• Author / Uploaded
• Garcia Asmad Jhonn

Citation preview

CALDERAS INDUSTRIALES

Calderas Industriales Cuando James Watt observo que se podría utilizar el vapor como un fuerza económica que remplazaría la fuerza animal y manual, se empezó a desarrollar la fabricación de calderas, hasta llegar a las que actualmente tienen mayor uso en las distintas industrias de nuestro país. Las primeras calderas tenían el inconveniente que los gases calientes estaban en contacto solamente con su base, y en consecuencia se aprovechaba mal el calor del combustible. Debido a esto las instalaciones industriales fueron perfeccionándose, colocándose el hogar en el interior de la caldera y posteriormente se le introdujeron tubos, para aumentar la superficie de calefacción. Si por el interior de los tubos circulan gases o agua, se les clasifican en igneotubulares (tubos de Humo) y acuotubulares (Tubos de agua) .

Tipos de Calderas

Calderas Igneotubulares o Pirotubulares: Son aquellas en que los gases y humos provenientes de la combustión pasan por tubos que se encuentran sumergidos en el agua. Ventajas: Menor costo inicial debido a su simplicidad de diseño. Mayor flexibilidad de operación Menores exigencias de pureza en el agua de alimentación. Inconvenientes: Mayor tamaño y peso. Mayor tiempo para subir presión y entrar en funcionamiento. No son empleables para altas presiones

Calderas Acuotubulares: Son aquellas en que los gases y humos provenientes de la combustión rodean tubos por cuyo interior circula agua. Ventajas: Pueden ser puestas en marcha rápidamente. Son pequeñas y eficientes. Trabajan a 30 o mas atm. Inconvenientes:

Mayor consto Debe ser alimentadas con agua de gran pureza.

Flujos de Gases en los distintos tipos de Calderas:

Algunas Fotos y Esquemas Esquema de flujo de gas de caldera con reaprovechamiento de gases:

Acercamiento a el quemador de una caldera:

Tiro La diferencia de presión conocida corrientemente por tiro se suele expresar en milímetros o pulgada de agua, su medición se hacer por encima o por debajo de la presión atmosférica. En la figura apárese un medidor de tiro con escala inclinada y alcance reducido. El tiro es necesario para el funcionamiento del hogar de una caldera, con el fin de poderle suministrar el aire necesario para la combustión del combustible y arrastrar los gases quemados hacia el exterior a través de la chimenea. El tiro puede ser natural o mecánico. El primero se produce por un efecto térmico y el segundo mediante inyectores de vapor o ventiladores.

Tiro Natural Tiro Natural

Tiro Mecánico Tiro Mecánico

Tiro Natural La diferencia de presión denominada tiro natural, se produce por el efecto creado por una chimenea. Su valor depende de la altura de la boca de la chimenea sobre el nivel del emparrillado del hogar, y de la diferencia media de temperatura entre la de los gases quemados en la chimenea y la del aire exterior. Las variaciones metereorológicas, las condiciones de funcionamiento de la caldera y la altura de la chimenea tienen una marcada influencia sobre el valor del tiro. El tiro natural no consume energía mecánica y esta indicado en pequeñas centrales cuando la carga no varia considerablemente o en donde las calderas no han de desarrollar grandes producciones de vapor con gran rapidez. .

Ecuaciones básicas: 

El tiro teórico en centímetros de columna de agua es:

Donde h es la altura de la chimenea da es la densidad del aire del exterior dg es la densidad de los gases dentro de la chimenea D es el peso de un metro cubico de agua a la temperatura de la chimenea 

Otra forma de expresar lo anterior es:

Donde : B es la presión barométrica Ta la temperatura del aire Tg la temperatura de los gases Cabe destacar que el valor teórico de tiro raras veces se obtiene con una chimenea y el valor real puede se 0,8 del posible teórico. 

La velocidad teórica de los gases quemados, es:

En realidad las velocidades de los gases quemados oscilan entre 30% y 50% de las velocidades teóricas, debido a las rugosidades de la chimenea. 

El área de la sección recta de la chimenea, en m2 es:

en donde: Q es el volumen de los gases K es el coeficiente de velocidad 0,3 a 0,5 V es la velocidad teórica

VER EJEMPLO: Ver Ejemplo

Ejercicio resuelto Una central de calderas de vapor consume 9080 Kg. de Carbón por hora y produce 20 unidades de gases por unidad de Carbón quemado. La temperatura del aire del exterior es 32,2 °C , La temperatura media de los gases quemados al entrar en la chimenea es 343,3 °C y la temperatura media de aquellos en el interior es 260 °C. La densidad del fluido del aparato medio del tiro es 996,24 Kg/m 2 , y el tiro teórico vale 2,29 cm de agua en la base de la chimenea, cuando al presión atmosférica es de 760 mm/Hg . Calcular las dimensiones de la chimenea requerida. Nota: Adopte un coeficiente de velocidad de 0,4.

Solución

Suponiendo que la densidad de los gases sea igual a la del aire seco a 343,3 °C, esto es, 0,5758 kg/m3 , se tiene:

El diámetro de la chimenea valdrá:

El punto débil de este calculo esta en elegir el coeficiente de velocidad y la relación del tiro real y el tiro teórico posible.

Tiro Mecánico El tiro creado por la acción de inyectores de aire vapor o mediante ventiladores se conoce como tiro mecánico, el cual se requiere cuando deba mantenerse un determinado tiro con independencia de las condiciones atmosféricas y del régimen de funcionamiento de la caldera. Diferentes sistemas de tiros mecánicos. Los mas corrientes son dos: el forzado y el inducido. El tiro forzado se obtiene soplando aire en el interior de los hogares herméticos bajo las parrillas y hogares mecánicos, o a través de quemadores de carbón pulverizado. El tiro inducido se consigue con un

ventilador de chorro o con un ventilador centrifugo colocado en los humerales, entre las calderas y la chimeneas, o en la base de esta. El efecto de tiro inducido consiste en reducir la presión de los gases por debajo de la presión atmosférica y descargar los gases a la chimenea con una presión positiva. Cuando se emplea una combinación de tiros inducido y forzado de manera que sobre el fuego del hogar la presión es prácticamente la atmosférica, se dice que el tiro es equilibrado. Economizadores En la mayoría de los casos la temperatura de salida de los gases de la caldera supera en unos 60ºC como mínimo, a la temperatura de saturación del vapor producido, por lo que la reducción de esta temperatura permite un ahorro sensible en el aporte calorífico del equipo de combustión.

En términos generales, puede asegurarse que un descenso de 10ºC en la temperatura de los gases conlleva un ahorro de 0,45%, lo que representa 0,32 Kg. de fuel-oil por tonelada de vapor producido. La instalación de economizadores a partir de calderas de 10 T/h es rentable, consiguiendo amortizaciones inferiores a tres años. En todos los casos debe evitarse una temperatura de salida de gases inferior al punto de rocío, que dependerá del contenido en SO2 de los gases. Si el combustible es gas natural puede reducirse la temperatura de los gases hasta valores próximos a los 130-150ºC y si el combustible es fuel-oil hasta temperaturas de 170-180ºC. Hay que tener en cuenta en estos casos que el agua de alimentaci¢n debe precalentarse preciamente en su entrada al economizador a una temperatura mínima de 130ºC. Como superficie transmisora de calor se utilizan circuitos de intercambio de calor fabricados con tubo de acero al carbono aleteado. Según sea la naturaleza de los gases de combustión estas aletas pueden ser de aluminio, si el combustible es gas natural, siendo siempre de acero al carbono si el combustible es fuel-oil o gas-

oil. Como complemento a la instalaci¢n de un economizador debe preverse siempre la instalación de un sistema de alimentación contínua de agua que asegure la refrigeración del economizador permanentemente cuando la caldera esté en servicio.

Desgasificadores Para evitar la corrosión por oxígeno de las calderas, es necesario su eliminación del agua de alimentación. Esta eliminación puede realizarse por medios químicos con el consiguiente gasto económico que de forma continua conlleva el consumo de aditivos y el mayor gasto energético que supone el eventual aumento de purgas a que debe someterse la caldera para mantener el contenido de sales recomendado del agua del interior de la caldera. El sistema mas económico y racional para producciones superiores a 6 Tn/h. es instalar un desgasificador térmico que elimina el oxígeno contenido en el agua de alimentación aprovechando el descenso de punto de solubilidad del oxígeno al aumentar la temperatura del agua. A 100ºC, teoricamente, el agua no es capaz de retener ningún gas en disolución por lo que si se eleva la temperatura del agua de alimentación por encima de esta temperatura se logra la completa desgasificación. En la práctica, la temperatura se eleva algo más, por lo que para evitar el cambio a estado vapor, el depósito que contiene el agua debe presurizarse ligeramente. El conjunto desgasificador se compone de: o o o o

Desgasificador propiamente dicho con su correspondiente condensador de vahos Depósito de almacenamiento del agua desgasificada Rampa de vapor para alimentar al desgasificador a la presión adecuada. Cierre hidraúlico para crear la presión necesaria en el depósito.

El agua y los condensados se introducen por la parte superior del desgasificador, y el vapor necesario para alcanzar la temperatura del agua se introduce por su parte inferior del desgasificador. Para mantenimiento de la temperatura del agua del depósito introducimos vapor al depósito. El vapor sobrante se evacúa a través del desgasificador, y en su camino se encuentra a contracorriente con el agua fría introducida, obteniéndose con ello su calentamiento. Para mejorar este intercambio, en el interior del desgasificador se colocan una serie de bandejas perforadas por las que fluye el agua en una fina lluvia que mejora el intercambio térmico con el vapor. El vapor se condensa y cae al depósito junto con el agua de alimentación. Los incondensables (gases disueltos) salen al exterior por la parte superior del desgasificador, circulando a través de un condensador de vahos que es refrigerado por el agua fría de alimentación antes de su entrada al depósito para condensar el eventual vapor que haya podido quedar después de su paso por el desgasificador.

AHORRO DE ENERGIA EN LA EXPLOTACION DE CALDERAS El primer objetivo de todo usuario de calderas es tratar de producir el calor necesario en los puntos de consumo al menor coste posible. Para alcanzar este objetivo se deben analizar todos los parámetros que influyen en el consumo de combustible por ser el principal factor de coste en la producción de calor. El coste total de la producción de calor en un período de de tiempo determinado se obtiene por la suma de los siguientes valores: o o o o

Coste de combustible. Coste eléctrico (ventiladores, quemadores, preparación de combustible, bombas de agua, etc.) Coste de agua y su tratamiento. Coste de mantenimiento. En la TABLA I se indica una estimación en % del coste de producción, según tamaño de caldera, utilizando fuel-oil como combustible y supuestas 2000 h/año de servicio de la caldera (caso vapor).

TABLA I % DE COSTE ENERGETICO EN CALDERAS PRODUCCION EN TERMIAS

1000

2500

5000

10000

COMBUSTIBLE

75,97

80,68

83,21

83,04

ELECTRICIDAD

7,24

3,94

1,69

2,37

AGUA

12,58

13,36

13,78

13,75

MANTENIMIENTO

4,19

2,00

1,31

0,82

COSTE VAPOR Pta/Kg

1,986

1,870

1,813

1,817

BASE CALCULO

FO = 20 Pta/Kg Rend.= 89% Elect.= 15 Pta/Kw Agua + Tratam: = 500 Pta/m3 Condensados = 50%

Para el capítulo eléctrico, en el caso de calderas en servicio, la actuación de ahorro se limita a: Mantener la caldera en las mejores condiciones posibles de limpieza, reduciendo los depósitos de hollín al máximo con el fin de no aumentar el consumo eléctrico del ventilador de aporte de aire. NOTA. El efecto mas positivo (dada la relación de coste de combustible/coste eléctrico) se obtiene en el consumo de combustible por mantenimiento del rendimiento entre periodos de limpieza. Ajustar la temperatura del combustible (caso fuel) al valor mínimo, según tipo de quemador, para mantener la viscosidad dentro de la recomendación del fabricante del mismo. Para consumos superiores a 1500 Kg/h, puede ser interesante utilizar un viscosímetro como medio de control de la temperatura de fuel, sustituyendo los sistemas de regulación basados en la temperatura. Si se está estudiando la compra de una caldera, debe tenerse en cuenta la potencia eléctrica del equipo instalado en la caldera que depende esencialmente del tipo de quemador y pérdida de carga del circuito de gases de la caldera, que deberá ser el menor posible, dentro del abanico de precios existente en el mercado de calderas. El coste de mantenimiento, como puede observarse en la TABLA I no es significativo y es recomendable considerar que un mantenimiento eficiente y exhaustivo, siempre es positivo, garantizándose con ello un menor coste energético, al incidir directamente en el consumo de combustible, el consumo eléctrico y la reducción de las probabilidades de avería. Se puede minimizar el consumo de agua y el coste del tratamiento necesario, considerando: Maximizar el retorno de condensados, con la posibilidad de alimentación directa de los mismos a la caldera. Con un porcentaje de condensados del 80%, en una caldera de vapor saturado a 10 Kg/cm2, el ahorro de combustible es del orden dl 9% si se alimentan directamente estos condensados a la caldera, con un ahorro adicional de 82 l en el consumo de agua por cada 1000 Kg de vapor producido. Minimizar las purgas de caldera, manteniendo en todo momento, los valores del agua en el interior de la caldera de acuerdo con UNE 9100, instalando un sistema de purgas automático tanto de fondo(lodos) como de superficie(sales). Finalmente y parámetro principal es el estudio de la reducción del consumo de combustible actuando de acuerdo con las siguientes etapas de actuación: Ajustar los parámetros de la combustión del quemador instalado para que la combustión del combustible se realice de forma total y completa (CO=0), sin formación de hollín (Bacharac mínimo) y con el valor del exceso de aire lo mas reducido posible. Este ajuste del quemador tiene como consecuencia adicional, reducir la temperatura de salida de gases

de la caldera, reduciendo además el volumen de gases, con la ventaja inherente de reducir el volumen de aire consumido y como consecuencia el consumo eléctrico del ventilador de aporte de este aire. Ajustar la combustión de un quemador de fuel, instalado en una caldera de 5000 Kg/h, de forma que se pase de un índice de exceso de aire de 1,5 (%CO2 = 11,3) a un valor de 1,2 (%CO2 = 14,2) tiene como consecuencia una reducción de la temperatura de gases en chimenea de 250 a 237ºC con unas pérdidas de calor en chimenea del 13,37% en el primer caso y del 10,17% en el segundo, con un ahorro de combustible del 3,21% y una mejora en las pérdidas por chimenea del 24%. Instalar un economizador para la reducción de la temperatura de los gases enviados a la atmósfera, calentando el agua de alimentación antes de su entrada a la caldera, siempre que la rentabilidad de la inversión permita su amortización en un plazo relativamente corto (aprox. 3 años). No deberá sobrepasarse la mínima temperatura de los gases, función del contenido de azufre en el combustible, con el fin de evitar los problemas de corrosión por condensación del punto de rocío del SO4H2. En el caso del fuel-oil, el límite está en los 170ºC con una temperatura del agua de alimentación de 125ºC. Para el caso de gas natural, se considera aceptable una temperatura de 140ºC con temperaturas de agua de alimentación de 70 a 100ºC. Supuesta una caldera con el quemador ajustdo a un valor de 14% de CO2 quemando fuel-oil, instalar un economizador con una reducción de temperatura de gases de 250 a 170ºC representa un ahorro de 674 Pta/Tn. de fuel, supuesto un precio de coste del F.O. de 20.000 Pta /Tn. Dado el coste de la instalación del economizador y su equipo asociado, según sea el tamaño de la caldera y el nº de horas de servicio por año, el retorno de la inversión se realizará en un plazo mas o menos corto. Para calderas de 15000 Kg/h trabajando 24 h/dia y a una potencia media anual del 75%, el periodo de retorno se estima en 3 años. En el caso de gas natural, con el quemador ajustado al 10,5% de CO2, supuesto un precio de la termia de 2,155 Pta, el ahorro de combustible por una reducción de temperatura de 250 a 140ºC es de 1.057 Pta por cada 10.000 termias consumidas. Este ahorro representa que a partir de calderas de 8 Tn/h trabajando 16 h/dia con una potencia media anual del 75%, el periodo de retorno se estima igualmente de 3 años.. Tanto en el caso del fuel como del gas natural, valores superiores de potencia o de uso, reducen logicamente el periodo de retorno al mejorar la rentabilidad del sistema. En casos de calderas de potencia superior a las 10 Tn/h, instalar un sistema de control y regulación de O2 asegura mantener las condiciones óptimas de combustión en todo el rango de modulación del quemador, con independencia de la calidad del combustible y condiciones ambientales, actuando sobre el aire de combustión (El ventilador aporta volumen de aire, pero en la combustión se necesitan Kilos). La instalación de este sistema de control de O2, permite estimar unos ahorros de combustible del 1,5% que supuesto un periodo de retorno máximo de 3 años, es rentable instalar este sistema a partir de un consumo anual de 2.350 Tn. de F.O. o equivalente en gas natural. Estudiado cuanto antecede, la suma de actuaciones en cada apartado, optimizando el funcionamiento de la caldera, da lugar a resultados economicamente interesantes por la rentabilidad que se obtiene al adoptar una política de ahorro energético integral. Como

resumen, ilustramos un caso de una caldera utilizando gas natural de una producción media (10 Tn/h) cuyas condiciones de servicio son las siguientes: Presión vapor

10 Kg/cm2

Temperatura salida gases 244ºC %CO2

8,7

Retorno condensados

75% (Depósito condensados)

Temp. agua alimentación 100ºC Horas/dia

12

Dias/año

250

Potencia global media año 75% Se indica que inversión debe realizarse para obtener unas condiciones de servicio de: Temp. salida de gases 140ºC %CO2 10,4 instalando un sistema de control y regulación de O2, con alimentación directa de condensados a caldera. El resumen de datos, cálculos, ahorros y coste de la inversión de las distintas acciones a realizar se resumen en la TABLA II.

TABLA II AHORRO/INVERSION CONCEPTOS

INICIO

ALIMENTACION AJUSTE CONTROL AHORR ECONOMIZADOR DIRECTA A QUEMADOR O2 AGUA CONDENSADOS

Tª GAS ºC

244

233

140

-----

------

------

%CO2

8,7

10,4

10,4

------

------

------

89,67

93,87

------

1,5% anual ------

CONSUMO GN 6464,5 6300,9 Th

6019

5631,2

------

------

AHORRO Th

163,6

281,9

387,8

------

------

AHORO Th/año ------

343.560

591.990

814.380

177.382

1470 m3/año

AHORRO Pta/año

------

740.371

1.275.738

1.754.989

382.260

705.000

INVERSION

------

100.000

6.000.000

2.000.000

2.100.000

------

TOTAL INVERSION

= 9.200.000 Pta

TOTAL AHORRO

= 4.888.358 Pta

% 87,4 RENDIMIENTO

------

AHORRO 2º año y sucesivos

= 4.117.987 Pta

PLAZO DE RETORNO

= 2 ,5 Años

EL MITO DE LA SUPERFICIE DE CALEFACCION EN LAS CALDERAS PIROTUBULARES Es una costumbre generalizada valorar las calderas por la superficie de calefacción total que disponen, considerando que a mayor superficie de calefacción, la caldera será mejor en relación a otra de superficie inferior. Un análisis profundo de una caldera debe comportar los siguientes aspectos: o o

o o o

o o o o o o o o o o

Diseño de la caldera en sus aspectos de facilidades de inspección, mantenimiento y eventuales reparaciones. Diseño de la caldera en relación a la absorción de las dilataciones diferenciales que se producen entre sus partes. Sistema de unión tubo/placa y en especial en la placa tubular de la cámara trasera de hogar. Tipo de unión placas/envolvente. Dimensionado del hogar, comprobando los valores de carga y densidad específica en relación a las indicaciones de TA-LUFT y Normas DIN de dimensiones de llama:  Carga específica = 0,2*Qi1/2  siendo Qi el calor introducido en Kcal/h. Temperatura de los gases al final del hogar y a la entrada del primer haz tubular. Nº de tubos, tamaño y longitud del primer haz tubular. Nº de tubos, tamaño y longitud del segundo haz tubular. Temperatura gases al final del primer haz tubular y a la salida de la caldera. Velocidad de los gases en las diversas partes de la caldera. Pérdida de carga del circuito de gases. Espesores de las distintas partes del cuerpo a presión y calidad de los materiales empleados. Volúmenes de la cámara de agua y vapor, así como, superficie de evaporación (plano de agua) Sistema separador de vapor. Tipos de controles y seguridades.

o o

Marca de todos los accesorios, equipos y valvulería instalados en la caldera. Tipo de equipo de combustión. Producción mínima garantizada.

Como se puede ver, el valor de la superficie total de la caldera no aparece en el análisis anterior y como mucho tenemos el análisis de las distintas superficies de calefacción que componen la caldera y que tienen un comportamiento diferente. Indicamos unos valores medios orientativos de los flujos caloríficos a través de las distintas partes de una caldera: Tubo hogar

124.300 Kcal/h  220 Kg/h

Cámara hogar

64.400 Kcal/h  114 Kg/h (Valor medio)

Envolvente

31.600 Kcal/h  56Kg/h

Placa tubular

145.700 Kcal/h  258 Kg/h

Placa trasera1

57.500 Kcal/h  278 Kg/h

Primer haz

21.400 Kcal/h  38 Kg/h

Segundo haz

6.000 Kcal/h  10,6 Kg/h

Según sea la importancia relativa de una superficie frente a otra, el valor medio variará, de forma que si se aumenta la superficie de los haces tubulares y en especial el segundo, el valor medio de Kg/m 2 total de la caldera bajará, sin que ello quiera decir que se mejoran las prestaciones de la caldera. En los primeros diseños de este tipo de calderas pirotubulares, de hogar interior, cámara húmeda y tres pasos, alrededor del inicio de los años sesenta se diseñaban con vaporizaciones medias de 25 Kg/m 2 con hogares sobredimensionados y gran número de tubos y gran diámetro, ofreciéndose al mercado "calderones" en comparación con las dimensiones actuales de calderas de igual producción. A medida de que los incrementos de coste de los materiales y en especial de la mano de obra fueron siendo mas importantes, se tuvieron que diseñar calderas con tasas medias de vaporización superiores, reduciendo significativamente la superficie de calefacción por convección (haces tubulares) que da las tasas de transferencia de calor mas pequeñas, por medio de menor número de tubos y en ciertos casos de menor diámetro, además de ajustar las dimensiones del hogar a los valores límites según Normativa, en función de la potencia nominal de la caldera. Esta evolución en el diseño fué tan espectacular que se alcanzaron diseños con tasas medias de evaporación de 60 Kg/m2 que comportaban unas pérdidas de carga elevadas en el circuito de gases. Actualmente los principales fabricantes europeos de este tipo de calderas, con producciones anuales de mas de 3000 unidades, diseños sus calderas bajo los siguientes patrones:

o o o o

Hogares dentro los límites DIN y TA-LUFT Temperatura máxima de entrada de los gases al primer haz tubular de 1000 ºC Rendimiento (sin economizador) : 89,5  90% Pérdida de carga en el circuito de gases : 40 a 120 mmH2O (variable, incrementándose con el tamaño de la caldera).

Estas condiciones dan como resultado unas tasas medias del orden de 45  55 Kg/m2, sin que este valor sea indicativo de nada mas. Finalmente , otro mito existente en el mercado de las calderas es de que el precio de venta de una caldera debe ser proporcional a su superficie de calefacción. Veamos una descomposición típica del precio de venta de una caldera de vapor: Cuerpo a presión (Chapa y tubos)

17.14%

Complementos (Bancada, aislamiento, Cajas)

9,47%

Mano de Obra

22,70%

Accesorios

4,84%

Doble bomba de agua

4,98%

Cuadro eléctrico

4,55%

Equipo de combustión

36,32% TOTAL 100 %

Una variación de un 20% en la superficie de calefacción media de una caldera, afectará principalmente a los tubos y en una reducción de mano de obra además de una ligera disminución del valor de las chapas del cuerpo caldera y aislamiento. Estas reducciones afectarían solo al 49,31% pues los accesorios, bombas quemador y cuadro eléctrico permanecen invariables. Esta reducción como máximo podría alcanzar un 4% del valor total de la caldera y dado que un 50% del precio de la caldera depende del equipo instalado en la caldera podría darse el caso de que calderas con menor superficie de calefacción fuesen del mismo precio que otras de mas superficie, debido a las eventuales diferencias de calidad y por ende de precio entre estos accesorios. Así pués, valorar en su justa medida la relación calidad/precio de las diversas calderas existentes en el mercado, conlleva un estudio en profundidad de los equipos que afectan prácticamente al 50% del precio y que normalmente son los causantes de los problemas que pueden aparecer durante el servicio de la caldera, tales como, quemador, válvulas de cierre y seguridad, elementos de control, etc. El fabricante de una caldera, debe ser libre de escoger el diseño que considere mejor desde su punto de vista técnico-comercial y el

Comprador solamente debe exigir una garantía real sobre la prestación y rendimiento de la caldera, así como, vida del equipo instalado, una vez convencido de la caldera a adquirir tras realizar el análisis exhaustivo indicado al inicio y olvidados los mitos de las tasa media de vaporización.

LA DESGASIFICACION TERMICA Y SUS VENTAJAS De acuerdo con las especificaciones de la Norma UNE 9.100 relativas al agua de alimentación para las calderas, el contenido de O2 disuelto en el agua debe ser nulo. Para obtener esta eliminación del oxígeno disuelto en el agua se puede utilizar el metódo químico por adición de un captador de O2, tal como: Hidracina, Aminas o Sulfito sódico (SO3Na2), o por un sistema físico como es el de calentar el agua de alimentación a la caldera por encima de los 100ºC, temperatura a la cual el agua no puede contener gases en disolución. En las industrias del ramo de la alimentación está prohibido el uso de Hidracina Aminas y derivados por la toxicidad de estos productos y su eventual contaminación de los productos elaborados, por lo que para la eliminación del O2 del agua de alimentación solo queda el recurso de utilizar el sistema de adición de sulfito o la eliminación del O2 por desgasificación térmica. Un desgasificador térmico consiste en una cámara colocada sobre el tanque de alimentación de agua a la caldera que contiene una serie de bandejas perforadas por las que cae el agua de alimentación introducida por su parte superior y circulada a contracorriente esta lluvia de agua en finas gotas por vapor producido por la caldera o por el revaporizado de los condensados recogidos lográndose con ello su calentamiento y como consecuencia la separación del aire disuelto en el agua. Para asegurar que la eliminación ha sido completa se eleva la temperatura del agua hasta los 102 -105ºC por lo que el conjunto de desgasificador y depósito de alimentación deben estar cerrados y presurizados a una presión de 0,5 Kg/cm2 que se obtiene por el propio vapor alimentado. La salida de los incondensables (aire) se realiza por la parte superior del desgasificador mediante un válvula de punzón que comunica con la atmósfera. La instalación de un sistema de desgasificación térmica del agua de alimentación de una caldera ofrece las siguientes ventajas: o

Alimentación de agua a la caldera a 105ºC, reduciendo los inconvenientes de los choques térmicos y las oscilaciones de presión en los casos de alimentación de agua del tipo Todo/Nada.

Reducción del porcentaje de purgas a realizar en la caldera para mantener el contenido de sales disueltas según se especifica en la norma UNE 9100. o Como consecuencia de lo anterior, reducción en la cantidad combustible consumido. o Eliminación del coste correspondiente al consumo de sulfito. Estos ahorros pueden alcanzar un valor a considerar y son función en cada caso de las condiciones particulares de cada instalación. o



Transcribimos en la Tabla siguiente el contenido de O2 en el agua en función de la temperatura de la misma. Temperatura ªC

Oxígeno (mg/l)

10

11.2 20

9,13

30

7,56

40

6,71

50

5,71

60

4,85

70

4,07

80

2,85

90

1,5

100

0,12

La reacción química de 2SO3Na2 + O2 = 2SO4Na2 nos indica que la proporción en peso es de que 2 x 126 g de sulfito reaccionan con 32 g de oxígeno para dar 284 g de sulfato sódico. Supongamos el caso de una caldera de 10.000 Kg/h de vapor a 10 Kg/cm2 que se alimenta con agua de una salinidad de 120 mg/l y que la salinidad del agua en el interior de la caldera debe mantenerse como máximo en un valor de 4000 ppm. En la Tabla siiguiente se indica la relación exixtente entre el % de retorno de condensados, la temperatura del agua de alimentación, el contenido de O2 y el porcentaje de purgas a realizar para mantener las condiciones reglamentarias de 4000 ppm en el interior de la caldera.

RENDIMIENTO ENERGETICO: CENTRALES ELECTRICAS TRADICIONALES VERSUS PLANTAS DE COGENERACION Cuando una empresa decide instalar un sistema de cogeneración su objetivo es el reducir su factura energética al generar de forma conjunta electricidad y calor. El coste de generar electricidad y calor en la propia planta undustrial es inferior a la suma de los costes de la electricidad y del combustible empleado en la generación del calor necesario. Vamos a analizar el rendimiento energético de una central eléctrica tradicional y el de las distintas formas de cogeneración. La ventaja de la cogeneración esta en el mejor aprovechamiento de la energía primaria necesaria para producir la misma cantidad de electricidad en una central convencional, utilizando el mismo tipo de combustible. En la TABLA I se indican los rendimientos energéticos de las centrales convencionales según el tipo de combustible empleado. TABLA I RENDIMIENTO ENERGETICO DE CENTRALES CONVENCIONALES Ref.: P.C.S. COMBUSTIBLE

Kcal/Kwhe Kwhe/Kwht

Fuel-Oil (Central con caldera)

2.550

0,337

Gasoil(Central con motor Diesel) 2.600

0,331

Hullas y antracitas

2.800

0,307

Lignitos negros

2.900

0,297

Lignitos pardos

3,180

0,270

Gas natural

2.500

0,344

En la TABLA II se relacionan los valores de P.C.S. y P.C.I. de los combustibles líquidos y gaseosos empleados en motores y turbinas. A la vista de las tablas citadas, teniendo en cuenta que las pérdidas por transporte y distribución de la electricidad desde la central hasta la conexión en el autogenerador es del 10,2%, los consumos específicos referidos al PCI de una central convencional son los siguientes por aplicación del método de cálculo siguiente: TABLA II POTENCIAS CALORIFICAS COMBUSTIBLE PCS/Kg(Nm3) PCI/Kg(Nm3) GAS NATURAL 10.558

9.300

GASOLEO

10.695

10.000

FUEL-OIL

10.288

9.600

Consumo específico de GN(PCS) según TABLA I:

2500 Kcal/Kwhe

Relación PCI/PCS:

0,904

9300/10558

Consumo específico de GN (PCI) Cambio a Kwht:

2260 Kcal/Kwhe 2260/860

2,628 Kwht/Kwhe

Consumo específico de GN en central (PCI): 23,628 / (1-0,102) 2,926 Kwht/Kwhe y el consumo específico de energía (gas natural) máximo que puede tener el industrial que aspire a tener el título de cogenerador será de 2,926*(1-0,45) = 1,609 Kwht/Kwhe. En la TABLA III se indica los consumos específicos de los combustibles líquidos y gaseosos normalmente empleados en cogeneraciones industriales. TABLA III CONSUMOS ESPECIFICOS REFERIDOS AL PCI PARA OBTENER EL TITULO DE COGENERADOR COMBUSTIBLE

CONSUMO CENTRAL CONSUMO COGENERADOR Kwht/Kwhe Kwht/Kwhe

GAS NATURAL 2,926

1,609

GASOIL

3,147

1,731

FUEL-OIL

3,081

1,694

En una instalación determinada, el cálculo del aumento del consumo específico sobre una central convencional se realizará considerando la energía eléctrica producida y el consumo de energía aportada por el combustible por encima del necesario para la producción del calor útil obtenido por el sistema de cogeneración instalado, considerando un rendimiento del 89% en la producción de esta cantidad de calor en un sistema tradicional. Así pués: Si el valor obtenido aplicando la fórmula anterior es inferior a los valores indicados en la TABLA III (según combustible), el industrial está en condiciones de solicitar el título de cogenerador y beneficiarse de las ventajas fiscales establecidas en la Ley de Conservación de la Energía, pues el ahorro mínimo sería: 2,926 - 1,609 = 1,317 Kwht/Kwhe. Logicamente, cuanto menor sea el aumento de consumo específico o mayor sea el índice cogenerador, mayor rentabilidad ofrecerá la instalación de cogeneración a instalar. A través de los casos que presentamos seguidamente, relativos a utilizar gas en turbina o motor Diesel o quemar fuel-oil en un motor Diesel, parece claro que debe diseñarse la caldera para una utilización lo más cercana posible al 100% de su capacidad nominal, recuperando el máximo calor posible de los gases que deberán ser enfriados hasta temperaturas ligeramente superiores al punto de rocío, según sea el contenido de azufre del combustible, utilizándose para ello economizadores, teniendo en cuenta de que en el mismo no se produzca vaporización, aún a bajo cargas. En la práctica si el combustible es gas pueden enfriarse los gases hasta los 120ºC, si el combustible es gasóleo hasta los 170ºC y si es fuel-oil no deberá ser inferior a los 200ºC.

Finalmente si la cogeneración se realiza con motores Diesel, es básico que se pueda consumir el mayor porcentaje posible del calor de los circuitos de refrigeración en forma de agua caliente. CASO TURBINA CON GAS NATURAL Veamos el caso de una instalación de cogeneración con una turbina de gas cuyas condiciones de servicio son: < Producción eléctrica: 3950 Kwh Consumo gas: 14.000 Kwh Caudal gas escape: 17,5 Kg/s Temperatura gases: 515 ºC Consumo compresor gas: 45 Kwh estudiando la variación del índice cogenerador en función de la producción de vapor desde una producción de vapor sin postcombustión hasta las condiciones de máxima post-combustión (1000ºC), en el supuesto que el consumo de vapor saturado a 11 Kg/cm2 de la instalación sea a lo largo del año del 80% de la producción nominal de la caldera. Volumen de gas: Producción de vapor sin postcombustión: Consumo de gas en caldera convencional: Consumo medio: Aumento de consumo específico: Indice de cogeneración:

Pv = 49873,3*(515*0,33856150*0,32971)/(664,5-100)

= 10814 Kg/h

10814*564,5/0,89 = 6.858.992 Kcal/h

= 7975,6 Kw

0,8*7975,6

= 6380,5 Kw = 1,951 Kwht/Kwhe = 0,3332

(14000-6380,5)/(3950-45) (2,926 - 1,951)/2,926

Para alcanzar un índice del 45% debe aumentarse la producción de vapor mediante un sistema de post-combustión instalado antes de la entrada de gases a la caldera, elevando la temperatura de los mismos y recuperando el calor hasta una temperatura de escape a la atmósfera de 120ºC. En la TABLA IV se indica los índices de cogeneración alcanzados para diversas potencias de calor introducido por post-combustión. De su análisis se observa que para alcanzar el 45% del índice cogenerador, el consumo de vapor debe superar un valor determinado que en este caso es practicamente el doble de la producción de la caldera sin post-combustión (10.682 Kg/h). Así mismo, puede observarse que la post-combustión mejora sensiblemente el índice cogenerador para un determinado % de consumo de vapor sobre el vapor nominal de la caldera. TABLA IV CASO TURBINAS A GAS. INDICES DE COGENERACION SEGUN POTENCIA DE POST-COMBUSTION

Un.

1

2

3

4

5

6

V.gases turbina Nm3/h

49873,3

49873,3

49873,3

49873,3

49873,3

49873,3

T.gases turbina ºC

515

515

515

515

515

515

Calor P.C. nominal Kw

0

1264

2948

4675

6438

8272

Temp.P.C. ºC

515

600

700

800

900

1000

V.gases post-comb. Nm3/h

49873,3

50032,4

50244,4

50461,8

50683,7

50914,6

Prod.vapor nominal Kg/h

10814

14096

17266

20433

23709

27116

Consumo vapor Kg/h

8651

11276

13781

16346

18967

21693

Consumo cald.conv. Kw

6380

8317

10163

12056

13989

15999

Aumento consum.esp Kwht/Kwhe

1,951

1,779

1,737

1,695

1,652

1,606

Indice %

32,32

39,20

40,61

42,07

43,55

45,09

En la TABLA V se indica la variación del índice cogenerador en función del % del consumo de vapor en relación al nominal de la caldera, indicando la temperatura de post-combustión que deben alcanzar los gases para obtener un índice cogenerador del 45%, supuestos los datos base del caso que se estudia. A la vista de los resultados de la TABLA V, puede generalizarse que la turbina debe dimensionarse para que el consumo medio de vapor se obtenga en la caldera de recuperación (con post-combustión) trabajando el máximo de tiempo posible al 100% de carga y completando las demandas puntas por medio de la caldera existente trabajando en cascada. TABLA V CASO TURBINA A GAS INDICE COGENERADOR SEGUN % DE CONSUMO DE VAPOR EN RELACION A LA POTENCIA NOMINAL DE LA CALDERA Un.

75%

80%

85%

90%

95%

100%

P.vapor nominal sin P.C.

Kg/h

10814

10814

10814

10814

10814

10814

Consumo vapor real

Kg/h

8110

8651

9192

9732

10273

10814

Consumo real cald.conv.

Kw

5981

6380

6779

7128

7577

7976

Aumento consumo esp.

Kwht/Kwhe

2,053

1,951

1,849

1,747

1,645

11,542

Indice

%

29,83

33,32

36,80

40,29

43,78

47,30

Temp. P.C.(i=45%)

ºC

1000

1000

719

524

516

----

Prod.vapor nominal

Kg/h

-----

27116

18134

12027

11779

10814

Consumo vapor real

Kg/h

-----

21693

15414

10824

10601

10462

CASO MOTOR CON GAS NATURAL Vamos a estudiar de una forma simplificada el caso de un motor a gas natural, cuyas condiciones de servicio son: Producción eléctrica: Consumo gas(PCI):

627 Kw 1832 Kw

Calor agua cilindros: 438 Kw Calor circuito de aceite: 82 Kw Calor circuito de aire: 92 Kw Caudal gases escape: 3596 Kg/h Temperatura gases: 438 ºC Si solo se aprovecha el calor de los gases de escape para la producción de vapor a 6 Kg/cm2, con temperatura de salida de los gases a la atmósfera de 150ºC, tenemos: Volumen de gases

= 3596/1,2632

= 2846,7 Nm3/h

Producción de vapor

= 2846,7*(147,5149,456)*0,98/(659,5-100)

= 444 Kg/h

Consumo de gas en cald. convencional

= 444*559,5/0,89

= 279121,3 Kcal/h = 324,5 Kw

El aumento de consumo específico será:

(1832-324,5)/627

= 2,404 Kwht/Kwhe

El índice cogenerador:

(2,926-2,404)/2,926

= 0,1784

Es decir, que no se alcanza el mínimo establecido por la Ley para acogerse a sus beneficios. Para mejorar este valor debe aprovecharse el calor residual en forma de agua caliente de los circuitos de refrigeración de los cilindros,aceite y aire de los que se disponen 612 Kwht (430 + 82 + 92). El aumento de consumo específico debe ser, como mínimo, de 1,609 Kwht/Kwhe por lo que el consumo de GN en calderas convencionales para la producción de calor sería de: 1832 - 627*1,609 = 823,157 Kwht que equivalen a 823,157*0,89 = 732,6 Kwht útiles. Como que la producción de vapor es de 288,8 Kwht, debemos aprovechar como mínimo 732,6 - 288,8 = 443,8 Kwht de los 612 Kwht disponibles, es decir, el 60,57% de este calor. En algunas empresas, el consumo de agua caliente es mínimo (calefacción en épocas invernales, agua sanitaria, etc.) por lo que para mejorar el índice cogenerador podría plantearse aumentar la producción de vapor mediante un sistema de post-combustión. En la TABLA VI se indican los valores obtenidos con diversos grados de post-combustión, supuesto un consumo real del 90% de la producción nominal de la caldera, en donde puede observarse que a pesar de aumentar fuertemente el grado de post-combustión, es necesario aprovechar una parte importante del calor útil contenido en los circuitos de refrigeración del motor. TABLA VI INDICES DE COGENERACION EN MOTORES A GAS CONSUMO REAL = 90% PRODUCCION NOMINAL

Un.

1

2

3

4

5

Vol.gases

Nm3/h

2846,7

2846,7

2846,7

2846,7

2846,7

Temp.gases

ºC

438

438

438

438

438

Calor p.c.

Kw

------

181,19

301,78

425,35

551,56

Temp.gases P.C.

ºC

438

600

700

800

900

Vol.gases p.c.

Nm3/h

2846,7

2864,94

2877,09

2889,53

2902,24

Prod.vapor nominal

Kg/h

444

807

986

1170

1358

Aumento cons.esp.

Kwht/Kwhe

2,456

2,335

2,32

2,305

2,289

Indice

%

16,06

20,19

20,71

21,23

21,76

Disponibilid. a.caliente

Kw

612

612

612

612

612

Consumo GN (i= 45%)

Kw

823,157

823,157

823,157

823,157

823,157

Diferencia cald.conv.-p.c.

Kw

292,11

367,96

377,34

386,95

398,77

Diferencia calor útil

Kw

259,98

327,48

335,83

344,38

353,12

Consumo útil necesario (i=45%)

Kw

732,61

732,61

732,61

732,61

732,61

Consumo a.c. necesario (i=45%)

Kw

472,63

405,12

396,78

388,22

378,48

Consumo a.c./a.c. disp.

%

64,51

55,30

54,46

52,99

54,80

CASO MOTOR A FUEL-OIL Realizamos un estudio similar a los anteriores, con un motor quemando fuel-oil cuyas condiciones de servicio son: Producción eléctrica: 3620 Kw Consumo F.O. (PCI): 8160 Kw Calor agua cilindros: 522 Kw Calor circuito aceite: 555 Kw Calor circuito aire: 1328 Kw Caudal gases escape: 23432,8 Nm3/h Temp.gases escape: 320 ºC Veamos el aprovechamiento del calor contenido en los gases para la producción de vapor a 6 Kg/cm2, enfriando los gases hasta 200ºC para prevenir los eventuales problemas de corrosión por punto de rocío de los gases, dado el alto contenido de azufre del fuel-oil (3,5%). Producción de vapor: Pv = 23432,8*(320*0,32636 - 200*0,32321)*0,98/(659,5-100) = 1633 Kg/h Consumo de fuel-oil en caldera convencional: 1633*559,5/0,89 = 1.026.588,2 Kcal/h = 1193,7 Kw El aumento de consumo específico será: (8160 - 1193,7)/3620 = 1,924 Kwht/Kwhe El índice cogenerador: (3,147 - 1,924)/3,147 = 0,388 < 0,45 Para poder alcanzar el 45% de índice cogenerador que exige la ley para disfrutar de los beneficios establecidos, debe consumirse parte del calor residual de los circuitos de agua caliente de refrigeración, de los que se disponen 2405 Kw (522 +555 + 1328).

El aumento de consumo específico en este tipo de motores debe ser de 1,731 Kwht/Kwhe, por lo que el consumo de fuel-oil en calderas convencionales para la producción de calor debería ser: 8160 1,731*3620 = 1893,78 Kwht, que equivalen a 1893,78*0,89 = 1685,46 Kwht útiles. La producción de vapor obtenida de los gases de escape es de 1062,39 Kwht, por lo que deberemos aprovechar como mínimo 1685,46 - 1062,39 Kwht de los 2405 Kwht disponibles, que representa el 25,9% de este calor. En la TABLA VII damos los distintos índices de cogeneración en funcion del % de consumo real de la producción de la caldera, indicando para cada caso el % de consumo mínimo de agua caliente para alcanzar el 45% de índice cogenerador. TABLA VII INDICES DE COGENERACION EN MOTORES DIESEL A FUEL-OIL Un.

1

2

3

4

5

Vol.gases

Nm3/h

23432,8

23432,8

23432,8

23432,8

23432,8

Temp.gases

ºC

320

320

320

320

320

Prod.vapor nominal

Kg/h

1633

1633

1633

1633

1633

Consumo real

%

80

85

90

95

100

Cons. cald. convencional

Kw

955

1014,6

1074,3

1134

1193,7

Aumento cons. esp.

Kwht/Kwhe

1,99

1,973

1,957

1,941

1,924

Indice

%

36,7

37,3

37,81

38,32

38,8

Disponibil, a.caliente

Kw

2405

2405

2405

2405

2405

Consumo FO cald. conven. (i=45%)

Kw

1893,78

1893,78

1893,78

1893,78

1893,78

Prod.calor útil

Kw

1685,46

1685,46

1685,46

1685,46

1685,46

Cons.a.c. útil

Kw

835,5

782,4

729,3

676,2

623

Cosumo a.c.

%

34,74

32,53

30,32

28,11

25,90

Sistema automático de monitorización de las condiciones locales de combustión en calderas industriales. Una de las herramientas de diagnóstico más potentes actualmente disponibles para la mejora de la operación en calderas industriales es la tecnología OPTICOM (patente en curso).

Ver vídeo (AVI 682KB)

El sistema OPTICOM permite identificar malfunciones ocultas de la caldera, como severas descompensaciones locales entre aire y combustible, que dan como resultado altos niveles de inquemados en caldera que funcionan con condiciones medias aparentemente correctas. En este sentido, OPTICOM presenta indudables ventajas frente a otras tecnologías para la optimización de combustión, basadas únicamente en la caracterización de aportes de aire y carbón a caldera, o en medidas en la zona de postcombustión.

OPTICOM posibilita también el ajuste de la tipología de llama, la determinación del número óptimo de quemadores en servicio a cargas parciales, la medida directa de la estabilidad de llama, el control de problemáticas de escoriación, el análisis de procesos de co-combustión, o la reducción de las emisiones de NOx. Resultados típicos del empleo de OPTICOM en calderas industriales son mejoras del consumo específico superiores al 1% y reducciones de las emisiones de NOx por encima del 30%, actuando exclusivamente sobre los ajustes de caldera. La tecnología OPTICOM presenta como novedad la realización de medidas de concentración de gases (O2, CO, NOx, CO2, SO2) a través de orificios de pequeñas dimensiones, practicados sobre las aletas de unión de los tubos de las paredes de agua de la caldera. Así se posibilita la ejecución de medidas directas en cualquier localización del interior del hogar sin necesidad de abordar modificaciones constructivas. El sistema emplea sondas refrigeradas capaces de ser introducidas por esos pequeños orificios (< 15mm de anchura) y de soportar, adicionalmente, las máximas temperaturas (1400-1700 °C) existentes en el interior del hogar. Comercialmente, la tecnología OPTICOM está disponible en forma de sistema completamente automático, que ya se encuentra implantado y operativo en varias centrales térmicas de carbón. Este sistema se presenta en distintas versiones, según las sondas sean fijas, retráctiles, o tengan movimiento lateral para dar servicio a varios puntos.



SATRONIC/UGV ofrece una Solución Europea para sus Aplicaciones. Sírvase leer este folleto para averiguar más sobre lo que le podemos brindar. En nuestra sección de Información Técnica podrá encontrar Hojas de Especificaciones para productos de Satronic y UGV.



Alianza estratégica entre Honeywell S.A.I.C y Etchegoyen y Cia. en Argentina Reconociendo las oportunidades que ofrece un mercado ávido de soluciones integrales para los problemas de combustión en Calderas, Hornos y Secadores, ambas empresas deciden establecer una alianza estratégica para lograr la mejor combinación. Haga clic en el logo para averiguar más sobre proyectos realizados y aplicaciones.



Válvula V5197A Estamos orgullosos de presentar la V5197A; válvula modulante para la nueva plataforma de válvulas industriales integradas. La V5197A provée control de flujo variable de aire, gas natural , LP y gases fabricados. La V5197A se actúa con un motor modulante acoplado directamente a la válvula. La V5197A ha sido especialmente diseñada para proveer control altamente preciso en aplicaciones en las cuales se requiere una amplia varacion de capacidad de flujo. El tornillo de ajuste permite fijar el flujo máximo, mientras que se mantengan lineales las características de corrida y flujo.



S7810M Módulo de Comunicación ModBus Honeywell orgullosamente presenta el nuevo Módulo ModBus S7810M. Disponible en Octubre del 2000, el Módulo ModBus permite una fácil y rápida comunicación entre los controles de SERIE7800, el Anunciador Expandido, y el nuevo Control de Razón Gas/Aire (Fuel/Air Ratio Control), con PlantScape o con cualquier otro sistema con comunicación ModBus.



Controlador de razón aire/combustible R7999 Honeywell tiene el placer de anunciar la disponibilidad de su nuevo Sistema de Control de Razón de Aire/Combustible.

Tradicionalmente los quemadores usados en calderas industriales y comerciales y calentadores de aire operan con un sistema mecánico de levas y varillas. Este sistema ha sido usado por muchos años, y si bien ha funcionado, existe un número de ineficiencias asociadas a él. La industria de la combustión, durante años, ha estado esperando por una solución más efectiva para reducir el costo del ciclo de vida de los equipos y mejorar la

eficiencia de la combustión.





El nuevo Sistema de Control de Razón de Aire/Combustible Honeywell ha sido desarrollado para reemplazar el sistema mecánico tradicional de levas y varillas por un sistema sin varillas que proveerá a la industria de la combustión de la mejor solución costo/efectividad. El DSP3564 DEMO ya esta disponible! Los Demos cuentan con cuatro actuadores y simuladores para demostrar en la mejor forma las funciones y capacidades del control de combustion. Modelos disponibles en 120VCA; 50/60Hz o 220VCA; 50/60 Hz.

Presentando el C6097 A,B Estamos orgullosos de anunciar la disponibilidad del C6097A,B Interruptores de Presión. Los interruptores de presión C6097, son dispositivos de seguridad utilizados en sistemas de presión positiva o de presión diferencial para percibir cambios de presión en gas natural, gas propano (LP), o de aire. El C6097 funciona con un interuptor de diafragma y no de mercurio. Los C 6097A abren el circuito de control cuando existe una caída de presión por debajo del punto de operación. Los C6097B abren el circuito de control cuando existe un incremento de presión sobre el punto de operación. Para instalar los C6097 en las válvulas de gas integradas V5097 de Honeywell, es necesario hacerlo con el 1/4" NPT o con brida. Estos varian entre 0.4" - 5.0" ca; 3.0" - 21" ca; 12" 60" ca; o 1.5psi - 7.0 psi. Sírvase ver la hoja de especificaciones del C6097A,B y C6097A,B Addendum para más información.



Presentando el último componente del Tren de Válvulas Integrado El V4297S es una Válvula de Venteo Normalmente Abierta para aplicaciones de doble bloqueo con venteo, utilizando las nuevas Válvulas Industriales de Gas V5097. Dos V4297S están disponibles para cubrir cada aplicación: la válvula de tamaño pequeño y la válvula de tamaño grande. Sírvase ver la hoja de especificaciones del V4297S para más información.



Honeywell anuncia su nuevo sensor de llama con auto verificación dinámica Estamos orgullosos de anunciar la disponibilidad del sensor de llama C7061 ultravioleta - en adición a nuestra línea existente de sensores con auto verificación dinámica. La detección de señal de llama por medio de auto verificación dinámica ofrece la máxima seguridad para cumplir con las normas impuestas para sistemas de operación continua por más de 24 horas. El sensor C7061 se usa con los controles primarios y programadores de la SERIE 7800 (incluyendo modelos domésticos e internacionales).



El control electrónico de presión P7810C & D



Estamos orgullosos de presentar la nueva adición de válvulas solenoides de 5 psi a nuestra línea de válvulas solenoides V4295/V8295. Esto fortalece nuestra línea de válvulas solenoides y completa la familia de válvulas para gas más amplia de la industria. Estas válvulas están diseñadas para uso en quemadores, hornos, quemadores atmosféricos, calentadores de agua comerciales, unidades de techo, quemadores de tiro forzado y calentadores comerciales e industriales. Contacte a su distribuidor local autorizado de Seguridad de Llama para

información sobre estas válvulas de alta calidad. La nueva línea de válvulas solenoides V4295/V8295 le da a Honeywell la más extensa oferta de válvulas para seguridad de llama en el mercado. 

Comunicándose con el Combustion Systems Manager (CSM) Honeywell siempre ha sido líder en soluciones económicas en comunicación para el cuarto de calderas. Hoy esta comunicación es una realidad en su pantalla.

Observe información útil para usted como temperatura acumulada, uso de combustible, presión de vapor y virtualmente toda la información que usted desee. Usando sensores existentes y módulos ADAM, usted decide qué puede ver y cómo se presenta la información.

Honeywell se enorgullece en anunciar su nuevo software "Cuarto de Calderas Virtual" que funciona con el tradicional CSM. No tiene que agregar hardware especial al paquete ya existente de CSM para que usted vea su caldera en su PC. Ahora toda la información está al alcance de sus manos de la manera que usted quiere verlo; personalizado para las necesidades de sus clientes y listo para crecer como sea requerido. Usted lo diseña, y nosotros proveemos. ¡Es tan fácil Para saber más sobre esta excitante y sorpresiva expansión económica, como eso! contacte a su representante de Control y Seguridad de Llama Honeywell. 



Comunicación con Combustion Systems Manager (CSM). Supervise más de 200 aplicaciones de quemadores individuales con los nuevos módulos de comunicación, compatibles con PC, de Honeywell.

¡Vea la manera en que se puede comunicar usando un paquete básico de

CSM (Combustion Systems Manager)! Averiguará cómo nuestro paquete de comunicaciones fue usado en la Planta Ford de Hermosillo, México. 

El Entrenador de Seguridad de Llama DSP3452 fue diseñado en Honeywell Golden Valley en 1997 con el propósito de un entrenamiento práctico en controles de seguridad de llama Honeywell. Está diseñado para reflejar lazos de control y trenes de válvulas actuales, los cuales pueden ser encontrados en aplicaciones básicas de seguridad de llama en campo. ¡Averigue más sobre el DSP3452!



Un nuevo demostrador Modelo DSP1998E está siendo construido en México y se planea comercializarlo al resto de la región para el próximo año. Este es un quemador totalmente funcional. El demostrador muestra la válvula de UGV (VE4015C), dispositivos de Ignición de Satronic (ZT870 y ZT931), el control primario de Satronic (TFI812), el control primario de la SERIE 7800 (RM7890), y Comunicación incluyendo los Módulos de Adquisición de Datos (ADAM).

SISTEMA DE CONTROL DE RAZON AIRE/COMBUSTIBLE HONEYWELL Honeywell tiene el placer de anunciar la disponibilidad de su nuevo Sistema de Control de Razón de Aire/Combustible. Tradicionalmente los quemadores usados en calderas industriales y comerciales y calentadores de aire operan con un sistema mecánico de levas y varillas. Este sistema ha sido usado por muchos años, y si bien ha funcionado, existe un número de ineficiencias asociadas a él. La industria de la combustión, durante años, ha estado esperando por una solución más efectiva para reducir el costo del ciclo de vida de los equipos y mejorar la eficiencia de la combustión. El nuevo Sistema de Control de Razón de Aire/Combustible Honeywell ha sido desarrollado para reemplazar el sistema mecánico tradicional de levas y varillas por un sistema sin varillas que proveerá a la industria de la combustión de la mejor solución costo/efectividad. DESCRIPCION DEL PRODUCTO El controlador de razón aire/combustible R7999 monitorea y controla los flujos de aire y combustible al quemador para mantener la más óptima combustión. El R7999 provee LED’S de estado para alimentación, alarmas y manejo del motor. Se incluyen en cada dispositivo LED’S de anunciación de fallas, los cuales son accesados al mantener presionado el botón de rearme. Los Voltajes de alimentación de 100 a 120 VAC y 200 a 240 VAC +10/-15% para frecuencias de 50/60 Hz. +/- 10% y rangos de temperatura ambiente de –40 a 60°C le permiten un amplio rango de aplicaciones.

La Sub-Base de montaje Q7999 es una Sub-Base de montaje a panel para el controlador de razón aire/combustible R7999. Todo el alambrado es a la Sub-Base para una fácil instalación. El actuador universal de posición paralela ML7999 provee un torque de 100 libras por pulgada, para mover dampers de aire de combustión, válvulas de modulación de gas, válvulas de modulación de petróleo y dampers de recirculación de gases de salida. El actuador provee un potenciómetro de realimentación de precisión al controlador de razón aire/combustible R7999 para entregar un posicionamiento preciso de válvulas y dampers y así optimizar el rendimiento del quemador. El ML7999 se alimenta con voltaje de línea con un rango de 100 a 240 VAC +10/-15% para frecuencias de 50/60 Hz. +/- 10%. El sistema requiere una señal de entrada de 4 a 20 mA. la cual es entregada por el controlador de presión de estado sólido P7810C. El software de comisionamiento ZM7999 es requerido para configurar el R7999. Este software es compatible con Windows 95 y 98. El software de comisionamiento ZM7999 utiliza instrucciones paso a paso para asistir a los técnicos de servicio en la configuración de las curvas de combustible, aire y recirculación de gases de salida (si es usada) en el quemador. El ZM7999 también puede ser usado como una herramienta de servicios para accesar a información histórica del fallas del R7999. No se requiere un ZM7999 por cada Sistema de Control de Razón de Aire/Combustible. Este es sólo requerido en el momento de la configuración y en servicios cuando se cambia el control.

Modelo

Descripción

R7999A 1005 R7999B 1003 ML7999A 1003 Q7999A 1006 ZM7999A 1006

120 VAC, 50/60 Hz. 220 VAC, 50/60 Hz. 100 – 240 VAC, 50/60 Hz. Sub-Base estándar Software de configuración

Controlador de Razón Controlador de Razón Actuador universal

APROBACIONES

R7999A & B Underwritters Laboratories Inc.: Componente reconocido. Número MH17367 Factory Mutual: Pendiente CSD-1 y NFPA: Aceptado CSA. ML7999A Underwritters Laboratories Inc.: Cumple con UL873 Factory Mutual: Pendiente CSD-1 y NFPA: Aceptado CSA.

ACCESSORIOS

R7999A & B 32002515-101

Conector eléctrico de tres pines

ML7999A 201391 32002935-001 32003167-001 32003168-001 32003168-002 32003168-003 32003396-001 32003396-002 4”

Adaptador de eje para 3/8” o eje cuadrado Kit de protección de intemperie para ML7999 Adaptador de eje para 5/16” o eje cuadrado Adaptador de eje para 3/4” o eje cuadrado Adaptador de eje para 5/8” o eje cuadrado Adaptador de eje para 9/16” o eje cuadrado Brazo de montaje para válvulas V51 de 1½” y 2” Brazo de montaje para válvulas V51 de 2 ½”,3” y ENTALPÍA ESPECÍFICA

PRESIÓN RELATIVA

PRESIÓN ABSOLUTA

TEMPERATURA

AGUA (hf)

bar 0,00 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 1,20 1,40 1,60 1,80 2,00 2,20 2,40 2,60 2,80 3,00 3,20 3,40 3,60 3,80 4,00 4,20 4,40 4,60 4,80 5,00 5,20 5,40 5,60 5,80

bar 1,013 1,213 1,413 1,613 1,813 2,013 2,213 2,413 2,613 2,813 3,013 3,213 3,413 3,613 3,813 4,013 4,213 4,413 4,613 4,813 5,013 5,213 5,413 5,613 5,813 6,013 6,213 6,413 6,613 6,813

ºC 100,00 105,10 109,55 113,56 117,14 120,42 123,46 126,28 128,89 131,37 133,69 135,88 138,01 140,00 141,92 143,75 145,46 147,20 148,84 150,44 151,96 153,40 154,84 156,24 157,62 158,92 160,20 161,45 162,68 163,86

kJ/kg 419,0 440,8 459,7 476,4 491,6 505,6 518,7 530,5 541,6 552,3 562,2 271,7 580,7 589,2 597,4 605,3 612,9 620,0 627,1 634,0 640,7 647,1 653,3 659,3 665,2 670,9 676,5 681,9 687,2 692,4

EVAPORACIÓN (hfg) VAPOR kJ/kg 2257,0 2243,4 2231,3 2220,4 2210,5 2201,1 2192,8 2184,8 2177,3 2170,1 2163,3 2156,9 2150,7 2144,7 2139,0 2133,4 2128,1 2122,9 2117,8 2112,9 2108,1 2103,5 2098,9 2094,5 2090,2 2086,0 2081,8 2077,8 2073,8 2069,9

kJ/kg 2676,0 2684,2 2691,0 2696,8 2702,1 2706,7 2711,5 2715,3 2718,9 2722,4 2725,5 2728,6 2731,4 2733,9 2736,4 2738,7 2741,0 2742,9 2744,9 2746,9 2748,8 2750,6 2752,2 2753,8 2755,4 2756,9 2758,3 2759,7 2761,0 2762,3

VOLUMEN ESPECÍFICO VAPOR m³/kg 1,673 1,414 1,225 1,083 0,971 0,881 0,806 0,743 0,689 0,643 0,603 0,568 0,536 0,509 0,483 0,461 0,440 0,422 0,405 0,389 0,374 0,361 0,348 0,336 0,325 0,315 0,305 0,296 0,288 0,280

6,00 6,20 6,40 6,60 6,80 7,00 7,20 7,40 7,60 7,80 8,00 8,20 8,40 8,60 8,80 9,00 9,20 9,40 9,60 9,80

7,013 7,213 7,413 7,613 7,813 8,013 8,213 8,413 8,613 8,813 9,013 9,213 9,413 9,613 9,813 10,013 10,213 10,413 10,613 10,813

165,04 166,16 167,29 168,38 169,43 170,50 171,53 172,53 173,50 174,46 175,43 176,37 177,27 178,20 179,08 179,97 180,83 181,68 182,51 183,31

697,5 702,5 707,4 712,1 716,8 721,4 725,9 730,4 734,7 738,9 743,1 747,2 751,3 755,3 759,2 763,0 766,9 770,6 774,4 778,0

2066,0 2062,3 2058,6 2055,0 2051,3 2047,7 2044,3 2040,8 2037,5 2034,2 2030,9 2027,6 2024,5 2021,3 2018,2 2015,1 2012,0 2009,0 2006,0 2003,1

2763,5 2764,8 2766,0 2767,1 2768,1 2769,1 2770,2 2771,2 2772,2 2773,1 2774,0 2774,8 2775,8 2776,6 2777,4 2778,1 2778,9 2779,6 2780,4 2781,1

0,272 0,265 0,258 0,252 0,246 0,240 0,235 0,229 0,224 0,219 0,215 0,210 0,206 0,202 0,198 0,194 0,191 0,187 0,184 0,181

ENTALPÍA ESPECÍFICA PRESIÓN RELATIVA

PRESIÓN EVAPORACIÓN ABSOLUTA TEMPERATURA AGUA (hf) (hfg)

VAPOR

VOLUMEN ESPECÍFICO VAPOR

bar

bar

ºC

kJ/kg

kJ/kg

kJ/kg

m³/kg

10

11,013

184,13

781,6

2000,1

2871,7

0,177

10,2

11,213

184,92

785,1

1997,3

2782,4

0,174

10,4

11,413

185,68

788,6

1994,4

2783

0,172

10,6

11,613

186,49

792,1

1991,6

2783,7

0,169

10,8

11,813

187,25

795,5

1988,8

2784,3

0,166

11

12,013

188,02

798,8

1986

2784,8

0,163

11,2

12,213

188,78

802,3

1983,2

2785,5

0,161

11,4

12,413

189,52

805,5

1980,5

2786

0,158

11,6

12,613

190,24

808,8

1977,8

2786,6

0,156

11,8

12,813

190,97

812

1975,1

2787,1

0,153

12

13,013

191,68

815,1

1972,5

2787,6

0,151

12,2

13,213

192,38

818,3

1969,9

2788,2

0,149

12,4

13,413

193,08

821,4

1967,2

2788,6

0,147

12,6

13,613

193,77

824,5

1964,6

2789,1

0,145

12,8

13,813

194,43

827,5

1962,1

2789,6

0,143

13

14,013

195,1

830,4

1959,6

2790

0,141

13,2

14,213

195,77

833,4

1957,1

2790,5

0,139

13,4

14,413

196,43

836,4

1954,5

2790,9

0,137

13,6

14,613

197,08

839,3

1952

2791,3

0,135

13,8

14,813

197,72

842,2

1949,6

2791,8

0,133

14

15,013

198,35

845,1

1947,1

2792,2

0,132

14,2

15,213

198,98

848

1944,6

2792,6

0,13

14,4

15,413

199,61

850,7

1942,3

2793

0,128

14,6

15,613

200,23

853,5

1939,8

2793,3

0,127

14,8

15,813

200,84

856,3

1937,4

2793,7

0,125

15

16,013

201,45

859

1935

2794

0,124

15,2

16,213

202,04

861,7

1932,7

2794,4

0,122

15,4

16,413

202,62

864,4

1930,4

2794,8

0,121

15,6

16,613

203,21

867,1

1928

2795,1

0,119

15,8

16,813

203,79

869,7

1925,7

2795,4

0,118

16

17,013

204,38

872,3

1923,4

2795,7

0,117

16,2

17,213

204,94

874,9

1921,2

2796,1

0,115

16,4

17,413

205,49

877,5

1918,9

2796,4

0,114

16,6

17,613

206,05

880

1916,7

2796,7

0,113

16,8

17,813

206,61

882,5

1914,4

2796,9

0,111

17

18,013

207,17

885

1912,1

2797,1

0,11

17,2

18,213

207,75

887,5

1909,9

2797,4

0,109

17,4

18,413

208,3

889,9

1907,7

2797,6

0,108

17,6

18,613

208,84

892,4

1905,5

2797,9

0,107

17,8

18,813

209,37

894,8

1903,4

2798,2

0,106

18

19,013

209,9

897,2

1901,3

2708,5

0,105

18,2

19,213

210,43

899,6

1899,1

2798,7

0,104

18,4

19,413

210,96

902

1896,9

2798,9

0,103

18,6

19,613

211,47

904,3

1894,8

2799,1

0,102

18,8

19,813

211,98

906,7

1892,6

2799,3

0,101

19

20,013

212,47

909

1890,5

2799,5

0,1

19,2

20,213

212,98

911,3

1888,4

2799,7

0,0986

19,4

20,413

213,49

913,6

1886,3

2799,9

0,0976

19,6

20,613

213,99

915,8

1884,3

2800,1

0,0967

19,8

20,813

214,48

918,1

1882,2

2800,3

0,0958

ENTALPÍA ESPECÍFICA PRESIÓN RELATIVA

PRESIÓN EVAPORACIÓN ABSOLUTA TEMPERATURA AGUA (hf) (hfg)

VAPOR

VOLUMEN ESPECÍFICO VAPOR

bar

bar

ºC

kJ/kg

kJ/kg

kJ/kg

m³/kg

20

21,013

214,96

920,3

1880,2

2800,5

0,0949

20,5

21,513

216,15

925,8

1875,1

2800,9

0,0927

21

22,013

217,35

931,3

1870,1

2801,4

0,0906

21,5

22,513

218,53

936,6

1865,1

2801,7

0,0887

22

23,013

219,65

941,9

1860,1

2802

0,0868

22,5

23,513

220,76

947,1

1855,3

2802,4

0,0849

23

24,013

221,85

952,2

1850,4

2802,6

0,0832

23,5

24,513

222,94

957,3

1846,6

2802,9

0,0815

24

25,013

224,02

962,2

1840,9

2803,1

0,0797

24,5

25,513

225,08

967,2

1836,1

2803,3

0,0783

25

26,013

226,12

972,1

1831,4

2803,5

0,0768

26

27,013

228,15

981,6

1822,2

2803,8

0,074