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COMPARACIÓN DE DOS MÉTODOS PARA EL CÁLCULO DEL RENDIMIENTO DE CALDERAS: CÓDIGO ASME PTC-4 Y ESTÁNDAR EN 12952-15 Autor: JULIÁN GÓMEZ CLERENCIA Director: ESA VAKKILAINEN Ponente: JAVIER ROYO HERRER Ingeniero Industrial – Energía y Tecnología de Calor y Fluidos Departamento de Ingeniería Mecánica Área de Máquinas y Motores Térmicos Centro Politécnico Superior de la Universidad de Zaragoza Marzo de 2011 Resumen El presente Proyecto Fin de Carrera con título “Comparación de dos métodos para el cálculo del rendimiento de calderas: código ASME PTC-4 y estándar EN 12952-15” se engloba dentro de la titulación de Ingeniero Industrial, con mención en Energía, transferencia de calor y fluidos. Ha sido realizado en Lappeenranta University of Technology en el departamento de Energy Technology bajo la dirección del Dr. Esa Vakkilainen y del Dr. Javier Royo Herrer. Es conocido que el valor calculado del rendimiento depende en cierta medida del estándar usado por lo que se ha realizado un estudio teórico-práctico en el que se pretende demostrar la equivalencia entre los dos estándares estudiados: ASME PTC-4 y EN 12952- 15. Se ha elaborado dos programas de cálculo de rendimiento en calderas de vapor tanto para la normativa EN 12952-15 como para el código ASME PTC-4 que, a través de una serie de datos de entrada, calculan el valor final del rendimiento así como las pérdidas individuales, créditos y flujo de combustible estimado para generar cierta salida de vapor. A través de la documentación aportada en los apéndices, es posible conocer y entender el modo de funcionamiento de los generadores de vapor, haciendo un recorrido por los diversos equipamientos que la componen y explicando con detalle las funciones de todos ellos. Agradecimientos Me gustaría expresar mi gratitud a mi director Dr. Esa Vakkilainen y Dr. Javier Royo Herrer, cuya experiencia, conocimiento y paciencia han inspirado estas páginas. También debo agradecer a Marcelo Hamaguchi por sus sugerencias y suministro de materiales y fuentes evaluadas en este estudio; sin su motivación y estimulo no habría sido posible. Un especial recuerdo a todos mis amigos de todas partes del mundo que han me han ayudado siempre que lo he necesitado. Y finalmente, gracias a mi familia por el apoyo brindado durante toda mi vida. Gracias. 1 Índice 1 Introducción .................................................................................................................. 5 1.1 Motivación ................................................................................................................ 5 1.2 Objetivos ................................................................................................................... 6 1.3 Fases .......................................................................................................................... 6 1.3.1 Fase teórica ............................................................................................................ 7 1.3.2 Fase práctica .......................................................................................................... 7 2 La caldera y su rendimiento.......................................................................................... 9 2.1 La caldera de vapor ................................................................................................... 9 2.1.1 Descripción de una caldera de carbón pulverizado (PCF) .................................... 9 2.2 Límites de la caldera de vapor ................................................................................ 12 2.3 Rendimiento ............................................................................................................ 13 2.3.1 Tipos de rendimiento ........................................................................................... 14 2.3.2 Poder calorífico ................................................................................................... 14 2.3.3 Métodos de cálculo.............................................................................................. 16 3 Los estándares: ASME PTC 4 y EN 12952-15 .......................................................... 17 3.1 Calculo del rendimiento .......................................................................................... 18 3.1.1 Rendimiento ........................................................................................................ 18 3.1.2 Limites ................................................................................................................. 19 3.2 Comparación teórica ............................................................................................... 20 3.2.1 Entrada ................................................................................................................ 22 3.2.2 Créditos ............................................................................................................... 22 3.2.3 Salida ................................................................................................................... 24 3.2.4 Pérdidas ............................................................................................................... 24 4 Cálculo del rendimiento en una caldera de vapor ....................................................... 35 4.1 Datos de partida ...................................................................................................... 35 4.2 Metodología ............................................................................................................ 37 4.2.1 Características del programa EN 12952-15 ........................................................ 37 4.2.2 Características del programa ASME PTC 4 ........................................................ 38 4.3 Exposición de resultados......................................................................................... 39 4.3.1 Calor total de entrada al sistema ......................................................................... 39 4.3.2 Pérdidas ............................................................................................................... 41 4.3.3 Rendimiento ........................................................................................................ 45 2 5 Conclusiones ............................................................................................................... 47 5.1 Equivalencia ............................................................................................................ 47 5.2 Diferencias .............................................................................................................. 48 5.3 Conclusiones generales ........................................................................................... 48 5.4 Perspectivas............................................................................................................. 49 Apendix A. Types and Applications of modern boilers .................................................. 53 Apendix B. Feedwater and Steam System Components ................................................. 59 Apendix C. Steam Water Circulation .............................................................................. 65 Apendix D. Feedwater and Steam System Components ................................................. 73 Apendix E. Combustion process equipment ................................................................... 77 Apendix F. Heat Exchangers in Steam Boilers ............................................................... 85 Apendix G. Circulating fluidized Bed Boilers ................................................................ 93 Apendix H. PTC 4 calculations ..................................................................................... 103 Apendix I. EN 12952-15 calculations .......................................................................... 117 Bibliografía 127 Índice de Figuras Figura 1: Foster Wheeler. Diagrama de flujos en una caldera de carbón pulverizado. ..... 10 Figura 2: Dimensiones del hogar de una caldera. .............................................................. 11 Figura 3: Caldera de lecho fluido fabricada por Metso: 70MW, 65bar y 480ºC ............... 12 Figura 4: Limites cubiertos por un generador de vapor (ASME 2008). ............................ 20 Figura 5: Organigrama del código ASME PTC 4 .............................................................. 21 Figura 6: Organigrama de la normativa EN 12952-15 ...................................................... 22 Figura 7: Flujos principales en la caldera de carbón pulverizado analizada ...................... 37 Índice de Gráficas Gráfica 1: Calor específico en residuos ............................................................................. 28 Gráfica 2: Pérdidas por radiación y convección en CEN .................................................. 29 Gráfica 3: Calor total de entrada en ASME ....................................................................... 40 Gráfica 4: Calor total de entrada en CEN .......................................................................... 40 Gráfica 5: Flujo de combustible estimado ......................................................................... 41 3 Gráfica 6: Pérdidas en gases de escape .............................................................................. 42 Gráfica 7: Pérdidas por residuos de ASME frente a CEN ................................................. 42 Gráfica 8: Pérdidas por residuos por calor sensible frente a carbono inquemado ............. 43 Gráfica 9: Pérdidas por residuos en CEN .......................................................................... 43 Gráfica 10: Pérdidas por radiación y convección .............................................................. 44 Gráfica 11: Pérdidas por monóxido de carbono inquemado .............................................. 45 Gráfica 12: Rendimiento sobre el poder calorífico inferior ............................................... 45 Gráfica 13: Resumen de pérdidas en ASME ..................................................................... 46 Gráfica 14: Resumen de pérdidas en CEN ........................................................................ 46 Índice de Tablas Tabla 1: Denominación de créditos ................................................................................... 22 Tabla 2: Denominación de las pérdidas por gases de escape ............................................. 25 Tabla 3: Denominación de pérdidas de inquemados combustibles ................................... 26 Tabla 4: Denominación de pérdidas por calor sensible en residuos .................................. 27 Tabla 5: Denominación de pérdidas por radiación y convección en superficie ................ 28 Tabla 6: Denominación de pérdidas por sorbente .............................................................. 30 Tabla 7: Resto de pérdidas ................................................................................................. 31 Tabla 8: Datos de la salida ................................................................................................. 35 Tabla 9: Condiciones ambientales ..................................................................................... 35 Tabla 10: Propiedades del combustible ............................................................................. 36 Tabla 11: Propiedades de aire y gases ............................................................................... 36 Tabla 12: Propiedades de los residuos ............................................................................... 36 Tabla 13: Emisiones de partículas ..................................................................................... 37 Tabla 14: Resumen de pérdidas ......................................................................................... 41 Tabla 15: Resumen de resultados ...................................................................................... 47 10 Figura 1: Foster Wheeler. Diagrama de flujos en una caldera de carbón pulverizado. Para introducir el aire de combustión en la caldera se emplean ventiladores. El de tiro forzado se encarga de suministrar la presión adecuada para que recorra el circuito hasta llegar a la caldera, pasando por los conductos y el precalentador de aire. La mezcla aire-carbón se introduce en el hogar de la caldera donde se produce la combustión, donde se encuentra el evaporador. El agua abandona el hogar como vapor saturado. En caso de circulación natural, la salida del hogar es un separador mecánico llamado calderín. Aquí el líquido saturado se retiene y se vuelve a enviar al hogar. El vapor saturado se envía al sobrecalentador donde aumenta su temperatura convirtiéndose en vapor sobrecalentado. Existen otros bancos como son el economizador y el recalentador en caso de existir extracciones. El economizador es la unidad encargada de calentar el agua hasta producir agua saturada y se sitúa antes del evaporador en el circuito de agua-vapor. A la salida de la caldera, los gases de combustión tienen aún una elevada temperatura. Parte de la energía que poseen es recuperada en el precalentador de aire. Después de estos se sitúan los equipos de limpieza de gases como los separadores de ceniza, precipitadores electroestáticos, equipos de desulfuración o de reducción de NOx. Aguas 11 debajo de estos equipos de limpieza se encuentra el ventilador de tiro inducido, que proporciona la presión necesaria a los gases de escape para que abandonen los límites de la caldera. El uso de ventiladores de tiro inducido y forzado facilita el control de la presión en el interior del hogar. A veces existe lo que se denomina recirculación de gases y partículas. Esta recirculación es una corriente de aire/gas reciclada procedente de la combustión con el fin de reducir la cantidad de sorbente usado (sustancia añadida durante la combustión para reducir las emisiones de SO2). Además, pueden existir fugas de gas o infiltraciones de aire en los conductos que forman el generador de vapor. Estas unidades son explicadas con mayor profundidad en los apéndices A al G. 2.1.1.1 El hogar de la caldera El hogar es la parte principal de la caldera y el lugar donde se produce la combustión del carbón. Los parámetros más importantes en el diseño del hogar son las dimensiones y la configuración de este. La mayoría tienen una base rectangular y están constituidos principalmente por cuatro paredes, la garganta y la nariz. La nariz es un saliente situado en la parte superior que protege de la radiación a los intercambiadores de calor situados en esa zona como el sobrecalentador. La garganta está situada en la base del hogar y su función es la de recolectar las cenizas producidas durante la combustión gracias a sus paredes de doble inclinación, depositándolas en un foso que puede ser seco o húmedo. El foso húmedo es un recipiente de agua donde se depositan las cenizas, siendo utilizado principalmente con carbones de baja volatilidad que producen mayor cantidad de residuos. A pesar de esto, el mantenimiento es mayor por lo que el coste es más alto y su construcción menos frecuente. El hogar es generalmente una construcción vertical del tipo acuotubular. El ratio entre la anchura y la altura del hogar puede ir desde 1 hasta 5 en los sistemas más grandes. En la Figura 2 se muestra una geometría típica de hogar, donde b1 y b2 son las dimensiones en Figura 2: Dimensiones del hogar de una caldera. 12 planta, h es la altura y V el volumen. El hogar absorbe la mayor parte del calor generado durante la combustión a través de radiación, convección y conducción. El tiempo de residencia de los gases de combustión esta optimizado para asegurar que el combustible se quema completamente. Además, con el fin de limpiar las paredes del hogar, unos orificios permiten introducir periódicamente vapor mediante un procedimiento que se llama soplado. 2.2 Límites de la caldera de vapor Uno de los principales requisitos para el cálculo de la eficiencia es la identificación de los límites cubiertos por el balance de energía en el generador de vapor. En la Figura 3 se puede observar la disposición de los principales equipos incluidos en una caldera de vapor. Figura 3: Caldera de lecho fluido fabricada por Metso: 70MW, 65bar y 480ºC Los límites normales abarcan todo el sistema de vapor de agua con bombas de recirculación, el sistema completo de quemadores (incluyendo los pulverizadores para los sistemas de carbón), los ventiladores de recirculación de gases de combustión, los sistemas de retorno de partículas y el precalentador de aire. No se incluyen las 13 instalaciones de calentamiento de gas o gasóleo en el caso de usar este tipo de combustible, los colectores de partículas ni los ventiladores de aire forzado ni inducido. Por motivos diversos, puede ser necesario definir otros límites del sistema como sistemas sin calentador de aire por vapor (donde es calentado con una corriente de vapor auxiliar), con ventilador de aire forzado, con colector de partículas y ventilador de aire inducido, con separador de vapor, con desulfuración de gases de escape o sistemas DENOX (desnitrificación) entre otras. 2.3 Rendimiento Un generador de vapor a una condición de operación particular se puede cuantificar por dos parámetros: - La potencia máxima, siendo esta producida a determinadas condiciones, y definida por toda la energía absorbida por el fluido de trabajo con excepción de aquella recuperada dentro de la frontera del generador de vapor. (ASME 2008) (CEN 2003), - El rendimiento, que es el ratio entre la energía de salida útil y la de entrada. El rendimiento, básicamente, es el cociente entre la energía útil generada por el generador de vapor y la energía total introducida en él y puede representarse en términos generales como: Así pues, cualquier método usado para calcular el rendimiento de la planta debe plantear las dos siguientes y a veces complejas cuestiones: - Cuáles son las parámetros a medir y las características o definición del rendimiento (normalmente mediante los cálculos, como por ejemplo eficiencia sobre el combustible o rendimiento de caldera como se verá más adelante), o en otras palabras, que debería ser incluido exactamente en la entrada y la salida. - Cuál es el método más práctico y preciso de medir los parámetros y la manera de calcular las características de rendimiento, y la exactitud necesaria para asegurar la precisión en el test. Se pueden definir cuatro corrientes energéticas dentro de una caldera de vapor. Estas son: 14 - Entrada: la energía química proporcionada por el combustible. - Créditos: la energía de origen no químico que entra al sistema. - Salida: la energía útil absorbida por el fluido de trabajo. - Pérdidas: la energía que sale del sistema y no es aprovechable. 2.3.1 Tipos de rendimiento El rendimiento puede definirse de dos maneras diferentes: eficiencia del combustible y rendimiento de caldera. 2.3.1.1 Eficiencia del combustible La eficiencia del combustible incluye toda la energía absorbida por el fluido de trabajo como salida pero cuenta solamente como entrada la energía química del combustible. Donde es el calor útil disponible y es la energia aportada por el combustible. 2.3.1.2 Rendimiento de caldera El rendimiento de caldera también incluye toda la energía absorbida por el fluido de trabajo como salida pero cuenta toda la energía de entrada en los límites del generador de vapor como entrada. Siendo: Donde es la energia total de entrada y son los créditos. Esta entrada incluye además del combustible a los créditos, que son otras aportaciones de calor como por ejemplo el calor sensible del combustible o la energía añadida en el precalentador de aire. 2.3.2 Poder calorífico El poder calorífico es un parámetro que muestra la cantidad de energía térmica máxima que puede obtenerse quemando una sustancia, definiendo necesariamente el estado inicial 15 y final de los reactivos y productos, habitualmente a 25ºC y 1atm. En el caso de conocerse las sustancias químicas que componen el combustible (como en muchos combustibles gaseosos), este puede calcularse promediando las entalpias de combustión de cada uno de sus componentes con su fracción molar. Las entalpias de combustión se obtienen a partir de las entalpias de formación y de la reacción de combustión ajustada: (∑ ∑ ) Cuando no se conocen las sustancias químicas, como por ejemplo en combustibles sólidos y líquidos, es distinto ya que no son compuestos químicos bien definidos ni mezcla de estos, así que este debe ser hallado en laboratorio experimentalmente. Se distinguen dos tipos de calor calorífico, el poder calorífico superior (PCS) y el poder calorífico inferior (PCI), siendo la cantidad de calor que desprende en la combustión completa cuando los productos de la combustión son enfriados hasta las condiciones de referencia y suponiendo que toda el agua que contiene condensa o no, respectivamente. La relación del poder calorífico superior e inferior depende del valor del calor latente de vaporización, hFG , de la cantidad de hidrogeno y agua en el combustible. El PCI se calcula reduciendo el PCS por el calor latente de vaporización del agua formada de la combustión el hidrogeno en el combustible y su contenido en agua. La relación para convertir el PCS al PCI es la siguiente: ( ) Donde es 1 y es la entalpia de vaporización a 1atm y 25ºC (77ºF), es el porcentaje en masa de hidrogeno presente en el combustible (multiplicado por 8.937kg de H2O por kg de H2), el es el porcentaje en masa de agua presente en el combustible. (ASME 2008) 1 El estándar ASME PTC 4- 2008 presenta una errata en el Apéndice D al considerar la con un valor de 104.84kJ/kg, siendo en todo caso, para 1kPa y 25ºC, 104.84kJ/kmol. Aun así, el valor mostrado en unidades Btu es correcto. 16 2.3.3 Métodos de cálculo Existen dos maneras diferentes de calcular el rendimiento en una caldera: el método directo y el método indirecto. 2.3.3.1 Método directo En el método directo, el rendimiento de la caldera está directamente definido por el calor útil producido y por la energía del combustible introducido. Ya que la energía de entrada es la suma del poder calorífico del combustible más los créditos: Donde es la energía introducida en la caldera y es el poder calorífico del combustible. Este método puede usarse siempre que la cantidad de combustible usada sea conocida de manera precisa. 2.3.3.2 Método indirecto El método indirecto determina el rendimiento de una caldera por la suma de las pérdidas y por la energía introducida por el combustible. El calor útil se puede desglosar en la suma del poder calorífico y los créditos menos las pérdidas: Así pues, sustituyendo: Donde es la suma de las principales pérdidas. Este método es usado cuando el flujo de entrada de combustible es difícil de medir, como por ejemplo en combustible sólido, dando lugar a mejores resultados ya que se conocen individualmente el efecto de las pérdidas. 17 3 Los estándares: ASME PTC 4 y EN 12952-15 Actualmente existen dos organizaciones a nivel mundial que desarrollan los principales estándares: - ASME, fundada en 1880 como la Sociedad Estadounidense de Ingenieros Mecánicos, es una organización profesional sin ánimo de lucro que posibilita la colaboración, el intercambio de conocimiento, el desarrollo de todas las disciplinas de ingeniería y la promoción del rol esencial del ingeniero en la sociedad. - CEN, fundado en 1961 como el Comité Europeo de Normalización, es una organización no lucrativa privada cuya misión es fomentar la economía europea en el negocio global, el bienestar de ciudadanos europeos y el medio ambiente proporcionando una infraestructura eficiente a las partes interesadas para el desarrollo, el mantenimiento y la distribución de sistemas estándares coherentes y de especificaciones. Tanto ASME como CEN han realizado los dos estándares más importantes que son usados para calcular el rendimiento en calderas: - ASME PTC 4 - 2008 Fired Steam Generators es un código que establece las normas e instrucciones para la realización de las pruebas de rendimiento de generadores de vapor. Se incluyen los combustibles como el carbón, petróleo y gas así como otros tipos de hidrocarburos. También incluye generadores con captura de azufre utilizando sorbente. Este código no establece procedimientos para determinar las propiedades físicas o químicas de un combustible. El estándar se refiere específicamente a los equipos utilizados para la generación de vapor aunque puede ser extensible a otros fluidos de trabajo. - EN 12952-15 Water-tube boilers and auxiliary installations - Part 15: Acceptance test es una norma abarca calderas de vapor por combustión directa y generadores de agua caliente, incluyendo auxiliares. Estos equipos incluyen los quemadores tanto en calderas de lecho fluido como otros tipos, los quemadores, los ventiladores de aire forzado e inducido, las instalaciones de recogida de residuos, los calentadores de aire y combustible así como, en su caso, los colectores de partículas. No incluye los sistemas con combustibles especiales, las calderas de 18 lecho fluido presurizado ni las calderas en ciclos combinados. Por analogía, sí puede aplicarse a instalaciones de combustión indirecta como calderas de recuperación así como unidades que operen con otras formas de calor como gases, aceites térmicos y sodio. 3.1 Calculo del rendimiento Ambas estándares dictan sus directrices para el cálculo del valor del rendimiento, apareciendo diferencias en las recomendaciones. El Código Americano prefiere emplear la eficiencia del combustible realizando el cálculo en base al poder calorífico superior, mientras que la Normativa Europea opta por el rendimiento de caldera con los cálculos basados en el poder calorífico inferior o superior. 3.1.1 Rendimiento 3.1.1.1 ASME PTC 4 ASME establece como método preferido la eficiencia del combustible: Donde es la eficiencia del combustible (en ASME: Fuel efficiency). También permite el cálculo del rendimiento de caldera. Según la propia normativa (ASME 2008), “la ventaja de este método frente a la eficiencia del combustible es que es una medida de la energía total requerida para producir una salida, y puede tener sentido si el coste de las demás fuentes de energía no son evaluadas de forma separada. La principal desventaja es que no es universalmente entendido por aquellos que evalúan el total del sistema y puede ser usado de manera incorrecta. Las principales fuentes de energía añadida al sistema y créditos son la energía eléctrica y vapor. El coste de estas energías no es el mismo en base Btu que el coste de la energía del combustible, y deberían (y generalmente son) evaluadas de manera separada. Si el coste de los créditos es evaluado de manera separada, el método del rendimiento de caldera no es apropiado para evaluar el coste energético de producción de dicha salida. Por esta razón, el método de la eficiencia del combustible es el preferido en el Código Americano”. Entonces, el rendimiento de caldera en ASME se expresa como sigue: 19 Donde es el rendimiento de caldera (en ASME: Gross efficiency). Siendo: El Código Americano, además, usa el poder calorífico superior del combustible exclusivamente. 3.1.1.2 EN 12952-15 La Normativa Europea, por el contrario, usa únicamente la definición de rendimiento de caldera y da a elegir los cálculos basados tanto en PCI como en PCS. El rendimiento expresado en la Normativa es el siguiente Siendo: Donde es el rendimiento de la caldera (en CEN: Thermal efficiency). En definitiva, ambos rendimientos de caldera son equivalentes, ya que: 3.1.2 Limites La frontera normal para ambos estándares engloba el sistema completo de agua vapor con bombas de recirculación, sistema de quemadores completo con los pulverizadores (en el caso de carbón), el ventilador de recirculación de gases de combustión, el sistema de retorno de partículas y el calentador de aire por vapor. No incluyen instalaciones de calentamiento de gas o aceite. Tampoco engloba los colectores de partículas, los ventiladores de tiro forzado ni inducido. Además, CEN establece una recomendación: “Si existe un sistema de retorno de partículas dentro de la frontera del sistema sería necesario, de acuerdo con la definición de lo que entra y sale de este, considerar la entalpia de las partículas aguas arriba del colector de partículas como una pérdida de calor y las recirculadas como una entrada. Esta aproximación, aunque es correcta, es muchas veces impracticable. Como la 26 partículas como las cenizas, escorias y partículas abandonan el hogar con carbono lo que tiene un efecto negativo en el rendimiento. Se muestran en la Tabla 3. ASME CEN  Suma de inquemados  CO inquemado  Inquemados en cenizas y gases de escape  CO inquemado Tabla 3: Denominación de pérdidas de inquemados combustibles ASME PTC 4 ASME hace referencia en esta pérdida a la suma de los inquemados, diferenciando entre el carbono inquemado y el hidrogeno inquemado en los residuos; y el monóxido de carbono y los hidrocarburos inquemados en los gases de escape además de las pérdidas en los molinos de combustible sólido. El carbono inquemado se espera encontrar en estado amorfo y se estima su poder calorífico superior en 14.500Btu/lbm (33.700kJ/kg); o en 14.100Btu/lbm (32.800kJ/kg) si el hidrogeno se contabiliza de forma separada en los residuos, en cuyo caso, dicha perdida de hidrogeno habrá que contabilizarla aparte. Para calcular la pérdida del monóxido de carbono, el contenido de éste debe ser medido en los gases de escape, siendo el poder calorífico superior de este 4.347Btu/lbm (10.111 kJ/kg). Las pérdidas en los molinos incluyen tanto la energía química como el calor sensible del combustible que no llega a entrar en el hogar; siendo medido en laboratorio el poder calorífico de este material rechazado y su entalpia la de las cenizas a la temperatura de salida del molino. EN 12952-15 CEN une los inquemados en cenizas y las partículas en gases de escape en el mismo grupo. Se proponen varios casos para estimar los inquemados en cenizas y las partículas en los gases de escape, dependiendo de si se conocen, o no, los flujos másicos de las cenizas y partículas. Cuando ambos son medibles, la perdida es calculada mediante las entalpias de estas partículas y cenizas. Si solo una es conocida, un balance de masa es usado para determinar el contenido de inquemados en las cenizas y escorias. Cuando ninguno es conocido, los flujos másicos se estiman mediante un balance de cenizas o de la 27 estimación del rendimiento del colector de partículas. El poder calorífico del carbono inquemado se fija en 33,0MJ/kg. Incluida en esta perdida, el estándar Europeo añade el calor sensible en las cenizas y partículas del gas de escape aunque se explicarán las diferencias en el apartado de pérdidas por calor sensible en residuos. También se suman a estas pérdidas las del CO inquemado, siendo conocidas la proporción de CO en volumen de gases de escape, con un poder calorífico de 12.533kJ/m3. 3.2.4.3 Calor sensible en residuos Los residuos están siempre presentes en cualquier combustión. Estas sustancias están a altas temperaturas lo que significa pérdidas por calor sensible. Este calor es difícilmente aprovechable para otros propósitos. Los residuos están constituidos por numerosos compuestos y pueden llegar a incluir productos del sorbente cuando este es utilizado. Estas son las incluidas en la Tabla 4. ASME CEN  Calor sensible en residuos  Ceniza húmeda recolectada  Entalpia de ceniza y partículas en gases de escape Tabla 4: Denominación de pérdidas por calor sensible en residuos ASME PTC 4 El Código Americano distingue para el caso de cenizas recolectadas en el hogar, entre un colector de cenizas seco y húmedo. En el seco, se necesita saber la temperatura de las cenizas, que en el caso de no ser medida se considerará de 2.000ºF (1100ºC). La entalpia de los residuos secos se estimara con una aproximación dependiente de la temperatura como se puede observar en la Gráfica 1 más adelante. En el caso de foso húmedo, se estimará una entalpia de 900Btu/lbm (2.095kJ/kg) y se deberá tener en cuenta el calor absorbido por el agua proveniente de la radiación a través de la garganta del hogar. También se deben evaluar las pérdidas por el colector de cenizas, siendo el flujo de calor a través de la garganta del hogar absorbida por el agua estimada en 10.000Btu/ft2. 28 EN 12952-15 El estándar Europeo, como ha sido comentado previamente, incluye la entalpia de las cenizas y de las partículas en el mismo grupo que las pérdidas por inquemados combustibles. Básicamente, la energía perdida por los residuos es calculada como las pérdidas de calor sensible en las corrientes de ceniza y partículas. Para este propósito, se usa el calor específico que es detallado en el estándar dependiendo de la localización (gases de escape, colector de cenizas en hogar seco o húmedo). Gráfica 1: Calor específico en residuos Como se observa en la Gráfica 1, el calor específico de los residuos secos en ASME depende de la temperatura, teniendo un cambio de tendencia alrededor de 1000K (1340ºF) y están basados en el compuesto SiO2. Por el contrario, el calor específico de las partículas en gases de CEN es válido para temperaturas desde 25ºC hasta 200ºC. 3.2.4.4 Pérdidas por radiación y convección en superficie Ambos estándares hacen referencia a las pérdidas en superficie por radiación y convección, Tabla 5. Las calderas se caracterizan por tener altas temperaturas en su interior, además de conductos y tuberías calientes. Estas pérdidas se explican por las diferencias de temperatura que existe entre la caldera y el ambiente que las rodea, reduciendo la eficiencia de ésta al ceder parte de ese calor. ASME CEN  Pérdidas por radiación y convección  Pérdidas por radiación y convección Tabla 5: Denominación de pérdidas por radiación y convección en superficie 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2 1.3 300 400 500 600 700 800 900 10001100120013001400 Cp [kJ/kg K] Temperatura [K] Calor especifico en Residuos ASME - Residuo seco CEN - Ceniza volante CEN - Ceniza seca CEN - Ceniza humeda 29 ASME PTC 4 ASME determina indirectamente esta pérdida por medida 2 de la temperatura media en la superficie del generador de vapor y la temperatura en sus alrededores además de la velocidad del aire junto a la superficie, siendo necesario un número suficiente de localizaciones donde realizar las medias. El coeficiente de convección dado por el código se basa en una longitud característica de aproximadamente 10ft mientras que el coeficiente de radiación se calcula para temperatura ambiente de 77ºF (25ºC) y una emisividad de 0,80 (basado en una superficie sucia y oxidada frente al 0.1-0.2 del aluminio limpio). EN 12952-15 CEN basa la pérdida en la máxima salida de calor útil, estableciendo una relación directa entre la salida y la pérdida como se puede observar en la Gráfica 2. Gráfica 2: Pérdidas por radiación y convección en CEN 3.2.4.5 Sorbente El sorbente es una sustancia sólida y/o gaseosa diferente del combustible que se añade durante el proceso de combustión para reducir la emisión de SO2. Normalmente se añade caliza (CaCO3), cal hidratada (Ca(OH)2) y dolomita (CaMg(CO3)2). Generalmente tiene un efecto negativo en el rendimiento ya que: 2 El Código aclara que “medida” se utiliza en el sentido general y no se opone a una estimación de los parámetros por personal cualificado. 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 0 200 400 600 800 1000 Perdida [MW] Salida [MW] Pérdidas por radiación y convección en CEN Gasóleo y gas natural Antracita Lignito y lecho fluído 30 - Estos aditivos pueden incrementar la cantidad de residuos y, por tanto, las pérdidas por calor sensible de estos - Pueden añadir humedad a la caldera lo que incrementará la humedad en los gases de combustión - Pueden producirse cambios en la reacción química y alterar la composición de los gases de escape - Producen una perdida adicional debido a que produce reacciones endotérmicas. Además, las reacciones exotérmicas presentes en el proceso generan créditos de las cuales ya se ha hablado en el apartado de créditos. Las principales reacciones químicas que tienen lugar, en el caso de que el sorbente sea caliza, son las siguientes: → → Durante el proceso, las anteriores reacciones modifican el flujo de aire de combustión y la composición de gases de escape: - Si se añade Carbonato de calcio (CaCO3), el CO2 se disocia, aumentando su contenido en los gases de combustión - La cal hidratada (Ca(OH)2) aumenta el contenido de vapor en los gases de combustión - El dióxido de azufre (SO2) disminuye en los gases de escape. - La desulfuración necesita oxígeno, lo que se consigue añadiendo más aire. Este aire contiene dióxido de carbono, argón y nitrógeno lo cual se traduce en una modificación de la composición de los gases de escape. (CEN 2003) La combustión y el rendimiento son sensibles a la medida del flujo de sorbente, por lo que debe ser medido con exactitud. Se muestran en la Tabla 6. ASME CEN  Calcinación y deshidratación del sorbente  Agua en el sorbente  Desulfuración directa Tabla 6: Denominación de pérdidas por sorbente 31 ASME PTC 4 ASME divide está perdida en dos grupos. El primero es el de calcinación y deshidratación del sorbente. Para simplificar los cálculos, el Código propone convertir el flujo de sorbente a una relación de masa de sorbente por masa combustible, siendo medida (o estimada) inicialmente. Los cálculos del rendimiento se repetirán hasta que converja el flujo de combustible dentro de la tolerancia (0.1% del rendimiento) Además, también se calcula el agua en el sorbente que es la pérdida procedente de la humedad añadida y la generada de la deshidratación del hidróxido de calcio e hidróxido de magnesio. EN 12952-15 La Norma Europea también halla la relación de cal y combustible añadida, que en el caso de usar el método indirecto (o de pérdidas), se realizara por iteración. Una vez hallada esa relación, se debe calcular la eficiencia de desulfuración aunque esta normativa no incluye ni garantiza la eficiencia de desulfuración. 3.2.4.6 Otras pérdidas Ambas normativas están de acuerdo en la mayoría de las principales pérdidas existentes pero difieren en otras corrientes. Aun así, los principales grupos de pérdidas son considerados en ambos estándares. Hay que destacar que CEN desprecia las pérdidas que son más difíciles de calcular como la formación de NOx. Estas son expuestas en la Tabla 7. ASME CEN  Equipo de control de aire caliente  Infiltración de aire  Formación de NOx  Humedad añadida  Corrientes recicladas  Agua de refrigeración  Calor añadido al aire en los quemadores  Otras, en función del tiempo Tabla 7: Resto de pérdidas ASME PTC 4 El Código Americano añade, como se ve en la anterior tabla, las siguientes pérdidas a los grupos ya mencionados anteriormente: equipo de control de aire caliente, infiltración de 32 aire, Formación de NOx, humedad adicional, corrientes recicladas, agua de refrigeración y calor añadido al aire en los quemadores. Las pérdidas de los equipos de control de aire caliente (HAQC, hot air quality control) se refieren a los equipos de limpieza de los gases, situados entre la salida de la caldera y el precalentador de aire (como el colector de partículas mecánico, el precipitador caliente y el equipo de reducción selectiva catalítica, SCR). Solo se calcula cuando los equipos están considerados parte del generador de vapor. En el caso de los sistemas SCR, comúnmente están incluidos como parte de los límites del generador de vapor y los efectos de los niveles de amoniaco añadido y diluido en el aire se consideran mínimos. Cuando este equipo no se incluye dentro de los límites, la superficie de estos equipos debe ser incluida en el área total para calcular las pérdidas por radiación y convección. Además, el O2 debe ser medido en la entrada de gases de escape del precalentador de aire para determinarla eficiencia y las fugas de aire en él, además de para evaluar su rendimiento. También se recomienda medir el O2 en la salida de la salida del economizador (entrada del HAQC) para asegurar que no existe infiltración, además de ser esta la localización donde se monitorea el exceso de aire. Si se realizan estas medidas, no será necesario calcular la siguiente perdida por aire infiltrado. Si se calcula la perdida por aire infiltrado, será necesario determinar la corriente de gas seco en la salida de la caldera y la entrada de gases de escape en el calentador de aire, excluyendo el HAQC que se contará por separado. ASME también propone el cálculo de la perdida por formación de NOx que se basa en el nivel de salida de NOx cuando es instalado un SCR. Incluso sin SCR, está perdida está en el orden del 0,025% por cada 0,3lbm de NO2/millón de Btu (220ppm al 3% O2) y puede ser estimada si no es medida. Esta estimación se basa en el principio por el cual menos del 5% del NOx formado es NO2, siendo el más predominante el NO. La pérdida de humedad añadida (agua o vapor inyectado en el hogar como atomizado y soplado de vapor) es incluida siendo esta la correspondiente a la energía del vapor que abandona junto a los gases de escape la frontera. Si se añade aire en el atomizado o soplado, esta se incluirá en la perdida por gas seco y humedad en aire ya que el aire está incluido en la medida de oxigeno del gas de escape. Cuando una corriente es reciclada, las pérdidas deben ser calculadas. Estas son usadas para reutilizar los inquemados y/o reducir la cantidad de sorbente usado. Esta pérdida 33 puede ser despreciada si las tuberías usadas y los contenedores de partículas son incluidos en el área de cálculo de las pérdidas de radiación y convección. Si existiera alguna corriente de gas diferente, deberá ser calculada. Además, puede existir una perdida en el aire precalentado en los quemadores si esta se realiza mediante vapor condensado. El vapor usado no debe considerarse en la corriente de salida útil. Finalmente, la pérdida de agua de refrigeración se tiene en cuenta cuando una corriente externa al circuito de la caldera, retira energía de los límites físicos del generador. Es importante no tener en cuenta esta perdida por duplicado, como por ejemplo, si la temperatura asociada a la pérdida por calor sensible de los residuos se mide en la entrada de un refrigerador de cenizas ya que no habría pérdida en este equipo. EN 12952-15 La normativa Europea por su parte, incluye las relacionadas en función del tiempo, es decir, las que no tienen una dependencia directa con el consumo de combustible (por ejemplo kWelectrico frente a kJ/kgcombustible). Incluye los sistemas de refrigeración externa (refrigeración de quemadores, bombas de recirculación, calentadores de aire y ventiladores de recirculación de gases). Estas pérdidas deben ser determinadas individualmente por medida de los flujos de agua de refrigeración y la diferencia de temperatura entre el interior y exterior. También tienen en cuenta las pérdidas de vapor en calderas con separación de vapor. CEN aclara que los circuitos de refrigeración conectados al sistema de alta presión de la caldera no deben ser considerados como sistemas de refrigeración externa. 35 4 Cálculo del rendimiento en una caldera de vapor En este capítulo se van a exponer los cálculos realizados en una caldera para ilustrar como se calcula el rendimiento del generador de vapor. Los cálculos de las incertidumbres han sido omitidos debido a la falta de una muestra de datos suficientemente extensa. La siguiente figura de un sistema de generación de vapor representa el esquema de la instalación de control, siendo asumidas las siguientes medidas. 4.1 Datos de partida Como caso de estudio se ha usado una caldera correspondiente a una central térmica de pequeña-media potencia. Esta caldera tiene una potencia 165.6MW (565.2MKBtu/h) 3 . El carbón usado es lignito con un poder calorífico inferior de 26.43kJ/kg y los parámetros principales son los observados en la Tabla 8. Flujo Temperatura Presión Salida de vapor 66,31kg/s 540,67ºC 104,6 bar Agua de alimentación 66,31kg/s 226,3ºC 115,55 bar Vapor de soplado - - - Tabla 8: Datos de la salida Las condiciones ambientales se muestran en la Tabla 9. Condiciones ambientales Presión barométrica 0,999 bar Temperatura de bulbo húmedo 28,45ºC Temperatura de bulbo seco - Humedad relativa 38,0% Temperatura de referencia 25ºC Tabla 9: Condiciones ambientales Las propiedades del combustible usado son las de la Tabla 10. 3 ASME, y en general todos los estándares que expresan sus unidades en el sistema British Thermal Units (Btu), mantienen los prefijos kilo en mayúscula, como por ejemplo MKBtu (Millones de Btu). 42 agua formada de la combustión del hidrogeno y el agua procedente de la combustión del combustible, además de la humedad procedente del exceso de aire (véase 3.2.4.1). En la Gráfica 6 se pueden observar los valores obtenidos según ambos estándares. Gráfica 6: Pérdidas en gases de escape 4.3.2.2 Residuos Los residuos son otras de las corrientes de pérdidas que merman la eficiencia de la planta. En la instalación de control se recogen cenizas o escorias tanto en el fondo del hogar como en el economizador, además de las partículas de inquemados emitidas a través de los gases de escape, como se muestra en la Gráfica 7. Gráfica 7: Pérdidas por residuos de ASME frente a CEN En el Código Americano se calculan las pérdidas de forma separada para el carbono inquemado en los residuos de cada localización y el calor sensible de éstos. Por el Gas seco Agua del H2 Agua del combustible Humedad del aire Gases de escape 5.65% 0.35% 0.09% 0.11% 6.11% Gases de escape ASME CEN Carbono inquemado Calor sensible de residuos Inquemados y entalpia en cenizas hogar Inquemados y entalpia en cenizas economizador Inquemados y entalpia en partículas de gases de escape 0.86% 0.13% 0.09% 0.08% 0.72% Residuos ASME CEN 43 contrario, la Normativa Europea prefiere calcularlos diferenciando la localización, incluyendo en cada una de las localizaciones tanto el calor sensible como el carbono inquemado (véase 3.2.4.2 y 3.2.4.3). Si se realiza una comparación más visual entre los inquemados y el calor sensible, se obtiene las relaciones de la Gráfica 8. Gráfica 8: Pérdidas por residuos por calor sensible frente a carbono inquemado Siguiendo con las comparaciones y usando los resultados obtenidos en la Normativa Europea, se puede observar en la Gráfica 9 que la mayoría de la energía se pierde en los gases de escape y concretamente en el carbono inquemado que se expulsa a través de la frontera del sistema. Gráfica 9: Pérdidas por residuos en CEN ASME CEN 0.13% 0.11% 0.86% 0.75% Residuos Calor sensible Carbono Inquemado Cenizas hogar Cenizas economizador Partículas de gases de escape 0.089% 0.019% 0.005% 0.002% 0.064% 0.683% Residuos en CEN Calor sensible C inquemado 44 La principal diferencia existe en que la Normativa Europea utiliza calores específicos y entalpias que varían de manera proporcional con la temperatura mientras que el Código Americano establece relaciones más complejas con esta como se vio en la Gráfica 1. 4.3.2.3 Radiación y convección de superficie. Las pérdidas al ambiente de la caldera son inevitables dado que existe una diferencia de temperatura entre el interior de la caldera y el alrededor. A través de los límites de la caldera se produce una pérdida de calor por radiación y convección y es estimada como se muestra en la Gráfica 10. Gráfica 10: Pérdidas por radiación y convección La diferencia existente se encuentra en que la Normativa Europea mantiene una relación de las pérdidas al ambiente con el flujo de calor útil de salida del sistema con una dependencia del tipo de carbón utilizado. El Código Americano en cambio, calcula las pérdidas a partir de datos experimentales como son la superficie expuesta de la caldera y la diferencia de temperatura entre las paredes de la caldera y el aire que la rodea (véase 3.2.4.4). 4.3.2.4 CO inquemado Las partículas de monóxido de carbono inquemado que es expulsado a través de la chimenea contribuye mínimamente a modificar los valores de rendimiento de la caldera. En la instalación de control se conoce el flujo de monóxido de carbono que abandona la caldera en relación al volumen de gases de escape. En la Gráfica 11 se muestran las pérdidas: Radiación y convección de superficie Radiación y convección 0.78% 0.63% Radiación y convección ASME CEN 45 Gráfica 11: Pérdidas por monóxido de carbono inquemado Esta pérdida es igual en ambos estándares debido a que el poder calorífico del monóxido de carbono no varía de uno a otro. 4.3.3 Rendimiento El rendimiento calculado a partir de los dos estándares, ambos basados sobre el poder calorífico inferior y hallado mediante a través del método indirecto, obtienen los valores expuestos en la Gráfica 12: Gráfica 12: Rendimiento sobre el poder calorífico inferior La diferencia resultante es de aproximadamente tres décimas en porcentaje. Las mayores variaciones aparecen en las pérdidas en partículas de inquemados y en las pérdidas de calor sensible en superficie. CO CO 0.05% 0.05% CO inquemado ASME CEN ASME CEN 91.98% 92.32% Rendimiento sobre PCI 46 Los resultados han sido hallados tras hacer el cómputo total de las pérdidas respecto a la energía total de entrada al sistema, siendo en ASME las de la Gráfica 13: Gráfica 13: Resumen de pérdidas en ASME Proceso similar ha sido realizado para la Normativa Europea, expuestas en la Gráfica 14: Gráfica 14: Resumen de pérdidas en CEN 5.65% 0.35% 0.09% 0.11% 0.86% 0.13% 0.78% 0.05% 8.02% Pérdidas ASME 6.11% 0.09% 0.08% 0.72% 0.63% 0.05% 7.68% Pérdidas CEN 47 5 Conclusiones El presente proyecto fin de carrera ha analizado las diferencias existentes en dos de las más importantes normativas referentes al cálculo del rendimiento en calderas: ASME PTC 4 - 2008 y CEN EN 12952-15:2003. Se ha realizado una comparación teórica y practica de ambas gracias a los programas generados para ello que se han aplicado a un ejemplo. En la Tabla 15 se muestra un resumen de los principales resultados en la caldera analizada. ASME CEN Error Absoluto Error Relativo Rendimiento sobre PCI 91.98 % 92.32 % -0.34 % 0.37% Combustible 23.68t/h 23.80 t/h 0.12t/h 0.51% Créditos 6.99 % 6.13 % 0.86 % 12.30% Precalentador de aire 6.75 % 6.93 % -0.18 % 2.67% Pérdidas en gases de escape 6.2 % 6.11 % 0.09 % 1.45% Pérdidas en calor sensible en residuos 0.13 % 0.11 % 0.02 % 15.38% Pérdidas en carbono inquemado 0.86 % 0.75 % 0.11 % 12.79% Pérdidas en radiación y convección 0.78 % 0.65 % 0.13 % 16.67% Pérdidas en CO inquemado 0.05 % 0.05 % <0.01 % <0.1% Tabla 15: Resumen de resultados 5.1 Equivalencia Ambos estándares son semejantes en cuanto al propósito (cálculo del rendimiento en calderas) y en cuanto a los limites cubiertos por ambos. A pesar de la diferente nomenclatura usada a la hora de denominar las principales corrientes energéticas, sobre todo en las pérdidas, los valores obtenidos son muy similares tanto individualmente (potencia de salida, créditos y combustible estimado en la entrada) como en el cómputo total del rendimiento. Las principales similitudes encontradas en los resultados prácticos han sido las siguientes: - Los créditos aportados por el precalentador de aire son similares. - Las pérdidas en los gases de escape tiene una mínima desviación siendo este el grupo de pérdidas más importante, a pesar de contar con diferente composición en ambos estándares (ASME fija la composición final de los gases de escape mientras que CEN la calcula dependiendo de los productos en la combustión). 48 - Las pérdidas en el monóxido de carbono son iguales. 5.2 Diferencias La principal diferencia reside en que ASME calcula el rendimiento en base al poder calorífico superior mientras que CEN distingue entre inferior y superior. Tras transformar el rendimiento calculado por el código americano al poder calorífico inferior, se puede apreciar una diferencia mínima (0.34% en el valor del rendimiento de caldera). Además, el método preferido de cálculo en ASME es la eficiencia de combustible y en CEN es el rendimiento de caldera. Individualmente, las mayores diferencias se obtienen en los siguientes grupos de pérdidas: - Los créditos totales son diferentes debido a que existe un término computable en la normativa Europea perteneciente a la contribución negativa del agua procedente del combustible (-1.02%) ya que se realizan los cálculos en base seca. - Pérdidas por radiación y convección de superficie: La diferencia que aparece reside en el método de cálculo. ASME depende principalmente de la diferencia de temperatura de la superficie con el entorno mientras que CEN tiene una relación con la potencia de salida. - Residuos: Los valores de las propiedades termodinámicas son diferentes en ambos estándares. ASME tiene una dependencia de los poderes caloríficos con la temperatura mientras que en CEN es constante. 5.3 Conclusiones generales A la vista de los resultados, el propósito de los estándares es el mismo y sus resultados son muy similares. La equivalencia de ambos estándares queda demostrada cuando el propósito del estudio sea una comparación del rendimiento global de una caldera de vapor. En el caso de necesitarse una comparación más exhaustiva y de gran exactitud (como por ejemplo, pérdidas individuales), esta no se aconseja ya que existen diferencias en algunos métodos y propiedades termodinámicas. En caso de requerirse una comparación de una misma caldera de vapor a lo largo del tiempo debe usarse el mismo estándar. Esta es la única forma que permite asegurar si 49 existen desviaciones de un test a otro cuando la precisión y regularidad en los valores es un factor importante. 5.4 Perspectivas La principal línea de continuación del proyecto es la actualización de los programas de cálculo para el cálculo de más pérdidas; además de la incorporación de procedimientos para la obtención de errores e incertidumbres a partir de series de datos de entrada, de manera que permita conocer cómo afectan en el valor final del rendimiento mediante análisis de sensibilidad.