primario) se mezcla inicialmente con el combustible, como medio de transporte, el restante (aire secundario) se introduce a los quemadores fuera de las entradas del aire primario. (Almanza, 1993) 2.3.3.3. Calentadores de Aire Es un intercambiador de calor destinado a incrementar la temperatura del aire de combustión por medio del calor de los gases de combustión antes de su salida a la atmósfera. (UNE 900-1) 2.3.3.4. Economizadores Son esencialmente intercambiadores de calor que utilizan como fluido caliente los gases de la chimenea, calentando el agua de alimentación a las calderas (BFW, Boiler Feed Water por sus siglas en inglés), que entra al tambor de vapor de las calderas de circulación natural y forzada. (Hernández, 2007)

20

2.3.3.5. Tambor de Vapor (Separación Vapor – Líquido) El tambor superior en la generación de vapor cumple con varias funciones importantes en el proceso. Entre estas están la recepción del agua de alimentación de las calderas, separar el vapor de la mezcla líquido vapor que circula por los tubos ascendentes, servir de punto de inyección de tratamiento químico interno del agua de caldera, y permitir la purga continua de la caldera para disminuir la concentración de sólidos. La separación primaria se da en dos pasos. En el primer paso todo el vapor es removido del agua y en el segundo se remueven pequeñas gotas de agua que suben con el vapor. En la separación primaria se hace uso del efecto de gravedad ayudado de deflectores que ayudan a la separación del vapor. Algunos diseños utilizan el efecto de fuerza centrífuga para lograr la separación. (Lawrence, 2000) 2.3.3.6. Tambor de lodos Dispuesto en la parte baja de la caldera, el tambor de lodos colecta las impurezas que se producen del tratamiento químico del agua. Estas impurezas tienden a depositarse en las partes bajas, por lo cual allí se van los materiales indeseables e impurezas de la caldera para, mediante extracciones como las purgas de fondo, mantener limpia y libre de suciedad la caldera. 2.3.3.7. Sobrecalentadores de Vapor Los Sobrecalentadores o llamados también indistintamente recalentadores de vapor, son elementos que permiten elevar la temperatura del vapor producido dentro de la caldera, manteniendo constantemente la presión del mismo; transforman el vapor saturado en vapor recalentado haciendo disminuir el peligro de que esté se condense dentro de la máquina, ya que el vapor que llega a la fuente de consumo lo hace en estado más seco. Mediante el empleo de recalentadores, se puede llevar la temperatura del vapor hasta 390 ºC aproximadamente.

21

Los sobrecalentadores son de acero dulce(contenido de carbono que se sitúan entre el 0,15% y el 0,25%) cuando la temperatura de recalentamiento no es superior a los 450 ºC, para temperaturas comprendidas entre 450 y 475 ºC, se usa acero dulce, al que se le agrega 0.5 % de molibdeno, para mayores temperaturas, se utilizan aleaciones de acero con bajo contenido de carbono, ya que este tipo de acero permite efectuar las soldaduras necesarias, sin necesidad de efectuar un precalentamiento previo del tubo. Existen dos tipos de recalentadores, el de radiación y el de convección. El primer tipo, el elemento calefactor lo constituye el calor radiado por la combustión. En el segundo caso, son los gases de combustión son los que ceden calor al vapor. Ventajas Se aumenta la eficiencia total de la unidad.

Se aumenta la ganancia termodinámica del vapor.

Se obtiene un vapor más seco (Burgos, 2001)

2.3.3.8. Atemperadores Los atemperadores de vapor se usan para reducir la temperatura de una línea de vapor inyectando agua. Son equipos muy habituales en instalaciones de vapor para ajustar los balances de vapor. La regulación se hace con una válvula de control en la línea de agua utilizando la señal de la temperatura en la descarga. Se pueden instalar en cualquier posición y no hay necesidad de instalar un separador de gotas. El mantenimiento es mínimo: sólo reemplazar la tobera. Son sistemas por medio de los cuales es posible aumentar o disminuir la temperatura durante el proceso.

22

Están diseñados para reducir la temperatura del vapor sobrecalentado, por medio de la inyección de agua/condensado tratado, para optimizar eficiencia y transferencia de calor. Por ejemplo el atemperador tipo atomizador utiliza agua condensada del vapor purificado del domo de la caldera mediante un condensador de tubos verticales en U que intercambiará calor con el agua de alimentación de la caldera. El vapor sobrecalentado produce muchos problemas, tanto de flujo en las líneas de vapor, como en los procesos productivos, por lo que en muchas ocasiones, es necesario bajar la temperatura al vapor sobrecalentado. Los atemperadores son diseñados para cada aplicación Y pueden ser fabricados en varios materiales. (www.inmateinsa.com/sistemas_vacio_atemperadores.html,15/05/2013)

23

2.3.4. Esquema de una Caldera Acuotubular de vapor saturado y sobrecalentado mostrando sus diferentes secciones.

Fig.2.5 Esquema de una caldera acuotubular Fuente: (Manual de Calderas, McGraw-Hill, Madrid, 2000)

El agua líquida entra al economizador , donde se calienta hasta una temperatura próxima a la de saturación, se introduce en el calderín(domo) y desciende por los tubos de riego hasta el colector inferior, distribuyéndose hacia los tubos vaporizadores, donde se forman las burbujas de vapor que a su vez se separan en el calderín. El vapor saturado puede calentarse por encima de su temperatura de saturación en el sobrecalentador.

24

2.3.5. Sistema de Combustible para las Calderas Su función es suministrar el combustible al quemador que a su vez producirá la flama en la caldera que transformará el agua tratada en vapor. Además de utilizar combustibles líquidos algunos equipos también utilizan gas natural o mezclas de gases como en el caso del flexigas en las empresas petroleras. Componentes: Tanque de combustible: es un recipiente cilíndrico donde se almacena el combustible que será suministrado por la bomba al quemador. Bomba de combustible: Se encarga de generar un cabezal de presión para bombear el combustible desde el tanque de combustible hasta el quemador. (Mesny, 1977) 2.3.6. Sistema de Agua de Alimentación a las Calderas Uno de los factores principales para la operación óptima de una caldera es el de contar con un sistema de suministro de agua el cual sea adecuado para cada caso en particular. Esto es debido a que es indispensable mantener un nivel de agua constante en el interior de la caldera para que no ocurra un siniestro o falla de alguna de sus partes. Todo sistema efectivo de alimentación de agua a calderas debe contar con: Reserva mínima de agua (tanque de almacenamiento) Equipo de bombeo Control de sistema (Selmec, 1997)

2.3.6.1. Tratamiento de Agua de Alimentación a las Calderas El tratamiento del agua de una caldera de vapor o agua caliente es fundamental para asegurar una larga vida útil libre de problemas operacionales, reparaciones de importancia y accidentes.

25

El objetivo principal del tratamiento de agua es evitar problemas de corrosión e incrustaciones, asegurando la calidad del agua de alimentación y del agua contenida en la caldera. El aseguramiento de la calidad del agua de alimentación y agua de la caldera se consigue cumpliendo con los requerimientos de las normas, que definen los límites recomendados para los parámetros involucrados en el tratamiento del agua. El tratamiento del agua deberá tener en cuenta la cantidad de sólidos disueltos en el agua ( STD), que pueden ser medidos de forma indirecta mediante la conductividad del agua, para posteriormente con el uso de tablas lo convierten a valores de concentración en partes por millón. En función de la presión de trabajo del generador la Asociación Americana de Constructores de Calderas (ABMA), recomienda mantener ciertos niveles de sólidos disueltos los mismos que se indican en la siguiente tabla. Tabla 2.2 Valores recomendados de STD Presión de Trabajo de la

Sólidos Totales Disueltos (ppm)

Caldera (psig) 0-50

2500

51-300

3500

301-450

300

451-600

2500

601-750

1000

751-900

750

901-1000

625

Fuente: ABMA, Boiler Blowdown, Fact Data Sheet Elaborado por: José A. Sosa Daza

26

Equipos comunes de pre-tratamiento de agua son los ablandadores, estos dispositivos cumplen la función de cambiar los iones de magnesio y calcio que producen precipitados por iones de sodio en el agua puesto que este último no forma aquellos sedimentos. Los iones de sodio provienen del cloruro de sodio con el que se forma una solución con agua llamada salmuera. Otro mecanismo para tratar el agua

es el uso de tanques calentadores y

deareadores que cumplen la función de calentar, almacenar y remover el oxígeno corrosivo del agua que será proporcionada al generador. (Palacios, 2010) 2.2.6.1. Parámetros Tratamiento de Agua Los principales parámetros involucrados en el tratamiento del agua de una caldera, son los siguientes: pH. - El pH representa las características ácidas o alcalinas del agua, por lo que su control es esencial para prevenir problemas de corrosión (bajo pH) y depósitos (alto pH). Dureza.- La dureza del agua cuantifica principalmente la cantidad de iones de calcio y magnesio presentes en el agua, los que favorecen la formación de depósitos e incrustaciones difíciles de remover sobre las superficies de transferencia de calor de una caldera. Oxígeno.- El oxígeno presente en el agua favorece la corrosión de los componentes metálicos de una caldera. La presión y temperatura aumentan la velocidad con que se produce la corrosión. Hierro y cobre.- El hierro y el cobre forman depósitos que deterioran la transferencia de calor. Se pueden utilizar filtros para remover estas sustancias. Dióxido de carbono.- El dióxido de carbono, al igual que el oxígeno, favorecen la corrosión. Este tipo de corrosión se manifiesta en forma de ranuras y no de tubérculos como los resultantes de la corrosión por oxígeno. Fosfato.- El fosfato se utiliza para controlar el pH y dar protección contra la dureza.

27

Sólidos disueltos.- Los sólidos disueltos la cantidad de sólidos (impurezas) disueltas en al agua.

Sólidos en suspensión. Los sólidos en suspensión representan la cantidad de sólidos (impurezas) presentes en suspensión (no disueltas) en el agua.

Secuestrantes de oxígeno. Los secuestrantes de oxígeno corresponden a productos químicos (sulfitos, hidrazina, hidroquinona, etc.) utilizados para remover el oxígeno residual del agua. Sílice. La sílice presente en el agua de alimentación puede formar incrustaciones duras (silicatos) o de muy baja conductividad térmica (silicatos de calcio y magnesio).

Alcalinidad. Representa la cantidad de carbonatos, bicarbonatos, hidróxidos y silicatos o fosfatos en el agua. La alcalinidad del agua de alimentación es importante, ya que, representa una fuente potencial de depósitos.

Conductividad. La conductividad del agua permite controlar la cantidad de sales (iones) disueltas en el agua.

(Oelker, 1997)

28

2.4. SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE VAPOR Los sistemas de distribución de vapor conectan a las calderas con el equipo que en realidad utiliza vapor. Estos sistemas de distribución transportan el vapor hasta cualquier sitio en la planta donde se necesita energía calorífica. Se suele utilizar una estación reductora de presión para los equipos que necesiten vapor a una presión inferior a la disponible. Los tres componentes principales de un sistema de distribución de vapor son: Los cabezales (Distribuidores de vapor). Las tuberías principales. Los ramales de tuberías vapor. Cada componente cumple con ciertas funciones específicas en un sistema de vapor y junto con los separadores y las trampas de vapor contribuyen al uso eficiente del vapor. 2.4.1. Cabezales de Vapor Un cabezal de vapor es una clase especial de tubería de distribución porque puede recibir vapor de una o varias calderas al mismo tiempo. Lo más común es que sea una tubería horizontal a la que se le alimenta el vapor por la parte superior, y al mismo tiempo se alimentan las tuberías principales de distribución, como se ve en la figura 2.6 .Es importante trampear el cabezal de forma correcta para asegurarse que cualquier substancia indeseable (agua de la caldera y/o partículas) será removida del vapor antes de que sea distribuido. Figura 2.7.

29

Fig.2.6 Cabezal o Distribuidor de vapor de Calderas Fuente: (Guía para la Conservación de Vapor en el Drenado de Condensado, Armstrong International, Inc. Catálogo N – 101S, 1998)

Fig.2.7 Cabezal de vapor Fuente: (Refinería Estatal de Esmeraldas, calle 4, edición José A. Sosa Daza)

30

2.4.2. Tuberías Principales Las tuberías principales tienen como fin, transportar el vapor desde el cabezal, hasta una sección o sitio de la planta en donde se divide en tuberías secundarias que abastecen a equipos consumidores. Cuando la válvula de alimentación de vapor es abierta, el vapor inmediatamente pasa de la caldera a las diferentes tuberías principales, estas tuberías se deben de mantener libres de aire y de condensado para poder garantizar que el equipo que utiliza el vapor estará trabajando en forma eficiente. Las tuberías inicialmente están frías y existe el gradiente de temperatura máximo entre el vapor y la tubería, el vapor empezará a condensar inmediatamente, a este régimen de condensado se lo conoce como “carga inicial”, una vez que las tuberías se han calentado la diferencia de temperatura es mínima, sin embargo la tubería seguirá transfiriendo calor a su alrededor generando condensado pero en menor cantidad y se conoce como “carga en régimen”. Algunas características típicas de las tuberías principales de distribución de vapor son: La velocidad recomendada para trabajar con vapor saturado, para las líneas principales de vapor el rango va de (25 m/s-60 m/s). La cantidad de condensado generado en ellas es bastante pequeña, sus horas de operación son bastante largas y generalmente se encuentran en instalaciones exteriores. Por lo tanto, las trampas de vapor usadas en estas tuberías solo deben tener pérdidas de vapor en cantidades muy pequeñas, durante los ciclos de descarga de condensado, y las trampas deben ofrecer confiabilidad y operación estable en periodos largos.

31

2.4.3. Ramales de Tubería (Tuberías Secundarias) Los ramales son las tuberías que salen de las tuberías principales de vapor y llevan al vapor hacia el equipo que lo utiliza. El sistema completo debe de ser diseñando y conectado de forma que se evite la acumulación de condensado en cualquier punto del sistema, los rangos recomendados de la velocidad para las líneas secundarias de vapor según los fabricantes son (10 m/s – 25 m/s). (Armstrong International Inc.1998)

Fig.2.8 Modo Correcto de Ejecutar una Derivación (Tubería Secundaria) de una Tubería principal Fuente: Manual Técnico de Diseño y Cálculos de Redes de Vapor .Edición Junta de Castilla y León 2010

32

2.4.4. Líneas Adicionales en un Sistema de Vapor 2.4.4.1. Venas de Calentamiento (Líneas Tracer o Steam Tracer) Es una vena de vapor o línea de vapor que se coloca en el exterior de líneas de proceso ya sea paralela o en forma de serpentín para transmitirles calor y mantener el fluido a temperaturas constantes, por lo general estas venas son de cobre y deben instalarse con un recubrimiento térmico En muchas aplicaciones las líneas tracer son económicas y eficientes. La temperatura debe mantenerse no sólo en la tubería primaria, sino también a través de las bombas, válvulas y uniones, en resumen, donde sea que el fluido primario este expuesto a las condiciones climáticas. El vapor es el medio más común para mantener la temperatura de una línea de proceso. Si se requiere mantener la temperatura del fluido primario, lo más cercano posible a la temperatura del vapor disponible, una tubería enchaquetada se vuelve indispensable. En refinerías e instalaciones químicas es necesario mantener la temperatura de los fluidos durante su paso por las tuberías de proceso por tres razones fundamentales: Líquidos de alta viscosidad donde es difícil y costoso bombearlos a temperatura ambiente; Fuel oil, asfaltos, residuos pesados. Evitar separaciones o cambios de estado en el producto, incluyendo reacciones físicas o químicas. Protección de instrumentos de control y registros susceptibles a daños cuando se incrementa la viscosidad. Por estos motivos es que requerimos del uso de venas de calentamiento como medio de calefacción en equipos y tuberías de proceso. (Villao, 1984)

33

2.5. RECUPERACIÓN DE CONDENSADOS 2.5.1. Formación de Condensados El condensado es el subproducto de la transferencia de calor en un sistema de vapor. Este se forma en los sistemas de distribución por causas de pérdidas energéticas por radiación y conducción, también en sistemas de calentamiento y equipos de proceso como resultado de la transferencia de calor desde el vapor a la sustancia o material que se va a calentar; como por ejemplo se forma condensado a partir del vapor utilizado en turbinas, deshollinadores, precalentadores de aire e intercambiadores de calor que va cediendo parte de su energía. El condensado que se forma en los sistemas de vapor debe ser removido inmediatamente y usado en la alimentación de las calderas ya que este conserva el 25% de la energía que proporciona la caldera en la producción de vapor y es un subproducto de alto valor al tratarse de agua pura. (Spirax-Sarco, 2000)

2.5.2. Efectos del Condensado en los Sistemas de Vapor La presencia de condensado en un sistema de vapor trae consecuencias desfavorables. En el caso de las líneas de distribución, el condensado se acumula en el fondo de ellas y puede ser causante de golpes de ariete. En la figura 2.9, el vapor a altas velocidades, transporta el condensado a lo largo de la tubería formando una peligrosa onda que va creciendo hasta bloquear el flujo de vapor A. El condensado en el área B causa un diferencial de presión que permite que el vapor empuje esta masa de condensado a lo largo de la tubería como un ariete, cualquier cambio de dirección del flujo como reducciones, válvulas, tés, codos o ciegos pueden ser afectados gravemente al recibir el impacto de este volumen de agua, al mismo tiempo la circulación de líquido a alta velocidad genera problemas de erosión en las tuberías.

34

Figura 2.9. Formación de ondas de condensado por causa del flujo de vapor. Fuente: (Guía para la Conservación de Vapor en el Drenado de Condensado, Armstrong International, Inc. Catálogo N – 101S, 1998)

Cuando el vapor entra en o con el condensado que se encuentra por debajo de la temperatura del vapor, puede producir otro tipo de golpe de ariete denominado “choque térmico”, como el vapor ocupa un mayor volumen que el condensado, las burbujas de vapor generan implosiones dentro de la fase líquida, produciendo peligrosas ondas de choque que pueden producir severos daños al sistema de tubería y rios.

35

Otros efectos negativos del condensado en sistemas de vapor son la corrosión que se produce por la presencia de gases no condensables, como el CO2 que cuando se combina con condensado que se encuentra a una temperatura más baja que el vapor forma ácido carbónico, que corroe las tuberías y unidades de transferencia de calor (figura 2.10 A) y O2, que acelera la oxidación del sistema, causando picaduras en las tuberías (Figura 2.10 B). (Armstrong International Inc.1998)

Fig. 2.10 Daño en Tuberías por la presencia de gases no condensables Fuente: (Guía para la Conservación de Vapor en el Drenado de Condensado, Armstrong International, Inc. Catálogo N – 101S, 1998)

Precisamente para remover el condensado formado de la circulación de vapor saturado; especialmente en los cambios de sección y curvaturas de la tubería, una de las soluciones necesarias es instalar piernas colectoras (Fig. 2.11).

Fig.2.11 Pierna Colectora Fuente: SPIRAX SARCO, 2000, “Design of Fluid Systems”, Hook Ups, Steam Utilization, Allentown

36

2.5.3. Importancia Energética del Retorno de Condensado La recuperación de condensados implica un ahorro de combustible en la caldera y menores costos de generación de vapor por las siguientes razones:

El condensado normalmente retorna a una temperatura de 70 a 90 ºC, lo cual significa que contiene una cantidad de calor que si no es aprovechada, tienen que ser aportada por el combustible para calentar el agua de alimentación hasta la misma temperatura. Si el condensado (que es esencialmente agua pura) se pierde; el agua de alimentación tiene que ser tratada, lo cual implica mayores gastos operativos por el tratamiento y el costo del agua misma.

El agua de alimentación que reemplaza a un condensado no aprovechado contiene impurezas que incrementan el régimen de purga y las pérdidas de calor asociados a dicha purga .Un factor adicional que favorece la recuperación de condensados es la protección del ambiente, ya que la descarga de fluidos calientes tiene un impacto negativo en los cuerpos receptores (ríos, lagos, etc.). En el Gráfico No. 2.12 se muestra cómo son los ahorros de combustible por la recuperación de condensado.

Fuente: (Uso Racional de Energía: Manual para consultores y expertos, CDG – PAE/MEM, Perú, 1999, Cap. 2)

37

2.5.4. Sistemas de Recuperación de Condensados

2.5.4.1. Sistema Abierto El sistema abierto posee un sistema de tuberías de conducción las que llevan el condensado desde las trampas de vapor hacia el tanque flash y/o desague, el tanque descarga el vapor flash a la atmósfera que ocasiona una pérdida de energía.Se emplea en sistemas en el que el condensado es frío (71.11°C - 82.22°C).

2.5.4.2. Sistema Cerrado Se diferencia del anterior en que posee un tanque flash cerrado; de esta manera no existe pérdida de energía por venteo . Este sistema es mucho más eficiente que el abierto y es empleado en aquellos equipos que posean un flujo de condensado de gran presión (alta temperatura 100°C). En estos sistemas se obtiene vapor flash de expansión que puede ser utlizado en sistemas que empleen vapor de baja presión. (Navas,2005)

38

2.5.5. Trampas de Vapor Una trampa para vapor es un dispositivo que permite eliminar: condensado, aire y otros gases no condensables, además de prevenir pérdidas de vapor. Eliminación de condensado: El condensado debe pasar siempre, rápido y completamente a través de la trampa para vapor para obtener un mejor aprovechamiento de la energía térmica del vapor. Eliminación de aire y otros gases no condensables: El aire y los gases disminuyen el coeficiente de transferencia de calor. Además, se debe tener presente que el O2 y el CO2 causa corrosión. Prevención de pérdidas de vapor: No deben permitir el paso de vapor sino hasta que éste ceda la mayor parte de energía que contiene, también las pérdidas de vapor deben ser mínimas mientras la trampa libera vapor condensado, aire y gases no condensables. 2.5.5.1. Tipos de Trampas de Vapor Las trampas de vapor se clasifican en tres grandes grupos: Mecánicas Termostáticas Termodinámicas

Trampas Mecánicas: Las trampas de vapor del tipo mecánico funcionan bajo el principio de la diferencia de densidad entre el vapor y el condensado. Estas trampas trabajan mediante un flotador, el cual hace de válvula, en la que, cuando se acumula condensado ésta se abre descargándolo (fig.2.12). Cuando está cerrada, comienza nuevamente el ciclo llenándose de vapor para luego comenzar nuevamente. Las trampas mecánicas son las que se emplean cuando se requiere una rápida evacuación del condensado. El purgador de boya o mecánico es un tipo de purgador de descarga continua, eliminando el condensado en el momento en que se forma.

39

Entre las trampas de este tipo tenemos: Trampa de flotador libre. Fig. 2.13 Trampa de flotador y palanca. Trampas de balde.

Fig.2.13 Funcionamiento Trampa de Vapor Mecánica Tipo Flotador Fuente:(www.tlv.com/global/LA/steam-theory/history-of-steam-traps-pt1.html)

Fig. 2.14 Trampa de vapor mecánica Flotador Libre Fuente: (www.tlv.com/global/LA/products/080100.html)

40

Trampas Termostáticas: Operan bajo el principio de diferencia de temperatura el cuál es monitoreado por un termostato que está constantemente comparando la temperatura del condensado con el fin de aprovechar al máximo la temperatura del mismo dentro de los equipos .Inicialmente el condensado permanece a igual temperatura que el vapor pero con el tiempo tiende a disminuir su temperatura, entonces se abre la válvula de la trampa para efectuar el desalojo del condensado presenta aguas arriba de la trampa. Fig.2.14

Fig.2.15 Trampa de vapor termostática Fuente: (Seditesa Servicios y Distribuciones Técnicas S.A)

41

Trampas Termodinámicas: Estas trampas trabajan por la diferencia de velocidad entre el vapor y el condensado. La válvula consiste en un disco que cierra con la alta velocidad del

revaporizado

(vapor

producido

espontáneamente

al

descargar

el

condensado de un nivel de presión a otro menor) y abre con la baja velocidad del condensado. Se puede ver una trampa termodinámica en la figura 2.15.Normalmente estas trampas son utilizadas para evacuar el posible condensado producido en los sistemas de vapor. El funcionamiento de estos purgadores está basado en la utilización de un disco para controlar la salida del condensado y retener el vapor. (Neil, 2000)

Fig.2.16 Trampa de vapor termodinámica Fuente: (Seditesa Servicios y Distribuciones Técnicas S.A)

42

CAPÍTULO III METODOLOGÍA El siguiente diagrama de bloques muestra el proceso planteado para el desarrollo del presente trabajo:

Análisis del Funcionamiento del Sistema Actual de Vapor y Recuperación de Condensados. Actividades para la Toma de Decisiones. Planteamiento del Sistema de Recuperación de Condensados. Evaluación del Sistema Diseñado y Reducción de Costos .

Fig.3 Diagrama de Bloques de Actividades Desarrolladas Fuente: José A. Sosa Daza

43

3.1. SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA DE GENERACIÓN DE VAPOR Y RECUPERACIÓN DE CONDENSADOS EN SETIL 3.1.1. Proceso Generación de Vapor en SETIL El agua utilizada para la generación de vapor y procesos de refinación es captada desde el Río Esmeraldas, en el sitio denominado “Toma de Agua”, en donde se dispone de un sistema de bombeo hacia la Refinería con una capacidad de bombeo de 630 m3/hora. El agua cruda es almacenada en dos piscinas (piscinas de retención), con una capacidad de almacenamiento de 54 000 m3 de agua, en las cuales los sólidos son decantados, a continuación se somete a un proceso de clarificación en tres clarificadores (Y-ME3001A/B; Y-ME3008) en donde por acción de sulfato de aluminio

y

polielectrolitos,

se

remueven

los

sólidos

que

arrastra

y

posteriormente es clorada para evitar la formación de materia orgánica. Luego es bombeada hacia los filtros de arena Y-ME7008 VA-VF en los cuales se eliminan los residuos de los sólidos suspendidos. El agua filtrada es almacenada en el tanque de agua filtrada Y-T 7003 y luego se envía hacia los filtros de carbón activado Y-ME7009 VA-VC en los cuales se elimina el cloro residual. El agua filtrada es luego introducida en las desmineralizadoresY-ME-7007 VIAVIB y Y-ME-7007 V3A-V3B, cuyo objetivo es remover los sólidos disueltos en el agua de tal manera que la conductancia específica, sílice residual y dureza total alcancen los parámetros adecuados para ser suministrados a los calderos como agua tratada. Del proceso de desmineralización, el agua ingresa a los desgasificadores Y-ME7007 V2A-V2B cuya misión es eliminar los componentes gaseosos (aire, oxigeno, anhídrido carbónico y otros gases) que pueden formar parte de la corriente de agua de alimentación. El agua tratada proveniente de los desgasificadores es almacenada en los tanques Y-T 7001/7002 de donde es llevada mediante las bombas Y-P 7001 A/B al deareador Y-ME7002 que finalmente mediante el sistema de bombas Y-P7003 A/B/C/D es trasladada hacia los calderos YB -7002/ 3/ 4/ 5, los cuales son de tipo acuatubular; en los calderos la energía química contenida en el combustible (gas y fuel oil) suministrado por los quemadores instalados en el interior de las calderas se convierte en energía térmica mediante su combustión. 44

El calor resultante será transferido a un fluido agua-vapor contenido en los tubos del caldero, de tal forma que al calentarse el agua, esta cambia de estado transformándose en vapor saturado, el mismo que es sometido a un proceso de sobrecalentamiento con la finalidad de transmitirle más energía. El vapor generado para diferentes usos es de 600 PSIG (vapor de alta), y se reduce a 150 PSIG (vapor de media), y 50 PSIG (vapor de baja) de presión, el mismo que es enviado a las diferentes Unidades de Procesos por medio de cabezales de distribución. Otra parte es utilizada directamente para mover los turbogeneradores en la generación eléctrica. De esta manera REE logra generar aproximadamente 400 ton/h de vapor y una parte de este se utiliza en los turbo generadores para producir 22 Mwh de energía con lo que abastece casi en su totalidad la demanda de energía de la planta. Condición Actual: Actualmente se genera vapor a un 70% de su capacidad nominal; debido a que con este porcentaje se cubre satisfactoriamente la demanda para toda la refinería.

FIG. 3.1PROCESO GENERACIÓN DE VAPOR REFINERÍA ESMERALDAS Fuente: Archivo Técnico REE Elaborado por: José Andrés Sosa

45

3.1.2. Parámetros de diseño de los generadores de vapor Tabla 3.1Condiciones de Diseño de los Generadores de Vapor Parámetros

Caldera Y-B7002 Caldera Y-B7003 Caldera Y-B7004 Caldera Y-B7005

90 000

90 000

114 000

100 000

42,2

42,2

42,2

42,2

49

49

49

49

Temperatura del vapor en la salida del atemperador (°C)

390

390

390

390

Temperatura del agua de alimentación en la entrada (°C)

147

147

147

147

Temperatura ambiental (°C)

26,7

26,7

26,7

26,7

Humedad relativa (%)

100

100

100

100

Capacidad máxima (Kg/h) Presión de vapor a la salida del atemperador (kg/cm2g) Presión de diseño (kg/cm2g)

Fuente: Archivo Técnico REE Elaborado por: José A. Sosa Daza

3.1.2.1. Símbolos y condiciones de servicios del Sistema de Generación de Vapor y Condensado Tabla 3.2 Símbolos de servicios del Sistema de Generación de Vapor y Condensados de SETIL Símbolos HS MS LS FG FO SC CWR CWS BFW TW Z PA PI

Descripción Vapor de alta presión (600Psig) Vapor de presión media (150 Psig) Vapor de baja presión (50 Psig) Gas combustible Fuel oil Condensado de vapor Retorno de agua de enfriamiento Suministro de agua de enfriamiento Agua de alimentación a caldera Agua Tratada Solución química Aire para planta Aire para instrumentos Fuente: Archivo Técnico REE Elaborado por: José A. Sosa Daza

46

Tabla 3.3 Condiciones de servicios del Sistema de Generación de Vapor y Condensados de SETIL

Símbolos HS MS LS FG FO CWS CWR BFW TW PA IA

Presión de Diseño Kg/cm2g Máximo Normal 49 42 12.7 10.5 5.7 3.5 6 3.5 25 20 5.3 3 5.3 3 77 61.2-71.7 12.7 10 8 7.7 8 7

Temperatura de Diseño °C Máximo Normal 399 385 204 203 350 230 35 26.7 300 220 121 30 121 45 165 147 38 30 52 26.7 52 26.7

Fuente: Archivo Técnico REE Elaborado por: José A. Sosa Daza

3.1.2.2. Condiciones de agua desmineralizada (BFW) Tabla 3.4 Parámetros de agua desmineralizada (BFW) Parámetros Conductividad Sílice (SiO2 ) Turbidez PH(a 25°C) Dureza(CaCO3) Aceite y Grasa Oxígeno Disuelto(O2) Hierro (Fe++) Cobre(Cu+)

Valores < 20µMHo/cm < 1 ppm < 0.5 ppm SiO2 8–9 0 ppm 0 ppm < 0.03 ppm < 0.1 ppm < 0.05 ppm

Fuente: Archivo Técnico REE Elaborado por: José A. Sosa Daza

47

3.1.2. Análisis del Sistema de Recuperación de Condensados Generados en SETIL El área de Servicios Auxiliares de la Refinería Estatal de Esmeraldas (SETIL) cuenta con recuperación de condensados procedentes de los cuatro precalentadores de aire con vapor de las cuatro calderas: Tabla 3.5 Precalentadores de aire con vapor de las 4 calderas PRECALENTADOR DE AIRE YB-E7002 YB-E7003 Y-ME7403 YB-E7005

CALDERAS Y-B7002 Y-B7003 Y-B7004 Y-B7005

Fuente: Archivo Técnico REE Elaborado por: José A. Sosa Daza

Este condensado es recolectado por la línea de 4”SCH-Y7004-AA7-H40 que llega al Deareador Y-ME7002; aunque existe un by de esta línea que envía el condensado al Y-V7003 (Condensate Flash Drum). Así

mismo

se

produce

condensado

de

los

turbogeneradores

(Y-G7001/7002/7003/7004) que utilizan vapor de 600 Psig; este condensado ingresa al Deareador por la línea de 4”-SC-Y7032-A1A1; también existe un by de esta línea que llega hacia el tanque de agua tratada Y-T 7001. Condición Actual: Actualmente todo el condensado generado de los precalentadores de aire y turbogeneradores está siendo retornado al deareador. En esta unidad existen tres drenajes que descargan vapor flash y condensado hacia una canaleta ubicada en la calle dos; surgiendo la imperiosa necesidad de diseñar un sistema para recuperar estos condensados.

48

FIG. 3.2 RECUPERACIÓN DE CONDENSADOS GENERADOS EN SETIL Fuente: Setil Elaborado por: José A. Sosa Daza

49

3.1.2. Análisis del Sistema de Recuperación de Condensados Principal de la REE ubicado en el Área de SETIL

El sistema principal de retorno de condesados de las principales áreas de Refinería Esmeraldas se encuentra localizado en el área de Servicios Auxiliares Este sistema se encuentra conformado por un recipiente colector de condensado y vapor flash procedente de las distintas áreas de la Refinería Esmeraldas denominado

Y-V7003 (Condensate flash drum), un detector de

hidrocarburos en condensados (AT-7088) además de un recipiente de almacenamiento

de

condensados

contaminados

Y-V7004

(Condensate

Blowdown Drum); posee un sistema de bombas (Y-P7010 A/B) para enviar el condensado recuperado al deareador (Y-ME7002). Las principales líneas que llegan al Y-V7003 son: 4”SCH-50001-MS11-H50 esta es la línea que recoge los condensados del área de SETRÍA.

6”SCH-70001-MS11-H50 esta es la línea que colecta los condensados principales del área de Crudo 1 y FCC (PROCESOS).

4”SC-74101-MS11-H esta línea recoge los condensados procedentes de los

precalentadores

de

aire

de

las

4

calderas

(Y-B7002/7003/7004/7005) que existen en esta planta y se une a la línea de condensados de Procesos.

50

Líneas que llegan al Y-V7004: Aparte de los condensados que regresan mediante un By- a la salida de las bombas Y-P7010 A/B a este equipo. Ingresan dos líneas al Y-V7004: 3”SC-70200-MS11-H que proviene de la Planta de Tratamiento de Gases U1, específicamente del

U1-V08 que es un tambor de

condensado y vapor flash.

3”SC-23003-MS11-P25 procedente de la Planta de Tratamiento de Gases U; del recipiente U-V08.

Actualmente

este

sistema

se

encuentra

deshabilitado

por

falta

mantenimiento y sin preservación:

FIG.3.3 SISTEMA DE RECUPERACIÓN DE CONDENSADOS DE REE UBICADO EN SETIL Fuente: istración D.C.S - REE

51

de

3.2 ACTIVIDADES PARA LA TOMA DE DECISIONES Esta etapa incluyó una serie de actividades que se realizaron para obtener la mayor cantidad de datos necesarios para la generación de alternativas en el planteamiento del sistema propuesto; cabe recalcar que se efectuó el levantamiento de información en campo; recolección de información con registros históricos e información proporcionada por el personal operativo de la planta. Las actividades que se efectuaron se encuentran detalladas a continuación. 3.2.1 Evaluación de los puntos donde se genera condensado en SETIL Se llevó acabo la evaluación de las zonas dentro del área de SETIL donde se genera la mayor cantidad de pérdidas de condensado y vapor. Se encontró que en la calle 4

existen pérdidas menores de vapor y

condensado en los manifolds que derivan de los cabezales secundarios de vapor y drenes de equipos cercanos al área.

FIG.3.4 Pérdidas de Condensado y Vapor adyacente a la calle 4 Fuente: José A. Sosa Daza (06/05/2013)

52

Se identificó que existen tres drenajes que descargan vapor flash y condensado en una gran cantidad hacia una canaleta ubicada en la calle dos; procedente de los manifolds; sistema de trampeo de las cuatro calderas, también del condensado generado por el soplado de hollín; así mismo del sistema de calentamiento de fuel oíl (traceadores) que se utiliza como combustible para las calderas; y de los cabezales de vapor; siendo este un gran desperdicio de condensado y energía.

FIG.3.5 Pérdidas de Condensado y Vapor principales adyacente a la calle 2 Fuente: José A. Sosa Daza (06/05/2013).

Nota: Se tomó la temperatura del condensado in situ.

53

En toda la planta de UTILIDADES se hallaron diferentes tipos de fugas en bridas, sellos de válvulas y trampas de vapor como se muestran en las siguientes fotos:

FIG.3.6 Fuga de vapor en sello de Trampa de Vapor Fuente: José A. Sosa Daza (15/05/2013)

FIG.3.7 Fuga de vapor vivo en tubería de entrada Trampa de Vapor Fuente: José A. Sosa Daza (15/05/2013)

54

FIG.3.8 Fuga de vapor en Brida de Válvula Fuente: José A. Sosa Daza (15/05/2013)

Fuga de vapor flash y condensado FIG.3.9 Fuga de vapor flash y condensado en línea de condensado del Precalentador de Aire YB-E7005 Fuente: José A. Sosa Daza (17/05/2013)

55

3.2.2. Registro e identificación de Trampas de Vapor Se ejecutó el inventario de todas las trampas de vapor del área de generación de vapor y energía principalmente las trampas que descargan el condensado hacia el sistema de drenaje principal de los cabezales de vapor, venas de calentamiento y condensados provenientes de las cuatro calderas de vapor adyacente a la calle 2.

Este inventario incluye la cantidad; el estado actual de estas trampas, las dimensiones, ubicación, servicio, marca y modelo según la marca.

Las trampas de vapor se identificaron mediante el uso de placas plásticas numeradas de acuerdo al inventario realizado.

FIG.3.10 Etiquetado de Trampas de vapor Fuente: José A. Sosa Daza (04/06/2013)

56

3.2.2.1. Diagnóstico de Trampas de Vapor Una etapa fundamental en el análisis del sistema de recuperación de condensado es medir el estado de trampas de vapor en el área de vapor y energía, para estimar las descargas típicas de condensado.

Para determinar el porcentaje de trampas de vapor en falla se realizó una inspección visual además con la ayuda de la empresa SERVIMEC se utilizó un equipo ultrasónico Dr. Trap PM 330 que permite percibir el funcionamiento del mecanismo interno de la trampa , los resultados se pueden ver en el siguiente capítulo.

3.2.3. Caracterización Físico-Química de muestras de Condensados

Se efectuó una caracterización de los condensados principales que llegan al deareador (procedentes de las plantas de FCC, Proceso, Azufre y del Y-G7002) para conocer las propiedades y compararlas con la del condensado generado en el área se utilizó métodos analíticos estándares en la refinería, los procedimientos se describen a continuación.

Tabla 3.6 Tabla de Referencia de Valores permitidos en las Propiedades de Condensados

Propiedades pH Sílice Hierro Dureza Total Conductividad

Unidad ppm ppm ppm Umhos/cm

Rango Adecuado 8-9 < 0.5 < 0.1 0 - 0.1 No especifica

Fuente: Laboratorios NALCO-SIBA Elaborado por: José A. Sosa Daza

57

Muestra: Condensado

ANÁLISIS PARA DETERMINAR SÍLICE

Se tomaron 25 ml de muestra en un tubo para esta capacidad.

Mediante el uso de un colorímetro (Colorímetro HACH DR/890), se utilizó el programa 90 para el reconocimiento de SiO2 . Se agregó 0.5 ml de Molibdato 3 a la muestra y se esperó cuatro minutos.

Luego se adicionó 0.5 ml de ácido cítrico esperando un minuto; se encera el colorímetro.

Después se le agrega un sobre de reactivo para detectar sílice (Silica Amino Acid F) y se espera un minuto.

Finalmente se coloca la muestra en el colorímetro y se lee el resultado en ppm.

Nota: La coloración azul denota la presencia de sílice en la muestra.

58

ANÁLISIS PARA DETERMINAR HIERRO

Se tomaron 25 ml de muestra en un tubo para esta capacidad. Se utilizó el programa 33 en el colorímetro para el reconocimiento de Fe++.

Se

encera

el

colorímetro

con

una

muestra

blanco

patrón

(agua destilada).

Se le adicionó un sobre de reactivo a la muestra para la detección de hierro (Iron Anthroline) y se espera tres minutos.

Finalmente se coloca la muestra en el colorímetro y se lee el resultado en ppm.

ANÁLISIS PARA DETERMINAR DUREZA TOTAL

Se tomaron 25 ml de muestra en un tubo para esta capacidad. Se le adiciona 10 gotas de Buffer de dureza más dos gotas de Indicador de calcio y magnesio.

Se utilizó el programa 122 en el colorímetro para el reconocimiento de Dureza Total (CO3Ca).

Enceramos con la misma muestra en el colorímetro.

Luego de agregamos una gota de EDTA 1M y esperamos treinta segundos.

Finalmente se coloca la muestra en el colorímetro y se lee el resultado dado en ppm.

59

ANÁLISIS PARA DETERMINAR PH:

Para este análisis se utilizó un medidor de pH mecánico con pantalla gráfica (780 pH Meter) de marca Metrohm.

La muestra de condensado fría se la colocó en un vaso plástico llenándolo a la mitad de su capacidad luego se le introducía el sensor y después

de

unos

minutos

nos

proporcionaba

el

resultado

automáticamente.

ANÁLISIS PARA DETERMINAR CONDUCTIVIDAD:

Para este análisis se utilizó un equipo para medir la conductancia específica (Ultrameter de marca Myron L. Company).

La muestra de condensado se la colocó, en el orificio del equipo y automáticamente nos da el resultado en Umhos/cm.

3.2.4. Cuantificación de pérdidas de Condensado y Vapor en el Área

La cantidad de condensado procedente de las áreas de vapor y energía se determinaron mediante balances de materia y energía utilizando como estimativo parámetros de diseño; descarga típica de condensado de las trampas de vapor definidas por cada fabricante además de la comprobación en campo de estas descargas.

Equipos y líneas aportantes de condensado como turbinas, deshollinadores, líneas principales de vapor, sistema de calentamiento de combustóleo no poseen instrumentos de medición de vapor que permita predecir las cantidades de condensado. El cálculo del condensado descargado a través de las trampas de vapor se realizó mediante el inventario realizado de las trampas de vapor donde se conocen las descargas típicas de condensado; los resultados se pueden observar en las tablas.

60

3.3. Planteamiento para el Diseño del Sistema de Recuperación de Condensado procedente de los Drenajes de Cabezales de Vapor y Venas de Calentamiento.

3.3.1. Sistema de Tubería

Se planteó el diseño de una tubería para recuperar el condensado descargado por los tres drenajes principales que se encuentran dirigidos a la calle dos, este sistema de tubería está compuesto por un cabezal principal que colecta el condensado de las líneas secundarias provenientes de las trampas de vapor.

Se determinó el diseño de acuerdo a las condiciones del fluido (condensado); ya que el problema más importante es la necesidad de lidiar con vapor flash o secundario por la descarga de condensado caliente. Una tubería de retorno debe de ser capaz de llevar condensado y vapor flash a una velocidad razonable; así mismo una caída de presión aceptable, ya que el volumen del vapor flash es varias veces mayor que el volumen de condensado.

Parámetros necesarios para dimensionar tuberías de Retorno de Condensado:

Los parámetros necesarios para el dimensionamiento de esta clase de tuberías son las siguientes:

Caudal de condensado

Presión de vapor

Presión en la tubería de retomo

Velocidad permisible en la tubería de retorno (para este caso 15 m/seg)

61

3.3.2. Selección del Tambor de Recuperación de Condensado y Vapor Flash

Se realizó la selección de un tambor de recuperación de condensado y vapor flash con la finalidad de colectar, separar, así mismo distribuir el condensado; conforme las condiciones del fluido y de la línea de retorno.

Parámetros

necesarios

para

seleccionar

un

tanque

colector

de

condensado y vapor flash:

Presión en las trampas de vapor

Presión del vapor flash existente

Caudal de condensado 3.3.3. Selección del sistema de bombeo Se efectuó la selección de una bomba centrífuga para enviar el condensado al deareador tomando en cuenta las condiciones requeridas:

Parámetros necesarios para seleccionar una bomba para el retorno de condensado al deareador:

NPSH

Eficiencia

Caudal

Temperatura

62

3.4. Análisis Económico del Sistema Actual y del Sistema Diseñado de Recuperación de Condensados

Se realizó el análisis económico de la situación actual del sistema; se calculó los costos de la generación de vapor; comparándolos con los estimados por la empresa.

Se calculó el costo del condensado y adicionalmente se obtuvo el costo del metro cúbico de agua tratada.

Se determinó las pérdidas por no retornar una cantidad óptima de condensado al deareador; asimismo las pérdidas de vapor en el área.

Se estimó los costos del sistema propuesto costos por estudios necesarios e interventoría, compra de tubería, rios, instalación, adquisición de equipos.

En base a los resultados obtenidos se estableció el ahorro económico y retorno de inversión del proyecto.

63

4. RESULTADOS Y ANÁLISIS 4.1 Análisis Sistema Actual de Recuperación de Condensado Para realizar el análisis energético del sistema actual de recuperación de condensado se tuvo en cuenta los siguientes parámetros: Tabla 4. Análisis Energético del Sistema Actual de Recuperación de Condensados PARÁMETROS

VALORES

UNIDADES

Capacidad de Generación de Vapor Actual

270

Ton/hr

Presión de Operación de las Calderas

600

Psig

Eficiencia de las Calderas

85

%

Porcentaje Estimado de Retorno de Condensados

75

%

Cantidad de Agua de Reposición (Make-up):

25

%

Temperatura de Agua de Reposición

26

°C

Fuente: DCS Elaborado por: José A. Sosa Daza

La Refinería Estatal de Esmeraldas produce actualmente un flujo estimado de 270 Ton/hr de vapor a una presión de 600 Psig para satisfacer la demanda que exige los diferentes procesos. El porcentaje estimado de retorno de condensado es del 75%; y del agua tratada (make up) es de 25% los cálculos obtenidos para determinar estos porcentajes se los detallará más adelante. Eficiencia en calderas: Para realizar la estimación de la eficiencia en las calderas se tomó los flujos de ingreso y salida de calor al sistema; la cantidad de vapor generado y la cantidad de combustible consumido. Los datos mencionados fueron proporcionados en el DCS (Sistema de Control Distribuido Master): en el de control del área de Servicios Auxiliares; además se verificó en sitio mediante los instrumentos como indicadores de presión, temperatura y medidores de flujo. (VER ANEXOS)

64

A partir de estos datos y de las temperaturas del vapor y del agua de alimentación a la caldera se calcula la eficiencia como:

Q útil n=

(hv - ha) *(100) = V

Q suministrado

*(100) (Cc)*(PCB)

Donde: n: rendimiento del caldero expresado en % V: Cantidad de vapor en Kg/h hv: Entalpía del vapor en KJ/kg ha: Entalpía del agua de alimentación en KJ/kg Cc: Cantidad de combustible en Kg/h PCB: Poder calorífico bajo del combustible en KJ/kg Cálculo: Datos: V = 270 000 Kg/h hv = 3198. 6 KJ/kg (Steam Tables a 42 Kg/cm2) ha = 1213. 4 KJ/kg (Steam Tables a 147°C) Cc = 15008 Kg/h P.C.I = 41800 KJ/kg Del Fuel oil N°6 n= 270 000 kg/hr*(3198. 6 KJ/kg - 1213. 4 KJ/kg) / (15008 Kg/h*41800 KJ/kg)*100 n= 85.4 % de Eficiencia en las Calderas

65

4.2. Registro, Identificación y Diagnóstico de Trampas de Vapor La siguiente tabla muestra los resultados del registro de las trampas de vapor que descargan el condensado hacia el canal de drenaje principal de los cabezales de vapor, venas de calentamiento y condensados provenientes de las cuatro calderas de vapor adyacente a la calle 2.

Para el siguiente registro se usarán los siguientes ítems:

Tabla 4.1 Aplicación de trampa de vapor APLICACIÓN DE LA TRAMPA

DEFINICIÓN

Drip

Pozo de Goteo

Tracer

Línea de traceo

Fuente: UNFCCC Elaborado por: José A. Sosa Daza

Tabla 4.2 Definiciones para identificar las trampas de vapor fallidas TÉRMINOS

DESCRIPCIÓN

DEFINICIÓN

GOOD

Trampa Buena

BLOWING

Trampa Abierta

LEAK

Trampa con Fuga

BLOCKED

Trampa Atascada

Ha fallado en una posición cerrada. Trampa debe ser reparada o reemplazada.

LOW TEMP.

Trampa Inundada

NO SERVICE

Trampa Fuera de Servicio

Es insuficiente e incapaz de manejar la carga de condensado. Trampa debe ser sustituido por uno de tamaño apropiado Fuera de servicio de la línea de suministro de vapor está cerrada y la trampa no está en servicio.

Trampa en normal funcionamiento Trampa ha fallado en un modo abierto con la pérdida máxima de vapor. Trampa debe ser reparada o reemplazada Trampa ha fallado en un modo parcialmente abierto con una pérdida de vapor de aproximadamente el 25% de su capacidad. Trampa debe ser reparada o reemplazada.

Fuente: UNFCCC Elaborado por: José A. Sosa Daza

66

Tabla 4.3 REGISTRO DE TRAMPAS DE VAPOR

67

68

RESULTADOS DEL INVENTARIO REALIZADO EN EL ÁREA DETERMINADA:

Tabla 4.3 MARCAS DE TRAMPAS DE VAPOR FABRICANTE TLV SPIRAX SARCO ARMSTRONG VELAN VALVES NICHOLSON BESTOBELLS YARWAY OTRAS TOTAL

CANTIDAD 196 86 17 90 7 36 16 42 490

Fuente: José A. Sosa Daza

Fig.4 Gráfico de los Fabricantes de las Trampas de vapor Fuente: José A. Sosa Daza

Esta gráfica nos manifiesta que la población de trampas de vapor es muy variada; siendo esto negativo para el sistema de vapor y condensado ya que la falta de repuestos en stock limita su mantenimiento. 69

Tabla 4.4 ESTADO DE TRAMPAS DE VAPOR RESUMEN TEST DE TRAMPAS DE VAPOR ESTADO DE TRAMPAS DE VAPOR CANTIDAD Trampas Inundadas 103 Trampas Atascadas 59 Trampas Abiertas 78 Trampas con Fugas 29 Trampas en Buen Estado 155 Trampas Fuera de Servicio 66 Total de Trampas Testeadas 490

Fuente: José A. Sosa Daza

Fig.4.1 Gráfico del Estado de las Trampas de Vapor Testeadas Fuente: José A. Sosa Daza

Estos resultados nos indican que el 68% de las trampas de vapor inventariadas se encuentran en estado de falla, producto de la carencia de una política de revisión y mantenimiento, también se trata de equipos de una vida útil de aproximadamente 8 años por lo tanto luego de su uso prolongado, es factible que estas tiendan a fallar.

70

4.3. Resultados de la Caracterización Físico-Química de muestras de Condensados Las siguientes tablas muestran los resultados de la caracterización físicoquímica de las muestras de condensados analizadas, los parámetros indicados se realizaron con los ensayos estandarizados del Laboratorio de la Refinería Esmeraldas; los valores obtenidos se encuentran dentro de los parámetros de la normativa. Tabla.4.5 Resultados de Caracterización de muestra de FCC

Fecha

pH

04/07/2013 08/07/2013 11/07/2013 15/07/2013 22/07/2013 26/07/2013 30/07/2013 Promedio

7,15 6,73 7,13 6,98 7,01 6,75 6,50 6,89

Condensado Proveniente de FCC Sílice Hierro Dureza Total Conductividad (SiO2 ppm) (Fe++ ppm) (CaCO3 ppm) (Umhos/cm) 0,36 0,1 0,15 1,50 0,5 0,1 0,15 1,48 0,35 0,15 0,14 2,47 0,08 0 0,15 1,77 0,1 0,03 0 1,52 0,1 0,02 0,1 1,32 0,1 0,01 0,1 1,59 0,22 0,05 0,11 1,66

Fuente: José A. Sosa Daza

Tabla.4.6 Resultados de Caracterización de muestra de Proceso

Fecha

pH

04/07/2013 08/07/2013 11/07/2013 15/07/2013 22/07/2013 26/07/2013 30/07/2013 Promedio

6,51 6,52 6,78 7,07 6,60 6,45 6,05 6,56

Condensado Proveniente de Proceso Sílice Hierro Dureza Total Conductividad (SiO2 ppm) (Fe++ ppm) (CaCO3 ppm) (Umhos/cm) 0,42 0,1 0,1 2,50 0,5 0,1 0,1 2,31 0,41 0,15 0,15 2,41 0,47 0,09 0,15 1,80 0,1 0,06 0,15 1,99 0,07 0,05 0,15 1,31 0,09 0 0,1 1,55 0,29 0,07 0,12 1,98

Fuente: José A. Sosa Daza

71

Tabla.4.7 Resultados de Caracterización de muestra de Azufre

Fecha

pH

04/07/2013 08/07/2013 11/07/2013 15/07/2013 22/07/2013 26/07/2013 30/07/2013 Promedio

7,05 7,15 7,63 7,35 6,68 6,61 6,22 6,95

Condensado Proveniente de Azufre Sílice Hierro Dureza Total Conductividad (SiO2 ppm) (Fe++ ppm) (CaCO3 ppm) (Umhos/cm) 0,46 0,07 0,09 1,68 0,5 0,07 0,05 1,32 0,4 0,1 0,1 1,5 0,23 0,06 0,1 1,92 0,16 0,03 0,1 1,77 0,1 0 0,1 1,11 0,08 0,03 0,1 1,30 0,27 0,05 0,09 1,51

Fuente: José A. Sosa Daza

Tabla.4.8Resultados de Caracterización de muestra de Turbogenerador

(Y-G7002)

Fecha 04/07/2013 08/07/2013 11/07/2013 15/07/2013 22/07/2013 26/07/2013 30/07/2013 Promedio

Condensado Proveniente de Turbogenerador (Y-G7002) pH Sílice Hierro Dureza Total Conductividad ++ (SiO2 ppm) (Fe ppm) (CaCO3 ppm) (Umhos/cm) 6,68 0,5 0,07 0,1 3,14 6,73 0,5 0,03 0,1 8,04 6,40 0,5 0,05 0,1 6,55 6,97 0,3 0,03 0,1 5,84 6,46 0,2 0,05 0,1 11,02 6,67 0,1 0,09 0,1 6,33 6,38 0,1 0,07 0,1 6,54 6,61 0,31 0,05 0,1 6,78

Fuente: José A. Sosa Daza

72

Tabla.4.9 Resultados de Promedios de Muestras de Condensado Análisis

pH

Sílice (SiO2 ppm)

Hierro (Fe++ ppm)

FCC

6,89

0,22

0,05

0,11

1,66

PROCESO

6,56

0,29

0,07

0,12

1,98

AZUFRE

6,95

0,27

0,05

0,09

1,51

Y-G7002

6,61

0,31

0,05

0,1

6,78

Muestra

Dureza Total Conductividad (CaCO3 ppm) (Umhos/cm)

Fuente: José A. Sosa Daza

Resultados de la Caracterización Físico Química de las Muestras de Condensado 6,956,61

6,78

6,89 6,56 7 6 5 4 3 2 1 0

0,22

0,31 0,05 1,51 0,1 1,98 0,27 0,05 0,09 0,29 0,07 1,66 0,12 0,05

0,11

Y-G7002 AZUFRE PROCESO FCC

FCC PROCESO AZUFRE Y-G7002

Fig.4.3 Gráfico de Barras de las Propiedades Físico Químicas de los Condensados Fuente: José A. Sosa Daza

73

4.4. Resultados de los Balances de Masa y Energía para estimar la

cantidad de condensado retornado 4.4.1. Situación Actual Se realizaron los cálculos correspondientes a los flujos de condensado que actualmente retornan al Deareador; además se anotan los flujos promedio tomados desde el sistema de control distribuido (DCS) en el periodo 21-Junio-2013 al 25-Agosto-2013. Balance de Masa

Tabla 4.10 Balance de masa en el Deareador SÍMBOLO

FLUJO

CANTIDAD

ṁ1

122 Ton/hr

ṁ2

Agua Tratada de los Tanques (make up) Condensados de Vapor de Agua

Condensado Recuperado

ṁ3

Vapor de media

9 Ton/hr

ṁ4

Pérdidas a la atmósfera

3 Ton/hr

ṁ5

Agua de Alimentación a las Calderas

280 Ton/hr

Fuente: Flujos promedio de valores tomados del DCS.

Nota: Las pérdidas por las purgas (continua y de fondo) de las calderas son de aproximadamente el 3% del agua de alimentación.

74

De acuerdo a esto el agua de alimentación sería 271,6 Ton/hr Balance General Deareador: E=S Agua de reposición +Condensados recuperados +Vapor adicionado – Vapor pérdidas = Agua caldera

ṁ1+ ṁ2 + ṁ3 - ṁ4 = ṁ5 122 Ton/hr + ṁ2 + 9 Ton/hr - 3 Ton/hr = 271,6 Ton/hr ṁ2 = 271,6 Ton/hr - 122 Ton/hr- 9 Ton/hr +3 Ton/hr ṁ2 = 143,6 Ton/hr Condensados recuperados = 143,6 Ton/hr Nota: La masa de condensado está compuesta por las siguientes corrientes: ṁ2 = Condensado Turbogeneradores +Condensado de Precalentadores de aire +Condensado de FCC+ Condensado de Azufre Planta Nueva+ Condensado de Azufre Planta Antigua. Condensado de FCC = 31,2 Ton/hr Condensado de Azufre Planta Nueva = 15,2 Ton/hr Condensado de Azufre Planta Antigua= 10,2 Ton/ hr Condensados recuperados = 143,6 Ton/hr Turbos + Precalentadores aire calderos = x (Turbos + Precalentadores aire calderos) = (143,6 - 31,2- 15,2- 10,2) ton/hr Condensado Turbos + Precalentadores = 87 ton/hr

75

Cálculo en los Turbogeneradores: En lo turbogeneradores se consume vapor de 600 psig y todo el vapor que se consume se condensa totalmente. Tabla 4.11 Consumo Vapor Turbogeneradores

Turbogeneradores Y-G7001/7002/7003 Y-G7004

Potencia 1 Megavatio 1 Megavatio

Consumo de vapor 6 Ton de vapor 4 Ton de vapor

Fuente: Caseta de Utilidades Tabla 4.12 Balance de masa Turbogeneradores

Turbogeneradores Y-G7001 Y-G7002 Y-G7003 Y-G7004

Potencia Generada 3,5 Mw/hr 3,4 Mw/hr 5,2 Mw/hr 2,5 Mw/hr

Consumo de Vapor 21Ton/hr 20,4 Ton/hr 31,2 Ton/hr 10 Ton/hr

Total Condensado en los Turbogeneradores: 82,6 m3/hr Flujo Másico = 82,6 Ton/hr

76

Caudal de Condensado 21 m3/hr 20,4 m3/hr 31,2 m3/hr 10 m3/hr

Cálculo de Condensados de los Precalentadores de Aire de las Calderas:

Balance de Energía

−Q vapor = Q aire

Q vapor = Calor Latente + Calor Sensible

Q aire = Calor Sensible

Q vapor = mv*hv

Q aire = mA*A* ∆T

Q aire = mA*A*(TfA−TiA)

Q aire = mv*hv

mv = Q aire / hv (Factor de eficiencia de 0,75) Tabla 4.13 Balance de masa Precalentadores de aire

Precalentadores de aire YB-E7002 YB-E7003 Y-ME7403 YB-E7005 TOTAL

Masa del aire (Kg/hr) 69250 69250 70210 70630

del aire(KJ/Kg°C) 1,004 1,004 1,004 1,004

Ti del aire (°C) 25 25 25 25

Tf del aire (°C) 29,35 29,35 63,6 67,33

hv (KJ/Kg)

Q del aire (KJ/hr)

Masa de Condensado(Kg/hr)

1999,67 1999,67 1999,67 1999,67

302442,45 302442,45 2720946,424 3001726,972

201,6615 201,6615 1814,2636 2001,4815 4219,0681

Tabla 4.14 Caudal volumétrico de condensado en los Precalentadores de aire

Precalentadores de aire YB-E7002 YB-E7003 Y-ME7403 YB-E7005 Total

Caudal de Condensado 0,2016 m3/hr 0,2016 m3/hr 1,8142 m3/hr 2,0014 m3/hr 4,219 m3/hr

Flujo Másico = 4,2 Ton/hr Condensado Turbogeneradores + Precalentadores de aire = 86,8 ton/h 82,6 ton/h + 4,2 ton/h = 86,8 ton/h Este valor es concordante con el valor antes estimado mediante el balance de masa anteriormente descrito.

77

Caudal de Condensado en el Área de Azufre Planta Nueva Este dato se tomó del promedio del medidor de flujo (U1-FI-81) que se encuentra a la salida de las bombas U1-P05A/B que envía el condensado del U1 –V08 al Deareador. El dato tomado fue de: 15 200 Kg/hr = 15,2 Ton/ hr Nota: Las dos bombas están en funcionamiento. Planta Antigua Este dato se tomó del promedio del medidor de flujo (U-FI-31) que se ubica en la descarga de las bombas U-P4 A/B que envía el condensado del U-V8 al Deareador. El dato tomado fue de: 10 280 Kg/hr = 10,2 Ton/ hr Nota: Sólo está funcionando la bomba U-P4 B. Cálculo del Condensado en el área de FCC: Condensado Turbocompresor G-C1: Estos datos fueron tomados del promedio del medidor de flujo G-FI-119 (flujo de vapor de 600 psig a la turbina del G-C1) con un valor promedio de 5,2 ton/h, que sería el condensado producido por la operación del compresor G-C1. Condensado desde turbocompresor F-C1: Se lo cuantifica a través del medidor de flujo: F-FI-416 (flujo de vapor de 600 psig a la turbina del F-C1) con un valor promedio de 26,0 ton/h, que sería el condensado producido por la operación del compresor F-C1

78

Porcentaje de Condensado Retornado al Deareador Actualmente: Considerando la existencia de pérdidas irrecuperables debido a las características del mismo sistema de vapor (despojos, atomización y suministro de vapor para calentamiento en los procesos); según una auditoría energética realizada por la empresa Applus Norcontrol a la Refinería Esmeraldas estas pérdidas se estiman en 79,62 Ton/hr de vapor. Agua de Alimentación a Calderas – Pérdidas irrecuperables = Condensado recuperable 271,6 Ton/hr – 79,62 Ton/hr = 191,98 Ton/hr condensado recuperable 191,98= 100% 143,6 = x X= 74,8% El porcentaje de condensado retornado al Deareador es igual al 74,8% de la capacidad de agua de alimentación a las calderas actualmente 4.4.2 Cálculo de Flujo másico de Condensado de las Trampas de Vapor Inventariadas. Tabla 4.15 Cálculo Flujo de Condensado en Trampas

Tipo de Trampa de Vapor Flotador Libre Termodinámicas Termostáticas Total

Número de trampas 135 231 124

Presión (Psig) 150 150 150

Descarga Típica (Kg/hr) 230 141 150

Descarga Real (Kg/hr) 16 8 8

Descarga Total (Kg/hr) 2160 1848 992 5000

En base a esto cálculos se estimó que se puede recuperar aproximadamente 5m3/hr de las trampas suponiendo una correcta operación de todas las trampas de vapor del área evaluada, actualmente las trampas descargan un flujo aproximado de 1,60m3/hr correspondiente al 32% del flujo total, ya que el restante 68% pertenece a trampas fuera de operación o que presentan escapes de vapor que reducen significativamente la cantidad de condensado en su descarga.

79

4.5 Planteamiento para el Diseño del Sistema de Recuperación de Condensado procedente de los Drenajes de Cabezales de Vapor y Venas de Calentamiento. Se propone implementar un sistema de recuperación de condensados del sistema de trampeo de calderas, cabezales de vapor y venas de calentamiento; para esto se toma en cuenta los siguientes aspectos: 4.5.1 Sistema de Tubería Se plantea un Sistema de recolección de condensado usando un cabezal principal ubicado a la salida de la descarga de los drenajes principales ubicados en la calle dos; este colectará todos los condensados del sistema de trampeo de las calderas, venas de calentamiento y cabezales de vapor. Cálculo del diámetro de la tubería de retorno de condensados: Para el cálculo de la línea de retorno de condensados tenemos que el flujo estimado de condensado o carga es de 5,00 m3/hr o 5,00 Ton/hr; con una presión de trabajo (presión de suministro) de 10,3 bar o 150 psig aproximadamente y la presión de la línea de retorno es de 1 bar o 14,7 psig: se calcula en principio el porcentaje de vapor flash que se forma en la carga de condensado:

Donde: hf1=entalpía del líquido saturado (condensado) a alta presión antes de la descarga hf2= entalpía del condensado a la presión inferior a la que tiene lugar la descarga hfg=El calor latente en el vapor de agua a la presión más baja a la que el condensado se ha dado de alta

80

Datos tomados de la steam tables: %Vapor Flash= 781, 65 KJ/Kg – 506, 47 KJ/Kg /2 200, 38 = 0,1250 0,1250 x 100 = 12.5 % es el porcentaje de vapor flash que se forma de la carga de condensado. El valor del porcentaje de vapor flash se lo multiplica por el caudal de condensado para conocer la masa de vapor flash: ṁ vapor flash= 0, 1250 x 5000 Kg/hr = 625 Kg/hr Los volúmenes específicos del agua y del vapor en las condiciones de la red de condensados son: Vapor = 1,67359 m³/kg Agua = 0,00104 m³/kg La composición volumétrica por tanto, expresada como porcentaje, será: Vapor – 99% Agua – 1% La línea de descarga se dimensionará como vapor húmedo. La velocidad recomendada es 15 m/s. Para esto el diámetro seleccionado es de 6 pulgadas o 152.4 mm este valor se lo obtuvo de la tabla de spirax sarco anexa. También podemos aplicar la siguiente fórmula para la obtención del diámetro de la tubería de retorno de condensado. d=1000 x √Q x % Vapor Flash x 4 / π x V x 3600 seg/h x ρ d=1000 x √5000 x12 % x 4 / π x 15m/seg x 3600 seg/h x 0,5797Kg/m3 d= 156 mm = 6 inch

81

Se calcula el área transversal del fluido con este diámetro: A = π x d2/ 4 A= 3.1416 x (0.15m)2/4 A=0.01824m2 Con esto datos podemos calcular el número de Reynolds: Re= d x v xρ /µ Re=0.15 m x 15m/s x0.5797kg/m³ /0,294 · 10-6m2/s Re=2.304325/ 0.00000294 Re = 443 647.95 su flujo es turbulento. Usando Re, se calcula el factor de fricción para las dos fases usando la siguiente ecuación:

ff= 0.0396x Re-0.25 =0.001534 Se calcula el ∆P con la siguiente ecuación: ∆P=4xff x L xρxv2f /d ∆P=4 x 0.001534x60 mx0.5797 kg/ m³x(15m/s)2/0.15m ∆P=320.13 Pa o 0.0032 Bar la caída de presión. Dónde: ∆P = Caída de presión debida a la fricción.

ff= Factor de fricción de Stanton y l. L= longitud de la tubería. d= diámetro de la tubería. ρ = densidad del flujo

V= Velocidad del flujo.

82

4.5.2 Selección del Tambor de Recuperación de Condensado y Vapor Flash Se propone la selección de un tanque de flasheo; instalado en posición vertical; donde la salida del vapor debe ser por la parte superior del tanque y la descarga de condensado en la parte inferior, la entrada de condensado debe estar a 150 o 200 mm que la descarga de condensado. La dimensión importante es la del diámetro interior, esta dimensión debe ser suficientemente grande de manera que la velocidad del vapor flash hacia la salida en la parte superior no sea muy elevada y así se minimiza la cantidad de líquido que acarrea el vapor flash. Se ha comprobado que a una velocidad del vapor dentro del tanque de 3m/s se tiene una buena separación del vapor y el agua. Con base a esta velocidad se han calculado los diámetros internos apropiados para diferentes cantidades de vapor flash; para esto se utiliza la siguiente gráfica la cual define los mínimos diámetros internos recomendados; vale recalcar que el condensado debe ser enviado directamente al deareador para de esta forma aprovechar la energía que contiene. La presión es las trampas de vapor es 10 g bar con un caudal de condensado total de 5000 kg / h. El vapor flash del tanque se utiliza a baja presión aproximadamente 1bar g.

Fig.4.4Selección tanque de flasheo 83

Para esto vamos a elegir un tanque de spirax sarco diseñado para este fin. Este será un FV15 con un diámetro interno de 16 inch; para estas condiciones (VER ANEXOS) 4.5.3. Selección del sistema de bombeo Se propone la selección de una bomba nueva específicamente una bomba Bomba centrifuga horizontal con motor eléctrico, La bomba tiene un costo de $ 18589.03 Luego de revisar las opciones se eligió la bomba centrífuga horizontal, ya que este

tipo

de

bombas

tienen

una

mayor

confiabilidad

operativa,

su

mantenimiento es sencillo y poco costoso comparado con otras. 4.6. Análisis Económico del Sistema Actual y del Sistema Diseñado de Recuperación de Condensados 4.6.1 ESTIMACIÓN DE PÉRDIDAS ECONÓMICAS DEL SISTEMA ACTUAL Se realizó la estimación económica en base a los datos proporcionados por el Departamento de Costos de la Refinería Esmeraldas; como costos actuales año 2013

y los resultados obtenidos en los balances de masa descritos

anteriormente. Tabla 4.16.Costos de Vapor y Agua Desmineralizada FLUIDO

Costo

UNIDAD

Agua Desmineralizada

$3,52

m3

Vapor

$32,3

Ton

Fuente: Departamento de Costos de la REE

84

Las pérdidas económicas tienen básicamente dos rubros: a). Pérdida económica debido a mayor utilización de agua de reposición (agua tratada desmineralizada de los tanques Y-T 7001 y Y-T 7002) al no reponer más condensado. b). Pérdida económica al tener que incrementar la temperatura del agua de reposición utilizada desde tanques. A las condiciones operativas actuales el flujo de condensado que podría recuperarse y que no se recupera por diversas circunstancias es de 38,5 ton/hr que llevados a año sería de 337 260,0 ton/año. Por lo tanto: Cálculos de Pérdidas Económicas Actuales: 38,5 ton/h * 3.52 $/ ton = 135,52 $ /hr 135,52 $ /hr*24 hr/1 día*365 días/1 año = 1.187.155,20 $ /año Las pérdidas por mayor consumo de agua tratada y bajo retorno de condensados es de 1 187 155,20 $ anuales, en las condiciones actuales. Nota: Este valor de 1.187.155,20 $ anuales es sólo lo que se pierde por mayor consumo de agua tratada sin incluir el coste por aumentar la temperatura del agua tratada (consumo de combustible).

Tabla 4.17 Pérdidas económicas por deficiente retorno de condensados

Pérdidas estimadas en el

Cantidad

tiempo Pérdidas por hora

135,52 $ /hr

Pérdidas por día

3252,48 $/día

Pérdidas por mes

97574,4 $/mes

Pérdida anual

1 187 155,20$/año

Elaborado por: José A. Sosa

85

COSTO

POR

AUMENTAR

LA

TEMPERATURA

DEL

AGUA

DESMINERALIZADA

Diagrama ENTALPÍA-VAPOR Este diagrama nos va a ayudar entender la diferencia de energía que existe entre la energía del agua a temperatura ambiente 25°C a 14.7 psi y lo que alcanza el agua desmineralizada (condensado) retornada al Deareador a una temperatura próxima a 95°-100°C. Para con este resultado estimar el costo de 1 m3 de agua desmineralizada (condensado). Costo del combustible: Tabla 4.18 Precio de exportación del Fuel Oil Combustible

Precio $ por m3

Precio $ por

galón

Barril Fuel Oil N°6

Precio $ por

97,7

614,51

2,32

Fuente:www.bce.fin.ec/documentos/Estadisticas/Hidrocarburos/cspe201374.pdf

86

ENTALPÍAS: ha1=Entalpía del agua desmineralizada a temperatura ambiente (25°C). ha2=Entalpía del condensado retornado a una temperatura de 95°C. Cálculo: Tomados de la Steam Tables (ha2- ha1)= (419,10 KJ/Kg -104KJ/Kg) = 315,1KJ/Kg El diferencial de entalpías es igual a 315,1 KJ/Kg 315,1 KJ/Kg *1000 Kg/1 Ton = 315 100 KJ/Ton =315 100 KJ/m3 Para elevar la temperatura de 1 m3 de agua desmineralizada hasta los 95°C se necesitan 315 100 KJ. Poder Calorífico del Fuel Oil N°6 = 42450 KJ/Kg

Tabla 4.19Poder Calorífico y Eficiencia de combustión del Fuel Oil N°6 Poder Calorífico del Fuel Oil Oil N°6 42450 KJ/Kg

Eficiencia de la combustión 86%

Fuente: www.actkoncorp.com

87

Nomenclatura: PCF = Poder Calorífico del Fuel Oil N°6 EC = Eficiencia de combustión Poder real del Combustible= PCF*EC Poder Real del Combustible =42450 KJ/Kg*0.86 Poder Real del Combustible =36 507 KJ/Kg Cantidad de Fuel oil necesario para llegar a subir la temperatura de 1 m3 de agua desmineralizada:

Tabla 4.20Energía necesaria para aumento de calor y poder real del combustible Energía necesaria para aumentar en 80°C

315 100 KJ/Ton

el agua desmineralizada Poder Calorífico Real del Combustible

36 507 KJ/Kg

Elaborado por: José A. Sosa

Cálculo: 315 100 KJ/Ton / 36 507 KJ/Kg = 8.63 Kg de Fuel oil se necesita para calentar 1 tonelada o metro cubico de agua desmineralizada. 8.63 Kg/m3 * m3/ 999 Kg*1000 Lt/1 m3*1 galón /3.78 Lt = 2.28 galones de Fuel Oil N°6.

88

CÁLCULO ECONÓMICO: 2.28 Gal * 2.32$/Gal = 5.28 $ Tabla 4.21. Costos de combustible y agua tratada Parámetros

Costo

Combustible usado para subir la temperatura del

$ 5,28

agua desmineralizada Gal. Agua tratada por metro cúbico

$3,52

Elaborado por: José A. Sosa

Costo Total del Condensado = $8.80 por metro cúbico.

COSTO DEL CONDENSADO (METRO CÚBICO) ANUAL Tabla 4.22 Costos del Condensado Costo de 1 m3 de condensado

Cantidad

estimado el tiempo Hora

8,80 $ /hr

Día

211,20 $/día

Mes

6336,0 $/mes

Anual

77088,0 $/año Elaborado por: José A. Sosa

Nota: Este costo de $8.80 por metro cúbico de condensado el coste total por agua tratada y consumo de combustible para el aumento de su temperatura.

89

Tabla 4.24 Costos Total del Condensado y Fuel Oil: Ítems

Cantidad

Costo de 1 m3 de condensado

8,80 $

Costo del galón de Fuel Oil

2,32 $

N°6 Elaborado por: José A. Sosa

En resumen: Por lo tanto considerando el excedente de agua de reposición se tiene: COSTO ASOCIADO AL FUEL OIL = 5,28 $/ton agua * 38,5 ton agua/hr COSTO ASOCIADO AL FUEL OIL = 203,30 $/hr Pérdida anual =

1 780 732,8 $/año

Esta es la pérdida económica por elevar la temperatura del agua desmineralizada Considerando los dos rubros presentados se tiene que las pérdidas ocasionadas por no recuperar la totalidad de condensado en la REE serán: Tabla 4.24.-Pérdidas estimadas por bajo retorno de condensados Rubro

Cantidad ($/año)

Mayor cantidad agua de reposición

1 187 155,20 $/año

Calentamiento Agua de Reposición hasta

1 780 732,8 $/año

95°C Total

2 967 888,00 $/año

Elaborado por: José A. Sosa

90

AHORRO ECONÓMICO ESTIMADO LUEGO DE LA PUESTA EN MARCHA DEL

PROYECTO

DE

REHABILITACIÓN

DEL

SISTEMA

DE

CONDENSADOS: El ahorro económico estimado por aumentar la tasa de retorno de condensados en un aproximado de 78% se detalla a continuación: Tabla 4.25 Porcentajes de Recuperación de Condensados

ítems

valor

FLUJO VOLUMÉTRICO

Porcentaje de retorno actual de condensados

74,8%

143,2 m3/hr

Porcentaje de retorno luego de la rehabilitación

78%

148,2 m3/hr

Elaborado por: José A. Sosa

Nota: Sólo por recuperar el condensado del área de SETIL ya que si implementamos esta rehabilitación en todas las plantas de la REE se incrementaría en un 96%, de acuerdo al estudio realizado.

Cálculos: Flujo Volumétrico de condensado a recuperar: 5,000m3/hr *$ 8,80/ m3= 44,00 $ /hr

91

Tabla 4.26.Ahorro Económico estimado luego de puesta en marcha de proyecto de rehabilitación de condensados Ahorro económico estimado en el

Cantidad

tiempo Ahorro por hora

44,00 $ /hr

Ahorro por día

1056,00 $/día

Ahorro por mes

31 680,00 $/mes

Ahorro anual

385 440,00 $/año

Nota: El ahorro estimado por aumentar la tasa de retorno de condensados se valoró en 385 440,00 $ anuales; sin embargo se estiman también el ahorro por fugas y pase de vapor de trampas ya que actualmente se encuentra 107 trampas en estas condiciones perdiendo un promedio de 12 Kg/hr cada una. Perdiendo 1284 Kg/hr de vapor Si el costo de la tonelada de vapor es $32,3/ ton tenemos: 1,284 Ton/hr *$32,3/ ton*24 hr/1 día*365 días/1 año = 363 305,23 $ /anuales ahorrados por optimización de fugas de vapor.

Ahorro económico Total del proyecto Rubro

Cantidad anual

Ahorro proyecto recuperación de

748 745 ,23 $ /anual

condensados

92

Costo del Proyecto: Ítem

Cantidad

Descripción

Precio Unitario USD $ 18589.03

Precio Total USD

1

1

1

1

1

1

Bomba para condensado Tubería cédula 40 (60m)tramo de 6m Tanque Flash 16”

$117.00

$7020

$15000

$15000

1

1

Manómetro

$100

$100

1

1

Instalación y puesta en marcha Cambio Trampas de vapor

$15000

$15000

1

1

$20 000

$20 000

TOTAL

$ 18589.03

$75 709,03

Fuente: Servimec

INVERSIÓN TOTAL: USD $75 709,03

Tiempo de Retorno de la Inversión Se estima el tiempo de retorno de inversión luego de haber cotizado los equipos, rios e instalación con un proveedor local se conoce que la inversión es de USD $75 709,03 para ello se utiliza la siguiente fórmula: TRI= Costo de implementación / Ahorro por año TRI= 75 709,03$ /748 745 ,23 $ /anual x 1año/365 días TRI= 37 días.

93

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1 CONCLUSIONES:

Se alcanzó el objetivo propuesto que es aumentar la recuperación de condensado, en el área seleccionada; llegando a un valor de 78% de recuperación. En el área de Servicios auxiliares los tres equipos principales involucrados con la recepción y transferencia de condensados calientes: Y-V7003, Y-V7004, Y-P7010 A/B, se encuentran fuera de servicio no habiendo al momento donde enviar los condensados calientes producidos; luego de su rehabilitación el porcentaje de recuperación aumentará en un 20%. A las condiciones actuales, las pérdidas económicas estimadas actualmente por la no incorporación de fuentes existentes de recuperación y de fuentes potenciales de recuperación es de 2.967.888,00 $/año. La recuperación de 5m3/hr de condensado, podría reflejar una disminución en los costos de tratamiento de agua de reposición y por consumo de combustible ya que este condensado aporta con energía debido a su temperatura elevada. El ahorro económico anual por recuperar 5,0 m3/hr es de 748 745 ,23 $ /año. Dados los altos costos que tiene el agua de alimentación a calderas, cualquier alternativa que genere un ahorro económico es justificable, lo cual hace factible llevar a cabo el proyecto planteado.

94

5.2 RECOMENDACIONES:

Rehabilitar imperiosamente el sistema actual de recuperación de condensados de toda la Refinería Esmeraldas; con el fin de reducir costos por tratamiento químico del agua, energía y con ello aumentar significativamente el porcentaje de retorno de condensados al Deareador. Implementar un plan de mantenimiento predictivo, en todos los equipos que forman parte del sistema de distribución de vapor y retorno de condensados para aumentar su performance.

Aplicar un sistema de gerenciamiento de trampas de vapor con el fin de minimizar pérdidas por fugas de vapor vivo; optimizar la recuperación de condensados y estandarizar el tipo, origen de las trampas de vapor empleadas para mejorar el abastecimiento y stock de repuestos. Independizar las corrientes de retorno de condensado de acuerdo a la presión de operación del vapor en los equipos involucrados. Poner en funcionamiento los equipos Y-V7003 así mismo las bombas Y-P7010 A/B, y reemplazar el detector de hidrocarburos (AT-7088), y con ello aumentar el porcentaje de retorno de condensados. Revisar el sistema de distribución de vapor, detectar fallas por fugas y vapor mal utilizado para con esto aumentar la eficiencia de todo el sistema, sin dejar de lado el costo financiero. Diseñar un sistema de retorno para la descarga de condensado en el drenaje de cabezales de vapor y venas de calentamiento adyacente a la calle 2 en el área de Utilidades. Recomendamos reparar a la brevedad posible las fugas de vapor flash y vivo en las tuberías del sistema de condensado en toda la Refinería Esmeraldas.

95

BIBLIOGRAFÍA: (Energía Mediante Vapor, Aire o Gas, Severns, Degler, Miles, 1982) Pág. 74,75. Manual Selmec de calderas Selmec Equipos Industriales, 1997 - 315 pág. Versión 1 LIFSCHITZ, E. CALDERAS II: Control avanzado. Argentina: AADECA, v2, 1994. pp. 2 – 4, 41 - 47. (Cuadernos Profesionales, Nº 4). Armstrong International, Inc. Manual N-1018. 1998 ALMANZA MAXIMINO, “IMPORTANCIA DEL MANTENIMIENTO ENERGÉTICO EN LAS LÍNEAS DE DISTRIBUCIÓN DE VAPOR” .Proyecto Final Departamento de Ingeniería en Energía. Universidad Autónoma Metropolitana. 1993 Lawrence, A., “Manual de calderas. Principios operativos de mantenimiento, construcción, instalación, reparación, seguridad, requerimiento y normativas”, Volumen I y II, Editorial Mc Graw Hill, Madrid (2000) AENOR, "CALDERAS, ECONOMIZADORES, RECALENTADORES Y SOBRECALENTADORES. EXPEDIENTE DE CONTROL DE CALIDAD ", Norma UNE 9106:1985 , Madrid 1985. UNE 9004:1986 Calderas de fundamentales para definirlas.

vapor.

Características

y

datos

Marcelo Mesny. Generación de Vapor Ediciones Marymar 1977

Arnulfo Oelker Behn “ARTÍCULO TÉCNICO TRATAMIENTO DE AGUA PARA CALDERAS THERMAL ENGINEERING LTDA. 1997

TÉCNICAS DE GESTIÓN ENERGÉTICA EN SISTEMAS DE VAPOR Ing. José Palacios E.2010 pág.7, 8

96

Hernández, I., “Evaluación de hornos y calderas en una planta de producción de Metil-Terbutil-Eter”. Tesis de grado. Departamento de Ingeniería Química, UDO – Anzoátegui, Puerto La Cruz (2007)

SPIRAX - SARCO, Hook – Up Designs for Steam and Fluid Systems, USA 1998.

Neil A. Franklin Gestión de Energía de Sistemas de Vapor .Guía Arpel. Canadá 2000 28-83 Pág. Navas Juan, Sistemas de Vapor .IMPROMAQ LDTA. 2005

ARMSTRONG INTERNATIONAL, INC. , Guía para la Conservación de Vapor en el Drenado de Condensado, Catálogo N – 101S, 1998. APPLUS NORCONTROL COLOMBIA LTDA. Energética a la Refinería de Esmeraldas 2012

Auditoría

Técnica

Páginas web:

http://www.cubasolar.cu/biblioteca/Ecosolar/Ecosolar20/HTML/articulo04 . http://www.si3ea.gov.co/Eure/5/inicio.htmlCASTILLO, P. Operación y Combustión de Hornos y Calderos. Ecuador: Asopetrol, 2006. pp.10 - 14

www.tlv.com/global/LA/steam-theory/types-of-steam.html

97

ANEXOS EQUIPO Y-V7003

Nota: El equipo Y-V7003 se encuentra fuera de servicio.

98

LEVANTAMIENTO EN 3D DEL Y-V7003

99

IDENTIFICACIÒN DE TRAMPAS DE VAPOR:

100

DIAGNÒSTICO VISUAL DE TRAMPAS DE VAPOR

101

INSPECCIÓN DE TRAMPAS DE VAPOR CON EQUIPO ULTRASÒNICO

102

ANÀLISIS FÌSICO-QUÌMICO DE CONDENSADOS

103

104

105

ESQUEMA PROPUESTO DE RETORNO DE CONDENSADOS

106

GRÁFICO PARA DIMENSIONAR TUBERÌAS DE RETORNO DE CONDENSADOS

107

TOMA DE TEMPERATURA DE CONDENSADO IN SITU

108

Datos del sistema de control del sistema de vapor de la refinería (DCS)

109

BALANCE TOTAL DE CONDENSADOS REE

110

111