GlaxoSmithKline Argentina S.A. - Armstrong Inc. · La caldera Fontanet tiene una capacidad máxima de 4 t/h de vapor, siendo que la fábrica tiene un consumo promedio de 1.05 t/h

GlaxoSmithKline Argentina S.A. Buenos Aires, Argentina.

REPORTE DEL DIAGNÓSTICO ENERGÉTICO DE SISTEMA DE VAPOR Y CONDENSADO

Proyecto No. ARG-GSK-01

Preparado para: Ing. Gustavo A. Malcangi – Jefe de Servicios Auxiliares / Energy Champion

Carlos Casares 3690, B1644B Victoria, Buenos Aires – ARGENTINA

Julio 3, 2011.

Preparado por:

Armstrong International México, S. de R.L. de C.V. Calle Industria 1228 A, Guadalajara, Jal, México. – CP 44380

T: +52 (33) 3883.1790 / Móvil: +52 (1-33) 3156.4217 armstronginternational.com

0 3/Julio/2011 Ing. David Mondragón, CEM® Ing. Nancy Morales

A. Entrega inicial

Revisión Fecha Autor(es) Notas de revisión

©2011 Armstrong International México, S. de R.L. de C.V.

REPORTE DEL DIAGNÓSTICO DE SISTEMA DE VAPOR Y

CONDENSADO

Proyecto: ARG-GSK-01 Revisión : 0

GlaxoSmithKline Argentina S.A. Buenos Aires - Argentina

Fecha: 3/07/2011

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Atención: Ing. Gustavo Adolfo Malcangi Jefe de Servicios Auxiliares

Elaborado: Ing. David Mondragón Ing. Nancy Morales

ÍNDICE RESUMEN EJECUTIVO……………………………………………………………………….…………. 3

1. COSTO DEL VAPOR Y AHORROS POTENCIALES…….................................................. 7

2. PROYECTOS DE OPTIMIZACIÓN…………………………………………………………….. 9

2.1 Proyecto de Optimización № 1: Reducir Exceso de Aire para Combustión en Caldera Fontanet…………………………….………. 9

2.2 Proyecto de Optimización № 2: Reducir Presión de Generación de Vapor…………………………………………………...…………. 13

2.3 Proyecto de Optimización № 3: Reducir purga de SDT (Sólidos Disueltos Totales) en Caldera Fontanet………………………....... 15

2.4 Proyecto de Optimización № 4: Reparar Purgadores de Vapor…………………………………………………………………….……... 18

2.5 Proyecto de Optimización № 5: Colocar aislamiento térmico en superficies calientes…………………………………………………. 19

2.6 Proyecto de Optimización № 6: Reemplazar Purgadores de Vapor tipo Disco (termodinámica) expuestos a intemperie……......... 21

2.7 Proyecto de Optimización № 7: Recuperar calor de purga continua de caldera Fontanet………………………………….…….….… 22

2.8 Proyecto de Optimización № 8: Reemplazar calentamiento de agua con vapor por calentador de contacto directo………….……. 24

3. LISTA COMPLETA DE VERIFICACIONES DURANTE LA AUDITORÍA…………………... 28 APENDICE “A”: Fuel Emission Factors…………………………………………………………………. 30 APENDICE “B”: Purgadores de Vapor………………………………………………………………….. 32 APENDICE “C”: Auditoria superficies calientes………………………………………………………... 35


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RESUMEN EJECUTIVO

Durante el periodo del 11 al 15 de Abril de 2011, Armstrong realizó un Diagnóstico Energético al

Sistema de Vapor (generación, distribución y usuarios de vapor), así como al Retorno de Condensado

en la fábrica de GSK, ubicada en Victoria, Buenos Aires, Argentina.

La fábrica consume Gas Natural para la generación de vapor y otros servicios, el costo unitario del

Gas Natural facturado en Febrero 2011 fue de 0.858 ARS/Nm3. El consumo anual de Gas Natural en

la fábrica en el periodo Diciembre 2009 a Noviembre 2010 fue de 447,618 Nm3, de los cuales

aproximadamente el 88% (393,904 Nm3) corresponde a la generación de vapor, equivalentes a 4.26

GWh, representando un presupuesto anual de combustible 337,970 ARS, por lo que existe una

emisión1 anual de 780.9 Toneladas métricas de CO2

Armstrong estimó los ahorros potenciales en energía en al menos 0.584 GWh, equivalentes al 13.7% del presupuesto anual de combustible para generación de vapor, lo cual representa un ahorro de 47,392 ARS, evitando así la emisión de 107.1 Toneladas métricas de CO2

El diagnóstico energético se realizó mientras estaba en operación la caldera marca Fontanet. La otra

caldera estaba en reserva fría. El análisis de combustión realizado indica que puede mejorarse la

eficiencia de combustión al reducir el exceso de aire, para ello se necesita carburar e incorporar un

controlador.

La caldera Fontanet tiene una capacidad máxima de 4 t/h de vapor, siendo que la fábrica tiene un

consumo promedio de 1.05 t/h. Las demandas máximas provienen del sistema de agua caliente. Por

lo anterior se observó que la operación de la caldera es de forma intermitente relacionada

directamente con la demanda de agua caliente en la fábrica, por lo que la caldera presenta muchos

ciclos de operación (ON-OFF) lo cual resulta en pérdidas por radiación.

1 Ver apéndice “A” – Fuel Emision Factors


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El calor procedente de la purga de superficie puede ser aprovechado para pre-calentar el agua de

reposición que alimenta el tanque de condensado.

Se recomienda adquirir equipo portátil para medición de calidad de agua a calderas, tal que los

operadores puedan medir la conductividad del agua de caldera en cada turno, previniendo así purgar

de más o de menos, ya que al purgar de más se afecta la eficiencia de la caldera, y al purgar de

menos se afecta la calidad del vapor. Otro punto que abordar en la generación de vapor es el colocar

un medidor de flujo para agua de reposición en tanque de condensado contabilizando así el consumo

de agua de reposición para el sistema de vapor. En cuanto a medidor de gas natural para la caldera

no es estrictamente necesario ya que solo el 12% del consumo de gas de la fábrica corresponde a

usuarios pequeños de consumo relativamente constante (cocina y HVAC), excepto en época de frío.

En general el sistema de distribución de vapor se encuentra correctamente dimensionado y con

aislamiento en buen estado, salvo pequeñas áreas que se encontraron en la azotea, las cuales

requieren aislamiento térmico. No se encontraron fugas externas de vapor o condensado lo cual es

indicativo de un buen programa de gestión de ahorro de energía y mantenimiento.

En cuanto al vapor ya existe un medidor de vapor tipo placa de orificio, pero se recomienda

reemplazarlo en el futuro por un medidor tipo Vortex debido a que este último posee mayor

rangeabilidad, proveerá valores más precisos del consumo de vapor a baja carga en caldera, y el

impacto resultante de la implementación de proyectos presentados en este diagnóstico energético

reducirá el consumo de vapor, obligando ya sea a cambiar la placa de orificio o adquirir un medidor

más preciso. Es necesario esperar la implementación de los proyectos de ahorro de energía para

determinar con precisión el rango de operación del medidor de vapor.

La fábrica utiliza vapor para la mayoría de las aplicaciones de calentamiento, es decir agua de

proceso, agua para sanitización y, sistema de aire acondicionado y calefacción (HVAC). El sistema

HVAC opera principalmente en época de frío y/o días con mucha humedad en el ambiente.

Basado en el diagnóstico energético realizado por Armstrong, se puede esperar un mínimo de 6.63%

de ahorro en el área de Generación de Vapor al utilizarse un calentador de agua de alta eficiencia. El


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agua caliente requerida al inicio del batch provendría del sistema de generación de agua caliente de

alta eficiencia, evitando así el uso de vapor para calentar agua desde temperatura ambiente hasta la

temperatura deseada.

No se encontró presencia de fenómeno de golpe de ariete.

A continuación se muestra la gráfica correspondiente a las áreas de oportunidad encontradas:


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87,458 , 15%

10,195 , 2%

29,281 , 5%

117,292 , 20%

38,734 , 7%

18,984 , 3%

282,566 , 48%

Proyectos de Optimización ‐ 584,510 kWh

Reducir Exceso de Aire para Combustión en caldera Fontanet

Reducir Presión de Generación de Vapor

Reducir purga de SDT (Sólidos Disueltos Totales) en Caldera Fontanet

Reparar Trampas de Vapor

Colocar Aislamiento Térmico en Superficies Calientes

Recuperar Calor de Purga Continua

Reemplazar calentamiento de agua con vapor por calentador de contacto directo.


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1. COSTO DEL VAPOR Y AHORROS POTENCIALES

ECM Descripción del Proyecto Ahorro en

Combustible (MJ)

Ahorro en Combustible

(kWh)

Ahorro Económico (ARS/año)

Emisiones Evitadas de CO2 Ton M

Inversión (ARS)

Retorno simple de Inversión

(años) 1 Reducir Exceso de Aire para

Combustión en caldera Fontanet 314,849 87,458 $6,938 16.0 $20,491 3.0

2 Reducir Presión de Generación de Vapor

36,700 10,195 $809 1.9 Inmediato

3 Reducir purga de SDT (Sólidos Disueltos Totales) en Caldera Fontanet

105,411 29,281 $2,323 5.4 $1,440 0.6

4 Reparar Trampas de Vapor 422,251 117,292 $9,304 21.5 $8,764 0.9

5 Colocar Aislamiento Térmico en Superficies Calientes

139,443 38,734 $4,097 7.1 $8,000 2.0

6 Reemplazar Purgadores de Vapor tipo Disco (Termodinámicas) expuestos a intemperie

No disponible

No disponible

No disponible

No disponible

No disponible

No disponible

7 Recuperar Calor de Purga Continua Nota: No considerado debido a alto Retorno de Inversión.

68,344 18,984 $1,506 3.5 $16,376 10.9

8 Reemplazar calentamiento de agua con vapor por calentador de contacto directo. Nota: No considerado debido a alto Retorno de Inversión.

1,017,238 282,566 $22,415 51.8 $573,790 25.6

TOTAL 2,104,236 584,510 $47,392 107.1 $628,861 13.3

Los ahorros mostrados fueron calculados en base a los datos de consumos y costos de los

últimos 12 meses y la información recopilada durante la auditoria. Para los sistemas en que la

información no estaba disponible, se hicieron aproximaciones con base a las observaciones y

practicas estándar de ingeniería.

Los costos de inversión se estiman sobre la base de datos y la experiencia de proyectos similares implementados en el pasado.


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Servicio Consumo Anual Unidades Costo/Unidad Costo Anual (ARS)

Combustible Primario: Gas Natural 447,618 Nm³ 0.858 $384,056

Agua 35,232 m³ 1.53 $53,919

Combustible Poder Calorífico Alto Emisiones de CO2 PCA Unidades Cantidad Unidades

Gas Natural 9,300 kCal/Nm3 0.1833002 kg CO2 / kWhT (nota No. 1)

Electricidad - - 0.309 kgCO2/kWhe(nota No. 2)

Nota 1: Datos de emisiones de CO2 son tomados del apéndice H correspondiente al formato EIA-1605

(Factor asume 100% de combustión) Nota 2: Emisiones de CO2 correspondiente a energía eléctrica en Argentina, fueron tomados del:

International Energy Agency Data Services, 2008

Costo de generación de vapor @ 7.06 bar g $ 0.07 ARS/kgm $ 71.75 ARS/1000 kgm $ 32.54 ARS/1000 lbm

Vapor88%

Cocina, deshumidificador,

otros.12%

Consumo de Gas Natural, 4.260 GWh

(Dic‐2009‐Nov 2010)


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2. PROYECTOS DE OPTIMIZACIÓN 2.1 PROYECTO DE OPTIMIZACIÓN № 1: Reducir Exceso de Aire para Combustión en caldera Fontanet. Descripción del Sistema Actual y Deficiencia Observada La fábrica tiene dos calderas una Salcon Carem con una capacidad de 3000 Kg/h y una Fontanet con capacidad de 4000 Kg/h la cual es la única que se encuentra en operación. La caldera encendida la mayor parte del tiempo es la Fontanet, debido a que la experiencia del personal en el manejo de calderas demuestra que dicha caldera es la de menor consumo de combustible. Durante la auditoría se apreció que la caldera Fontanet trabaja en Fuego Medio la mayor parte del tiempo, por lo que escogimos ese punto como referencia para el análisis de gases de combustión, obteniéndose la siguiente información:


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Lo anterior demuestra que el % de oxígeno en fuego medio es de 7.98% ≈ 8%, lo cual equivale a 54.8% de Exceso de Aire, los cuales son valores altos. A continuación la gráfica de Exceso de Aire y %O2

La demanda promedio de la fábrica es de 1,001 Kg/h, por lo tanto la caldera Fontanet trabaja al 25% al de su capacidad nominal, excepto en aquellos momentos que trabaja en alta demanda los cuales desafortunadamente son periodos muy cortos. Debido al sobredimensionamiento de la caldera y, a la baja demanda de vapor e intermitencia, ambas calderas en el Site presentar pérdidas por estar ciclando. El medidor existente en la fábrica es del tipo placa de orificio, el cual registra muy pocas demandas máximas, las cuales oscilan entre 1,200 y 1,577 kg/h. No hay que descartar que por la naturaleza del medidor y/o su dimensionamiento original este dando lecturas no precisas, por lo que hay que revisar que este funcionando correctamente por compensación por presión y temperatura, así mismo, y lo más importante, que este bien dimensionado, para una carga de 500 – 4,000 kg/h.

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

50.00

55.00

60.00

65.00

70.00

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55

% de Aire

Lectura

Exceso de Aire

% ExAir % O2


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Aspecto Técnico Fundamentos de la operación de la caldera bajo exceso de aire: La combustión es una reacción química en la cual un componente del combustible reacciona con el oxígeno para liberar calor. Como resultado, todos los combustibles necesitan oxígeno, y la fuente natural de oxígeno disponible es el aire. Sin embargo, el aire contiene nitrógeno que no tiene ningún rol en la reacción de combustión, excepto la absorción de una parte del calor liberado de la reacción. Cada pie cúbico de oxígeno lleva cuatro pies cúbicos de nitrógeno junto con él. Este nitrógeno no deseado sale de la caldera como una parte de los gases residuales en la chimenea, llevándose consigo una parte del calor liberado por el combustible. Por lo tanto, la cantidad de nitrógeno no deseado tiene que mantenerse a un mínimo mediante el control del nivel de exceso de oxígeno en los gases de la chimenea. Existe la creencia de que el mantener un exceso de oxígeno más alta que el nivel recomendado asegura una combustión completa. Esta creencia no siempre es cierta. En algunos casos mal alineados los quemadores pueden operar ineficientemente (a pesar del alto exceso de oxígeno) y tener presencia de exceso de oxígeno, monóxido de carbono y combustible no quemado en los gases de chimenea. Por lo tanto el mantener un exceso de oxígeno superior a los niveles recomendados no ayudará a la eficiencia de la caldera y su buen funcionamiento. El nivel óptimo de exceso de aire depende del tipo combustible y el diseño del quemador. En general, los quemadores de gas están diseñados para funcionar a 10 - 15% de exceso de aire (2% a 3% de oxígeno en los gases de escape de combustión). El nivel recomendado de exceso de aire por el fabricante del quemador ya incluye un margen de seguridad. Cualquier margen adicional, si se mantiene, simplemente disminuye la eficiencia de la caldera. La siguiente tabla proporciona información general sobre los límites de control típicos.


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Optimización Recomendada Armstrong recomienda:

Ajustar la mezcla aire-combustible en caldera Fontanet, solicitar asistencia local por un

especialista calificado. Reducir el % de oxígeno de 8 a 4% en fuego bajo y medio. Mantener el

oxígeno en 3% en fuego alto.

Incrementar la eficiencia de combustión mediante el reemplazo del varillaje y levas existente,

por un sistema más eficiente, tal como ControlLinksTM fabricado por Honeywell. Se

recomienda optimizar recursos económicos enfocándose solo en dámper para combustible,

damper para aire y controlador RM7800.

Adquirir un analizador de gases de combustión con celdas de oxígeno y CO, con el fin de

realizar semanalmente análisis de gases de combustión y hacer ajustes mensuales en la

mezcla aire-combustible.

Beneficios Estimados:

Reduce Excess Air (EA) from 85.25% to 83.5% Fuel cost @ Natural Gas 0.858 ARS/Nm3 Fuel Calorific Value 9,300 kCal/Nm3 Boiler efficiency 75% On-site fuel demand for steam generation 393,904 Nm3/year

Efficiency before O2 Trimming 83.5 % Excess Air before O2 Trimming 56 %

Efficiency after O2 Trimming 85.25 % Excess Air after O2 Trimming 22 % Increase in efficiency 1.75 % Energy Savings 2.0528 % Annual Natural Gas Savings 8,086.06 Nm3 Annual Monetary Savings 6,938 ARS/year Energy Savings 87,458 kWh Avoided CO2 Emissions 16.0 Metric Ton/year

Inversión Estimada y Retorno de Inversión (ROI): La inversión estimada para la implementación de esta medida es de 20,491 ARS, siendo el Retorno de Inversión (ROI) de esta optimización de 2.95 años.


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2.2 PROYECTO DE OPTIMIZACIÓN № 2:

Reducir Presión de Generación de Vapor. Descripción del Sistema Actual y Deficiencia Observada La caldera genera vapor a una presión de 7.06 bar m., mientras que todas sus aplicaciones de consumo de vapor tales como manejadoras de aire, intercambiadores de calor, recipientes de proceso enchaquetados, etc. utilizan vapor a menos de 4 bar m. La distribución de vapor en la fábrica está a la presión de la generación de vapor y la presión se reduce en cada una de las áreas o bien a pie de equipo. No hay una caída en presión de vapor importante para la carga máxima de operación de la caldera. Aspecto Técnico Reducción de la presión de vapor y la temperatura:

• Se reducirá el consumo de combustible - el calor total del vapor a 7.06 bar m. es 1.4 kcal/kgm más que el calor total en el vapor a 6 bar m.

• Se reducirá las pérdidas por los ciclos en la caldera, perdidas por radiación y las perdidas asociadas al vapor flash y fugas de vapor en conexiones, tuberías y accesorios.

• Se aumenta el diferencial de temperatura entre los gases de combustión y el agua, esto incrementa la transferencia de calor y la eficiencia de la caldera. Dado que actualmente la fábrica no cuenta con economizador para recuperar calor de gases de combustión, entonces la reducción en la presión tendrá un impacto positivo.

• Disminuye la formación de incrustaciones y la corrosión por oxigeno. La corrosión por oxigeno aumenta drásticamente con la presión de la caldera. La corrosión por oxigeno en sistemas de alta presión causan picaduras (“pitting”) sobre los tubos de la caldera, que finalmente conducen a fugas, que en suma también reducen la transferencia de calor y la eficiencia.


• Reducir la presión de generación de vapor a 6 bar m. A fin de evitar los riesgos potenciales en la ejecución de esta propuesta se requiere: - Todos los cuadros de Reducción de Presión deben ser revisados (identificadas y confirmar

su capacidad) para las nuevas condiciones. Si es necesario reemplazar o ajustar las estaciones a las nuevas condiciones, ya que quizás haya que darle un pequeño reajuste.

- La presión de descarga de la bomba de agua de alimentación a caldera debe ser ajustada para las nuevas condiciones para evitar la cavitación debido a un posible aumento en las tasas de flujo de la bomba (l/h). Lo anterior también se traducirá en un ahorro de energía eléctrica, que no han sido considerados en los cálculos.

- Bajar gradualmente la presión en intervalos de 0.5 bar por mes hasta alcanzar los 1.06 bar finales que se desean reducir, con el fin de observar el comportamiento del sistema en general.


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La reducción de presión debe realizarse en intervalos de 0.5 bar m. por mes. Se requiere que la respuesta del sistema de vapor se monitoreé para observar la calidad de vapor, así como la capacidad tanto de los cuadros de reducción de presión y de las tuberías de conducción. En caso que uno o más de los cuadros de reducción de presión no sean adecuados para la presión de 6 bar m., entonces se tendrán que sustituir o ajustar a las nuevas condiciones.


Reduce Steam Generation Pressure from 7.06 to 6 bar g Fuel cost @ Natural Gas 0.858 ARS/Nm3 Fuel Calorific Value 9,300 kCal/Nm3 Boiler efficiency 75% Anual Steam generation 4,710,439 kgsteam/year Steam pressure 7.06 bar g 8.07 bar A Steam Enthalpy 2,768.67 kJ/kgm

661.29 kcal/kgm Proposed steam pressure 6.0 bar g 7.0 bar A Steam Enthalpy 2,762.83 kJ/kgm

659.89 kcal/kgm Δ Enthalpy 5.84 kJ/kgm 1.40 kcal/kgm Annual Natural Gas Savings 942.55 Nm3

Annual Monetary Savings 809 ARS/year Energy Savings 10,195 kWh Avoided CO2 Emissions 1.9 Metric Ton/year

Inversión Estimada y Retorno de Inversión (ROI): La implementación de esta medida de conservación de la energía no requiere de ninguna inversión, excepto por las horas hombre requeridas durante el período de prueba. El Retorno de Inversión (ROI) de esta optimización es inmediato. Nota: En caso de observarse que los cuadros de reducción de presión no son capaces de proveer la presión y/o flujo de vapor requeridos por el usuario, entonces se recomienda regresar a la presión de vapor original de 7.06 bar m., ya que la inversión en nuevos cuadros de presión tendrá un largo ROI


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2.3 PROYECTO DE OPTIMIZACIÓN № 3: Reducir Purga de SDT (Sólidos Disueltos Totales) en Caldera Fontanet. Descripción del Sistema Actual y Deficiencia Observada La caldera actualmente tiene un control de purgas por medio de una válvula solenoide cuya apertura es de acuerdo a un temporizador debido a que tienen fuera de operación el sistema que controla la purga de superficie por medio de un equipo que monitorea la conductividad de forma continua, por su funcionamiento era necesario mantener la válvula de purga abierta todo el tiempo de operación de la caldera, y se decidió dejar fuera este control, por lo cual se está purgando en exceso, ocasionando costos en agua tratada, químicos y energía. Los análisis de agua que se realizan por la compañía que les lleva el tratamiento aproximadamente cada 2 o 3 meses reflejan que es muy variable el comportamiento en la calidad del agua y la periodicidad con la que se llevan a cabo los análisis poco ayuda a un mejor control. El medidor de conductividad con el que los operadores llevan a cabo su muestreo no es muy preciso lo que limita el llevar un control de los sólidos disueltos permisibles en la caldera. Los Sólidos Disueltos en la Caldera se pueden llevar hasta un máximo de 4,000 PPM, con el objeto de aumentar los ciclos de concentración y por ende reducir tasa de purga.


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El objetivo es incrementar los ciclos de concentración mediante el incremento de los PPM de Sólidos Disueltos Totales (SDT) en la Calera, disminuyendo así el flujo de purga continua de la caldera. ANALISIS DE AGUA (CONDUCTIVIDAD ‐ μЅ ‐ y SDT ‐ ppm ‐)

Fecha Reposición (μЅ)

Reposición (ppm)

Condensado (μЅ)

Condensado (ppm)

Alimentación (μЅ)

Alimentación (ppm)

Caldera (μЅ)

Caldera (ppm)

2/9/2010 476 241 41.6 19.5 269 133 3700 1850

4/23/2010 359 179 226 112 267 133 4360 2170

6/3/2010 322 222 67.5 46.6 145.6 100.4 1516 1045

9/1/2010 348 234 68.7 47.4 172 117.8 1275 880

10/26/2010 315 210 83.6 56 165.7 110 5520 3680

1/3/2011 420 290 77.9 53.5 115.8 80 10630 7340

4/5/2011 281 193 65.3 44.9 189 130 3920 2700

Caldera (ppm) máx.

CICLOS DE CONCENTRACIÓN

RETORNO DE CONDENSADO

REPOSICIÓN % PURGA ACTUAL

GENERACIÓN DE VAPOR (kg/h)

PURGA ACTUAL (kg/h)

% PURGA

Purga requerida (kh/h)

4000 13.91 0.48 0.52 6.77 1005.1 68.05 3.13 31.47

4000 16.32 0.54 0.46 3.76 1005.1 37.84 2.04 20.53

4000 10.41 0.63 0.37 7.94 1005.1 79.82 2.07 20.85

4000 7.47 0.59 0.41 10.98 1005.1 110.32 2.41 24.27

4000 33.45 0.58 0.42 2.37 1005.1 23.84 2.18 21.94

4000 91.75 0.77 0.23 0.92 1005.1 9.24 1.69 16.95

4000 20.77 0.45 0.55 3.90 1005.1 39.21 2.63 26.47

5.23 PROMEDIO 52.62 23.21


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Reduce Boiler Blowdown from 52.62 to 23.21 kg/day Fuel cost @ Natural Gas 0.858 ARS/Nm3 Fuel Calorific Value 9,300 kcal/Nm3 Boiler efficiency 75% Boiler operation 4,703 h/year Present Blowdown 52.62 kg/h Boiler conductivity 189.2 μs/cm Feed water conductivity 4417.2 μs/cm Blowdown required 23.21 kg/h Steam Pressure 6.0 bar g 7.01 bar A Entalphy in Blowdown 697.3 kJ/kgm

166.6 kcal/kgm Make-up Water Temperature 30.00 °CEnthalpy in Make-up Water 125.73 kJ/kgm

30.03 kcal/kgm Δ Enthalpy 571.58 kJ/kgm 136.52 kcal/kgm Annual Natural Gas Savings 2,707.20 Nm3 Annual Monetary Savings 2,323 ARS/year Energy Savings 29,281 kWh Avoided CO2 Emissions 5.4 Metric Ton/year


Reactivar el sistema automático de purga continua de caldera, disminuyendo el flujo de monitoreo continuo. Utilizar placa de orificio si es necesario.

Proveer a los operadores de equipo de medición de SDT y conductividad electrónico portátil tipo pluma de la marca Hach o Hanna.

GSK Argentina realizar medición de SDT y conductividad en cada turno, teniendo como objetivo el mantener 4,000 PPM de SDT en la caldera.



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Reparar Purgadores de Vapor. Descripción del Sistema Actual y Deficiencia Observada En general el sistema de purgadores se encuentra en muy buen estado a causa de su continuo monitoreo y mantenimiento por las personas interesadas en la conservación de la energía en la fábrica, la tasa de falla de los purgadores está muy por debajo del 5%, algo inusual en América Latina, por lo que el sistema de purgadores en GSK Argentina se puede catalogar como un Best In Class. Durante la ejecución del Diagnóstico Energético el sistema de HVAC estaba fuera de servicio, por lo que a los purgadores correspondiente a tal sistema no se les pudo verificar su estado de operación, pero son muy pocos en cantidad. Se recomienda verificar su estado de operación una vez que estén en servicio. Los purgadores con falla son:

1. Tag # 737, ubicación: Pasillo, intemperie, afuera de entrepiso, bolsillo colector, modelo: TD42H 2. Tag # ADN16, ubicación: Pasillo, intemperie, afuera de entrepiso, bolsillo colector, modelo:

FT552 3. Tag # N/A, ubicación: Pasillo, intemperie, afuera de entrepiso, bolsillo colector, modelo: FT552 ---- Ver apéndice “B”


Repair Steam Traps Fuel cost @ Natural Gas 0.858 ARS/Nm3 Fuel Calorific Value 9,300 kcal/Nm3 Boiler efficiency 75% Steam Cost @ 7.06 bar g $ 71.75 ARS/1000 kg Steam Loss / yr 129,681 kg/year Enthalpy at 7.06 bar g 583.27 kcal/kgm Annual Natural Gas Savings 10,844 Nm3

Annual Monetary Savings 9,304 ARS/year Energy Savings 117,292 kWh Avoided CO2 Emissions 21.5 Metric Ton/year


Ing.David Mondragon

Highlight


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Colocar Aislamiento térmico en superficies calientes. Descripción del Sistema Actual y Deficiencia Observada Existen cuadros de regulación de presión de vapor los cuales se ubican en el pasillo, no se encuentran aislados térmicamente y están expuestos a la intemperie (viento, lluvia y frío). Aunado a lo anterior, existe un punto final de línea de distribución el cual también se ubica en el pasillo y esta expuesto a la intemperie. Las válvulas de corte ubicadas en el manifold o cabezal de distribución en cuarto de calderas necesita ser aislado térmicamente. El resto de las superficies caliente en la fábrica cuenta con aislamiento y se encuentra en buen estado. Se recomienda aislar térmicamente los cuadros de regulación de vapor y el punto final de la línea de distribución a la brevedad ”


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Ver Apéndice “C


Insulation of steam lines, valves and strainers.Fuel cost @ Natural Gas 0.858 ARS/Nm3 Fuel Calorific Value 9,300 kcal/Nm3 Boiler efficiency 75% Boiler operation 4,703 h/year Present estimated loss of uninsulated surfaces 43,038 kWh Achievable reduction loss 90 % Annual reduction loss 38,734 kWh/year Annual Natural Gas Savings 4,775 Nm3 Annual Monetary Savings 4,097 ARS/year Energy Savings 38,734 kWh

Avoided CO2 Emissions 7.1 Metric Ton/year


Ing.David Mondragon

Highlight


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2.6 PROYECTO DE OPTIMIZACIÓN № 6: Reemplazar Purgadores de Vapor tipo Disco (Termodinámicas) expuestos a intemperie. Descripción del Sistema Actual y Deficiencia Observada Los purgadores de disco o termodinámicas, independientemente del fabricante, expuestas a la intemperie (viento, frío, lluvia) tienden a abrir dejando pasar vapor vivo, esto se debe a la despresurización de la cámara de control que los purgadores de ese tipo poseen. Aún cuando algunos purgadores de ese tipo dicen tener “capuchón” que elimina dicho problema, la realidad es que en campo no hemos notado que se perciba la mejora, continuando con la pérdida de vapor. Aunado a lo anterior esta el desgaste que sufre dicho tipo de trampa por el cierre tan violento, lo cual ocasiona un tiempo de vida útil entre 9 y 24 meses. Una vez que la trampa empieza a petardear se debe reemplazar para evitar pérdida de vapor, ya que pasaría de fuga a pérdida total.


En cuanto haya necesidad de reemplaza una trampa termodinámica debido a que presenta fuga de vapor, entonces utilizar uno de los dos tipos siguientes de trampas: balde invertido en caso de existir presión constante de vapor (líneas de distribución), o por Flotador y Termostáto en caso de tener presión modulante (proceso).

Colocar una protección de metal en la parte superior de la trampa termodinámica para evitar que la lluvia forcé a la trampa a abrir y esta pierda vapor.

Inversión Estimada y Retorno de Inversión (ROI): La inversión estimada para la implementación es nula, ya que depende del presupuesto de refacciones, y se utilizaría en cuanto se vayan dañando las trampas termodinámicas que están expuestas a intemperie.

Ing.David Mondragon

Stamp

Ing.David Mondragon

Stamp

Ing.David Mondragon

Stamp


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2.7 PROYECTO DE OPTIMIZACIÓN № 7: Recuperar Calor de Purga Continúa. Descripción del Sistema Actual y Deficiencia Observada El agua de purga continua se encuentra alrededor de los 98 °C, la cual se bota al drenaje pudiendo darse el caso que el futuro haya daños en el punto de descarga. Una vez corregida tanto la purga continua de la caldera (24.4 kg/h), así como la presión (6 bar m), entonces se continuará teniendo calor disponible en la purga continua, el cual se puede recuperar hacia el agua de reposición que alimenta el tanque de condensado. La recuperación de calor se realiza con un intercambiador de tubo y coraza y una bomba recirculadora de muy baja potencia. El objetivo es siempre tener en movimiento el agua de reposición, así como también tener una purga continua para que haya recuperación de calor en todo momento, buscando que la descarga a drenaje sea entre 40 y 60 °C Se minimiza el riesgo de incrustación en el intercambiador de tubo y coraza al tener el agua de la purga de la caldera en el lado de la coraza. Aspecto Técnico Recuperación de calor al agua de alimentación:

• El agua con Altos Sólidos Disueltos (SDT) proveniente de la caldera, entra a 165 °C al

intercambiador de calor, cediendo energía al agua de reposición.

• La tubería de enlace entre la entrada al tanque de condensado y el intercambiador colocado a

un costado de la caldera, servirá como reservorio de agua, la cual estará siempre en

movimiento con una bomba recirculadora de baja potencia.

• Se controlará el caudal de agua con Altos Sólidos Disueltos mediante una válvula de aguja, en

la cual se tiene el beneficio que no va existir flasheo que la vaya dañar.


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Continuos Blowdown Heat Recovery Fuel cost @ Natural Gas 0.858 ARS/Nm3 Fuel Calorific Value 9,300 kcal/Nm3 Boiler efficiency 75% Boiler operation 4,703 h/year Blowdown 24.43 kg/day Steam Pressure 6.0 bar g 7.01 bar A Boiler Water Temperature 165.02 °C Entalphy in Blowdown (before HE) 697.3 kJ/kgm

166.6 kcal/kgm Blowdown (after HE) 60.00 °C Entalphy in Blowdown (after HE) 251.18 kJ/kgm

59.99 kcal/kgm

Δ Enthalpy 446.13 kJ/kgm 106.56 kcal/kgm Annual Natural Gas Savings 1,755.24 Nm3

Annual Monetary Savings 1,506 ARS/year Energy Savings 18,984 kWh Avoided CO2 Emissions 3.5 Metric Ton/year



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2.8 PROYECTO DE OPTIMIZACIÓN № 8: Reemplazar calentador de agua con vapor por Calentador de contacto directo. Descripción del Sistema Actual y Deficiencia Observada Durante la Auditoria se observó que el mayor uso del vapor en las temporadas en que no se emplean las manejadoras de aire es para el calentamiento de agua. El agua tiene que calentarse hasta un máximo de 80 °C en proceso ya sea para elaboración de producto o limpieza del equipo y utensilios, además la fábrica cuenta con un tanque de servicio que contiene agua potable caliente alrededor de 55 °C

El tanque de servicios se alimenta con agua a 60 °C que proviene de un intercambiador de placas que se alimenta con agua potable a 20°C. Cuando en algunas áreas se requiere realizar limpieza se toma agua del tanque de servicios y se hace pasar por un intercambiador de placas que eleva su temperatura hasta los 80°C para ser empleada.

En el proceso de elaboración existen áreas de producción que cuentan con reactores enchaquetados, los cuales se llenan con agua potable a temperatura ambiente alrededor de los 20 °C y por medio de la inyección de vapor en la chaqueta se eleva a 80 °C Conforme a lo tratado en la sección anterior la caldera se opera por debajo de su carga y la eficiencia es del 75%. El vapor que se genera en el cuarto de calderas se distribuye a lo largo de la fábrica a las diferentes presiones que lo solicite el proceso por medio de estaciones reductoras de presión ubicadas en los diferentes sectores de producción, todo esto forma parte de las pérdidas energéticas en la fábrica.


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Aspecto Técnico Actualmente la caldera opera al 75% de eficiencia, esto significa que de la cantidad total de combustible que se quema solo el 75% se transforma en energía de vapor utilizable. Esta caldera genera vapor a 7.06 bar m. y es distribuido en la fábrica y de acuerdo a su aplicación es usado a 4 bar m y 2 bar m. A lo largo de esta distribución se llegan a tener pérdidas del 1% al 5% dependiendo de las condiciones del aislamiento y las fugas que se pueden presentar. Además de las pérdidas del 1% al 2% que se dan por la transferencia de calor del intercambiador al sitio de distribución y usuarios. En consecuencia de la energía del combustible disponible para el agua, una cantidad significativa son pérdidas de la energía total contenida. La mayoría de las pérdidas antes explicadas pueden ser evitadas si la energía del combustible es directamente utilizada para el calentamiento de agua por un calentador de agua de alta eficiencia. El calentador de agua a base de gas puede generar agua caliente con una eficiencia el 99.7% y las perdidas en la distribución son menores del 1% debido a la baja temperatura y la baja presión en la línea de distribución lo que significa una reducción en las perdidas por aislamiento y por fugas. El agua caliente generada a partir de este sistema se emplea directamente en el lugar requerido.

En la figura se muestra el Sistema Existente y el Sistema Propuesto.


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Los consumos de agua caliente en kWh por usuario se dividen de la siguiente manera:

Optimización Recomendada Recomendaciones Armstrong

• Sustituir el uso del vapor para calentamiento de agua por un sistema de generación de agua del

tipo Intercambio Térmico Completo (CTE: Complete Thermal Exchange).

• Los reactores iniciarían el llenado ya con agua caliente, tal y como se realiza en su fábrica de

GSK Civac, por lo tanto se evita el calentamiento del agua con vapor en el inicio del proceso.

• Instalación de un calentador de agua del tipo de contacto directo, de alta eficiencia.

9.59%

0.84%

13.18%

0.59%

2.33%

0.59%

0.15%

72.73%

Usuarios de Agua Caliente en kWh

CIP Ribbon 2 Ton

CIP Matcon

TQ 4200

TQ 4200 Cleaning

TQ 2100

TQ 2100 Cleaning

Storage Tanks Cleaning

Hot Water for services


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Beneficios Estimados

La implementación de esta optimización evita la emisión de 51.79 Ton Métricas de CO2, genera un ahorro de $22,415 ARS/año y se sustentan en reemplazar el calentamiento de agua en intercambiadores a base de vapor, así como también proveer de agua caliente a los reactores, reemplazando el uso del vapor al inicio del batch, por lo que las chaquetas de vapor en reactores se utilizarán para el proceso, más no para calentar el agua al inicio del batch. Costo del Gas Natural considerado es de 0.080 ARS/Nm3 Es importante el realizar la ingeniería básica y de detalle del proyecto, considerando dentro del mismo alcance la medición de flujo de agua con equipo de ultrasonido. Inversión Estimada y Retorno de Inversión: La implementación de esta medida de conservación de la energía requerirá de una inversión total aproximada de $573 790 ARS lo cual incluye:

Proyecto Llave en Mano y Puesta en Marcha: Medición de flujos de agua, ingeniería básica y de detalle, planos, materiales, equipos, mano de obra, aislamiento térmico y puesta en marcha.

El retorno de inversión de esta iniciativa es de 25 años.


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3.0 LISTA DE VERIFICACION COMPLETADA DURANTE EL DIAGNÓSTICO ENERGÉTICO

OPTIMIZACION ESTATUS COMENTARIOS SISTEMA DE VAPOR EN GENERAL Registro de Costos Para ser mejorado Costo del vapor y agua de reposición a caldera no esta

implementada Medición Para ser mejorado Medición de vapor en placa de orificio no es precisa, requiere

reemplazo de medidor para implementar cálculo y monitoreo de indicadores. Adquirir medidor portátil, electrónico tipo pluma, conductividad para análisis de agua suavizada, de tanque de condensado, agua de reposición y agua en caldera. Adquirir analizador electrónico de gases de combustión con impresora Instalar medidor de agua tipo turbina con totalizador en línea de agua de reposición.

Indicadores Para ser mejorado Llevar registro de relación vapor/combustible Mediciones en sistema de vapor y monitoreo

Para ser mejorado Llevar registro de eficiencia de caldera. Implementar análisis de gases de combustión de manera mensual.

Seguridad OK Mayoría de superficies caliente bien aisladas térmicamente, excepto en pasillo azotea.

CUARTO DE CALDERAS Presión de vapor en caldera Para ser mejorado Reducir presión de generación. Temperatura de gases de chimenea

OK Dentro de límites.

Oxígeno en gases de combustión

ALTO Reducir oxígeno.

Temperatura aire de combustión

Ambiente Temperatura ambiente, no pre-calentado.

Refractario ND No disponible, caldera operando. Caldera / Quemador OK Buen estado. Manómetros y Termómetros OK Disponibles en puntos importantes del sistema. Dimensionamiento de caldera y confiabilidad

Para ser mejorado en futuro

La caldera esta sobredimensionada, y es altamente factible el reemplazarla por una más eficiente, moderna, y de menor capacidad una vez que se reduzca el consumo de vapor mediante implementación de proyectos.

Purga de caldera Para ser mejorado Alta purga. Reactivar sistema de purgas automático, reducir vena de purga para muestreo, y establecer medición periódica de sólidos disueltos totales en cada turno. Recuperar calor de purga

Presión desareador OK Desareador atmosférico. Temperatura agua de OK Dentro de límite deseado.


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alimentación Oxígeno en agua de alimentación

ND No verificado

Pre-calentamiento de agua de alimentación

ND No existe pre-calentamiento

Calidad del vapor ND No checado OPTIMIZACION ESTATUS COMENTARIOSDistribución de vapor Fugas de vapor o condensado OK No se observó ninguna fuga de vapor ni de condensado. Calidad del Vapor OK No se encontraron ni se reportaron problemas de corrosión o

erosión. Presión de Vapor OK No se encontró problema de caída de presión Arreglo de Tubería OK Piernas colectoras diseñadas apropiadamente; condensado

retornado a cuarto de calderas. Aislamiento Térmico OK Buen estado, solo necesita cubrirse las superficies calientes en

cuadros de regulación de presión en pasillo de azotea Consumo de vapor Presión de vapor en punto de uso

OK Las aplicaciones de baja temperatura utilizan vapor de baja presión

Dimensionamiento de líneas de retorno

OK No se observó sub-dimensionamiento alguno

Golpe de ariete OK No se reportó o encontró problema alguno de golpe de ariete Prácticas de Arreglos de Tubería

OK Generalmente bien.

Prácticas de Arreglos de Tubería en Retorno de Condensado

OK Generalmente bien.

Recuperación de vapor flash OK No se encontraron áreas de oportunidad para recuperar vapor flash


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APENDICE “A”

FUEL EMISSION FACTORS

1 kWh = 3,412.141286 Btu (IT)

Units

0.35356608 kg CO2 / kWh

0.318898725 kg CO2 / kWh

0.331284797 kg CO2 / kWh

0.329032784 kg CO2 / kWh

0.325040579 kg CO2 / kWh

0.320673038 kg CO2 / kWh

0.322037895 kg CO2 / kWh

0.32579125 kg CO2 / kWh

0.184289751 kg CO2 / kWh

0.180536395 kg CO2 / kWh

0.181048217 kg CO2 / kWh

0.182413073 kg CO2 / kWh

0.18330023 kg CO2 / kWh

0.181048217 kg CO2 / kWh

0.18667825 kg CO2 / kWh

0.249598135 kg CO2 / kWh

0.241852574 kg CO2 / kWh0.246731936 kg CO2 / kWh0.268876733 kg CO2 / kWh0.203295378 kg CO2 / kWh0.215306115 kg CO2 / kWh0.222062155 kg CO2 / kWh0.221686819 kg CO2 / kWh0.212678766 kg CO2 / kWh0.219059471 kg CO2 / kWh0.253965676 kg CO2 / kWh0.348447868 kg CO2 / kWh

7 Emissions from other components of municipal solid waste are excluded because they are considered to be biogenic.

1 All factors assume 100 percent combustion except those for MSW, which assume 98 percent combustion. MSW (Municipal Solid Waste)2 Energy Information Administration, Documentation for Emissions of Greenhouse Gases in the United States 2005, DOE/EIA-0638 (2005), October 2007, Tables 6-1, 6-2, 6-4, and 6-5.3 U.S. Department of Energy, Technical Guidelines Voluntary Reporting of Greenhouse Gases (1605(b)) Program, Chapter 1, Part C, Stationary Source Combustion, January 2007. 4 U.S. EPA, AP 42, Fifth Edition, Compilation of Air Pollutant Emission Factors, Volume 1: Stationary Point and Area Sources, http://www.epa.gov/ttn/chief/ap42/ch01/final/c01s11.pdf.5 To convert to an energy basis (kg/MMBtu), divide by the heating value of the oil in units of MMBtu/gal, if known. If the heating value is not known, use the default values below depending on whether the waste oil is blended with residual or distillate fuel oil.6 Emissions factors for components of MSW calculated from 2006 data in U.S. Environmental Protection Agency, Inventory of U.S. Greenhouse Gas Emissions and Sinks: 1990-2006, Public Review Draft, February 22, 2008, Section 3.9 and Annex 3.6. Weighted emission factor based on MSW composition for 2006 reported in U.S. Environmental Protection Agency, 2006 MSW Characterization Data Tables, http://www.epa.gov/epaoswer/non-hw/muncpl/pubs/06data.pdf.

Municipal Solid Waste (MSW)6,7 41.14 kg CO2 / MMBtu MSWPlastics Portion of MSW6

2,539.80 kg CO2 / short ton plastic

Waste Oil Blended with Distillate Fuel Oil4 71.28 kg CO2 / MMBtuMunicipal Solid Waste (MSW)6,7 411.37 kg CO2 / short ton MSW

Waste Oil4,5 9.98 kg CO2 / gallonWaste Oil Blended with Residual Fuel Oil4 66.53 kg CO2 / MMBtu

Other FuelsTires/Tire Derived Fuel3 85.97 kg CO2 / MMBtu

Crude Oil 74.43 kg CO2 / MMBtuPetroleum Coke 102.12 kg CO2 / MMBtu

Unspecified LPG 62.33 kg CO2 / MMBtuRefinery (Still) Gas 64.20 kg CO2 / MMBtu

Isobutane 65.08 kg CO2 / MMBtun-Butane 64.97 kg CO2 / MMBtu

Ethane 59.58 kg CO2 / MMBtuPropane 63.10 kg CO2 / MMBtu

Kerosene 72.31 kg CO2 / MMBtu

Heavy Fuel Oil (No. 5, 6 fuel oil), bunker fuel1 78.80 kg CO2 / MMBtu

Middle Distillate Fuels (No. 1, No. 2, No. 4 fuel oil, diesel, home heating oil)

73.15 kg CO2 / MMBtu

Jet Fuel ( Jet A, JP-8) 70.88 kg CO2 / MMBtu

5.471 kg CO2 / therm

Petroleum Fuels2

Btu/scf) 5.306 kg CO2 / thermFlared Natural Gas 54.71 kg CO2 / MMBtu

5.372 kg CO2 / thermWeighted National Average (1029 53.06 kg CO2 / MMBtu

5.346 kg CO2 / thermHHV of 1075 - 1100 Btu/scf 53.72 kg CO2 / MMBtu

5.306 kg CO2 / thermHHV of 1050 - 1075 Btu/scf1 53.46 kg CO2 / MMBtu



Pipeline Natural GasHHV of 975 - 1000 Btu/scf 54.01 kg CO2 / MMBtu

Residential/Commercial 95.48 kg CO2 / MMBtu

Natural Gas2

Industrial Coking 93.98 kg CO2 / MMBtuOther Industrial 94.38 kg CO2 / MMBtu

Lignite 96.43 kg CO2 / MMBtuElectric Power Sector 95.26 kg CO2 / MMBtu

Bituminous 93.46 kg CO2 / MMBtuSub-bituminous 97.09 kg CO2 / MMBtu

Coal2

Anthracite 103.62 kg CO2 / MMBtu

Fuel Emission Factors(From Appendix H of the instructions to Form EIA-1605)

1. Carbon Dioxide Emission Factors for Stationary Combustion1

Fuel Emission Factor IS Units


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APENDICE “B”

PURGADORES DE VAPOR

Trap Recommendations Report

The Trap Recommendations Report is a complete listing of all failed traps and suggested methods of repair.

PMO

Months/Year

Months/Year

Months/Year

Months/Year

Months/Year

Months/Year

GSK Argentina S.A.

Superheat

Superheat

Superheat

Superheat

Superheat

DR

Comments

Comments

Comments

Comments

Comments

1

Process

6.0

FT552

Val

ve O

ut

PipingLine Sz

35,813 kg/yr

0 bar

1

15.0

Critical Trap

Critical Trap

Critical Trap

Critical Trap

Critical Trap

Steam Loss/Yr

O

ADN16

Receiver

Receiver

Receiver

Receiver

Receiver

O

MFR Pressure

0 bar

8.3 bar

TVS-811S-CV, 125 PsigLocation

Location

Location

Location

Location

Location

20.0

Model

Frequency

Frequency

Frequency

Frequency

Frequency

Conn Size

1

1

Application

Replace mechanism only. Quick ROI

LKH41.4 bar

Drip

1

Route No.

Route No.

Route No.

Route No.

Route No.

Shutdown Req'd

Shutdown Req'd

Shutdown Req'd

Shutdown Req'd

Shutdown Req'd

Su

71.75 ARSSteam Cost

Do not monitor

Do not monitor

Do not monitor

Do not monitor

Do not monitor

Conductive

Conductive

Conductive

Conductive

Conductive

12

71.75 ARS

SPI

Cu

Customer

Steam Loss/Yr

C

Annual Cost

LK

20.0

Coil

NTP Threaded

20.0

X

8

Condition

Recommendation

Recommendation

Recommendation

Recommendation

Recommendation

H

NTP Threaded

Outside

Outside

Outside

Outside

Outside

Dis

char

ge

2,245 ARS

Conn Type

Conn Type

Conn Type

Conn Type

Conn Type

Condensate

Installed Date

Installed Date

Installed Date

Installed Date

Installed Date

8

4,490 ARS

7.0

Pasillo, afuera de entrepiso.

1X

Steam Cost

Pasillo, afuera de entrepiso

Date

Date

Date

Date

Date

Date

TD42H

Steam Loss/Yr

Sup

ply

31,288 kg/yr

DR

Elevation

Elevation

Elevation

Elevation

Elevation

0 bar

12

Out Out

12

3.0

62,580 kg/yr

1

FT552

Load

Page

20.0

Lift

15.0

Follow up

Follow up

Follow up

Follow up

Follow upNPT Pipe Thread

SPI

Equip

737

sin tag

O

SPI

1

Trap Recommendations ReportTechnician

Entretecho Técnico

Str

aine

r

Replace mechanism only. Quick ROI

71.75 ARS

8.3 bar

C

LK

1

2,570 ARS

Insulation

Val

ve In

Tracer

Check Valve

Check Valve

Check Valve

Check Valve

Check Valve

Dire

ctio

n

Annual Cost

David Mondragon

Steam

Fi

Annual Cost

6/18/11

Temp Alarm

Temp Alarm

Temp Alarm

Temp Alarm

Temp Alarm

Transmitter

Transmitter

Transmitter

Transmitter

Transmitter

Tag#

Tag#

Tag#

Tag#

Tag#

DR C

12

12

NTP ThreadedSteam Cost

8

In In

1X

H

1

Cuadro reductor comprimidos


CONDENSADO



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APENDICE “C”

AUDITORIA SUPERFICIES CALIENTES

Eq L

engt

h ft

Uni

nsul

ated

VSt

rTr

apO

ther

1V

álvu

la d

e C

orte

3"1.

56.

015

9.0

251

638.

26,

191,

816

1.

6

1,81

5

2

Vál

vula

de

Cor

te3"

1.5

6.0

159.

025

163

8.2

6,19

1,81

6

1.6

1,

815

3V

álvu

la d

e C

orte

2"1.

56.

015

9.0

251

444.

34,

310,

599

1.

1

1,26

3

4

Vál

vula

de

Cor

te3"

1.5

2.1

129.

925

145

5.2

4,41

6,35

0

1.1

1,

294

5Fi

ltro

tipo

"Y"

1-1/

2"0.

52.

112

9.9

251

258.

483

5,66

6

0.

2

245

6

Vál

vula

Red

ucto

ra d

e P

resi

ón 2

5P1-

1/2"

0.8

2.1

129.

925

125

8.4

1,25

3,49

8

0.3

36

7

7V

álvu

la d

e C

orte

3"1.

52.

112

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455.

24,

416,

350

1.

1

1,29

4

8

Tube

ría1-

1/2"

9.8

2.1

129.

925

125

8.4

16,4

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10

4.

1

4,82

1

9

Vál

vula

de

Cor

te2"

1.0

6.0

159.

025

144

4.3

2,87

3,73

2

0.7

84

2

10V

álvu

la d

e E

sfer

a2"

0.5

6.0

159.

025

144

4.3

1,43

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6

0.4

42

1

11Fi

ltro

tipo

"Y"

2"0.

86.

015

9.0

251

444.

32,

155,

299

0.

5

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12

Vál

vula

Red

ucto

ra d

e P

resi

ón 2

5P1-

1/2"

0.8

2.8

136.

325

127

9.0

1,35

3,42

9

0.3

39

7

13V

álvu

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GlaxoSmithKline Argentina S.A. - Armstrong Inc. · La caldera Fontanet tiene una capacidad máxima de 4 t/h de vapor, siendo que la fábrica tiene un consumo promedio de 1.05 t/h