White paper

Utilizando la automatización para mejorar el rendimiento térmico de plantas

1

White Paper

Utilizando la automatización para mejorar el rendimiento térmico de las plantas

El rendimiento térmico es una métrica clave para las centrales eléctricas que ayuda a determinar la rentabilidad. Al entender dónde se pueden tener mejoras, existen oportunidades adicionales para el ahorro. Este white paper explica el concepto de rendimiento térmico y muestra cómo se puede ahorrar y optimizar los procesos mediante la automatización.

¿Qué es el rendimiento térmico? El término rendimiento térmico se usa comúnmente para medir la eficiencia de una central eléctrica. Es la medida de energía puesta en un sistema que generalmente se mide en Btu/kWh, dividido entre la electricidad generada, expresada en kW.

Rendimiento térmico (Btu/kWh) = Energía de entrada (Btu/hr)/Potencia de salida (kW)

El rendimiento térmico de la planta se calcula a partir del desempeño combinado de todos los auxiliares de la planta. La energía de entrada es la energía química en el combustible y la potencia resultante es la generación bruta o neta en kW. El valor de calentamiento es la cantidad de calor que se libera durante la combustión de una cantidad específica de combustible. El valor de calentamiento más alto, o el valor calorífico más alto, se determina por la temperatura original de pre combustión del combustible cuando el agua se encuentra en su estado líquido, y es una cantidad que se utiliza cuando el calor latente o la vaporización de agua está presente. El valor de calentamiento más bajo se calcula cuando el agua está en su estado de vapor, al eliminar el calor de vaporización del agua a partir del valor de calentamiento más alto. De esta manera, la energía necesaria para vaporizar el agua no se libera en forma de calor. El valor de calentamiento más alto se utiliza cuando se calcula la energía bruta para una planta. El valor de calentamiento más bajo se utiliza para cálculos de unidades netas.

Energía química del combustible = Consumo total de combustible (scf/hr) x Valor de calentamiento más alto (BTU/scf)

Al combinar esto con la fórmula previa, se puede crear la siguiente fórmula para entender el rendimiento térmico neto de la unidad:

Rendimiento térmico neto de la unidad (Btu/kWh) = Consumo total de combustible por unidad (scf/hr) x Valor de calentamiento más bajo (Btu/scf) / Potencia neta de salida (kW)

La cantidad de energía de entrada (combustible), que se convierte en energía térmica (calor) que hace funcionar la planta, determinará al final la eficiencia y la rentabilidad de la planta. La mejora en el uso de combustible y la optimización del sistema va a mejorar el rendimiento térmico y eventualmente conducirá a una operación más rentable.

2

Utilizando la automatización para mejorar el rendimiento térmico de la planta White Paper

¿Por qué es importante el rendimiento térmico? Para las centrales eléctricas, las reducciones en el costo de combustible y el aumento de la disponibilidad son áreas claves de mejora para la contención de costos. Para algunas plantas, los gastos de combustible constituyen una porción grande del presupuesto total de operación. Incluso una mejora del 1% en el rendimiento térmico influye en la rentabilidad de la planta.

Al mejorar el rendimiento térmico, la planta reduce las emisiones, y esto hará que tenga un costo operativo menor para los sistemas de control de la calidad del aire. Un mejor rendimiento térmico también implica menos emisiones de CO2.

Costo de un rendimiento térmico más alto La mayoría de plantas tienen un rendimiento térmico de diseño que se basa en cuándo fue construida la planta. La diferencia entre el rendimiento térmico real y ese rendimiento diseñado es la desviación. Estas desviaciones suelen ser pequeñas pero representan oportunidades verdaderas para mejorar.

Ejemplo de rendimiento térmico Para entender el impacto financiero de esto, la fórmula de abajo ayuda a traducir los cambios en el rendimiento térmico en su impacto de costos anuales del combustible.

HRD/BE x FC x CF x UGC x T= cambio en el costo anual de combustible ($/año)

Tabla 1. Glosario de rendimiento térmico

HRD Desviación del rendimiento térmico (Btu/kWh)

BE Eficiencia de la caldera

FC Costo del combustible ($/millones de Btu)

CF Factor de capacidad de la planta

UGC Capacidad bruta de la unidad (kW)

T Horas de funcionamiento por año

Una central eléctrica típica puede tener una eficiencia de calderas del 85%, costos de combustible a $2 por millón de Btu y un factor de capacidad de la planta del 80%. Dadas estas circunstancias, una central eléctrica a carbón de 500-MW que opera todo el año podría reducir el costo de combustible en al menos $8,000/año por cada unidad (Btu/kWh) de reducción de rendimiento térmico.

1/0.85 x 2/1,000,000 x 0.80 x 500,000 x 24 x 365 = $8,245 /año

Esta fórmula se utilizará de nuevo en este documento para mostrar cómo se pueden hacer más ahorros sustanciales.

3

Utilizando la automatización para mejorar el rendimiento térmico de la planta White Paper

Aplicación para el calentador de agua de alimentación Para las centrales eléctricas, las inversiones pequeñas a menudo pueden mejorar el rendimiento térmico de las unidades y proporcionar ahorros en los costos. El calentador de agua de alimentación es una área en donde tales inversiones se recuperan rápidamente.

El objetivo para el calentador es pre calentar el agua que será llevada a una caldera. Esto mejora la eficiencia termodinámica de la planta y resulta en una reducción de combustible.

En una central eléctrica debe haber muchos calentadores de agua de alimentación. Cada uno tiene diferentes temperaturas y presiones y toman energía de diferentes etapas de la turbina. Los calentadores se clasifican a menudo como de presión baja, intermedia o alta.

El proceso del calentador consta de tres etapas. El primer paso es la zona de atemperación. El vapor sobrecalentado se enfría y se convierte en vapor saturado. Luego pasa a las zonas de condensación, donde la energía se extrae del vapor/agua y se utilizada para pre calentar el agua de alimentación dentro de un tubo que lleva a la caldera. El último paso es un enfriador del drenaje que captura energía adicional del agua. Estos tres pasos se llevan a cabo en cualquier calentador estándar de presión alta. En calentadores de baja presión, se elimina a menudo el primer paso.

Figura 1. Calentador de agua de alimentación horizontal

A. Salida del agua de alimentación

B. Caja del agua

C. Zona de atemperación

D. Entrada del vapor

E. Haz de tubos

F. Zona de condensación

G. Entrada del agua de alimentación

H. Zona del enfriador del drenaje

I. Salida del drenaje

J. Nivel normal del agua

4

Utilizando la automatización para mejorar el rendimiento térmico de la planta White Paper

Hay tres variables que deben ser monitorizadas cuando se determina el desempeño de un calentador de agua de alimentación. La primera es la diferencia de temperatura terminal (TTD, por sus siglas en inglés). Esta medida valora qué tan cerca la temperatura del agua de alimentación de salida está de la temperatura de saturación del agua de alimentación, es decir, la capacidad de transferencia de calor en el calentador. El objetivo es lograr una temperatura del agua de alimentación tan cercana a la temperatura de entrada de vapor como sea posible, ya que cuanto más alto es el TTD peor es el desempeño del calentador del agua de alimentación. El calentador está diseñado con un TTD meta que a menudo está alrededor de 3 °C (5 °F).

La próxima variable es la temperatura del enfoque del enfriador del drenaje (DCA, por sus siglas en inglés) que es una medida de qué tan cerca la temperatura de salida del drenaje está de la temperatura de entrada del agua de alimentación. Una temperatura DCA más baja es mejor que una más alta, pero el calentador está diseñado con una temperatura DCA meta para un desempeño óptimo. Si la temperatura DCA es muy alta, puede ocasionar daños en los tubos. Las velocidades destructivas y la rápida erosión en la zona del enfriador del drenaje son resultados probables por tener la temperatura DCA demasiado alta.

La última variable es la subida de la temperatura del agua de alimentación (TR, por sus siglas en inglés). Se mide la diferencia entre la salida y la entrada del agua de alimentación y el objetivo es lograr la meta especificada.

Para una central de 500 MV, el aumento de 1°C en la TTD de un calentador puede significar tanto como un aumento del 0.033% en el rendimiento térmico, lo cual representa un aumento substancial en el costo del combustible. Un aumento de 1°C en el DCA lleva a un aumento del 0.01% en el rendimiento térmico. Por lo tanto, es importante monitorizar las temperaturas TTD y DCA, ya que el TTD y DCA no óptimos aumentarán el rendimiento térmico y reducirán la salida eléctrica.

Hay muchos factores que pueden causar que la temperatura del agua de alimentación sea mantenida en niveles insatisfactorios y, por lo tanto, afectar las mediciones TTD, DCA y TR. Como ejemplo de esos factores tenemos los taponamientos y las obstrucciones de ductos, la ventilación inadecuada y las fugas. El nivel del agua de alimentación dentro del calentador tiene un impacto significativo en la temperatura final de esa agua, y además puede ser controlada y optimizada. La tabla 2 muestra los efectos de los cambios en el nivel.

Tabla 2. Efectos en las mediciones de los calentadores de agua de alimentación debido al nivel del agua de alimentación

Efecto sobre el aumento de temperatura (TR):

Efecto en la diferencia de temperatura de la terminal (TTD):

Efecto en el enfoque del enfriador del drenaje (DCA):

Nivel del agua de aliment. superior al

set-point Menor que la meta Mayor diferencia

La temperatura DCA disminuye

Nivel del agua de aliment. menor al

del set-point Mayor que la meta Menor diferencia

La temperatura DCA aumenta

Una temperatura más baja que la temperatura de agua final diseñada afectará la planta de modo negativo. Cuando el nivel en el agua de alimentación no está en la meta designada, el resultado es siempre una reducción en la eficiencia y un aumento en el rendimiento

5

Utilizando la automatización para mejorar el rendimiento térmico de la planta White Paper

térmico neto de las unidades. En ambas condiciones se aumenta el riesgo de daño en el hardware y se deteriora la transferencia de calor.

Si el nivel está muy alto, la zona de condensación del calentador disminuye y los ductos que deberían condensar el vapor por el contrario sub enfrían el condensado. Esto podría conducir a una inducción del agua de turbina que sería el peor de los escenarios.

La inducción de agua de la turbina puede producir gotas de agua en la turbina, lo que causaría un daño sustancial.

También se corren riesgos si el nivel está muy bajo. El enfriador del drenaje estará expuesto al vapor con temperaturas altas que hace que el condensado pase a vapor. Esto puede dañar el calentador. Cuando el nivel es muy bajo, se reduce también la transferencia de calor debido a la mezcla de vapor y agua pasando por el calentador.

Hay dos respuestas probables ante la disminución de la temperatura del agua de alimentación:

Si el nivel es muy alto o el calentador está fuera de servicio, el operadorpuede sobrecalentar la caldera para aumentar la temperatura.

Esto aumentará el consumo de combustible y las emisiones. También aumentarála temperatura de gas saliendo del horno, lo que a su vez aumenta el sprayrecalentado y sobrecalentado (utilizado para el control de la temperatura devapor vivo), lo que resulta en vapor que está demasiado caliente. Este vaporaumenta el caudal de vapor en las turbinas y puede dañar la zona del enfriadordel drenaje y dañar los tubos.

Si el nivel es muy alto, el operador puede abrir drenajes de emergencia parabajar el nivel.

Esto producirá una pérdida inmediata de la eficiencia de la planta y puede causardaños debido a la inducción del agua en la turbina, lo que podría tenerconsecuencias catastróficas, como ya se expuso previamente.

Medición de nivel en aplicaciones de presión y temperatura altas

La importancia de las mediciones de nivel en aplicaciones de vapor de presión y temperaturas altas, tales como el calentador de agua de alimentación, no se puede enfatizar lo suficiente. Sin embargo, viene acompañada de muchos desafíos y exige mucho de las tecnologías de medición. La aplicación experimentará temperaturas y presiones diferentes, especialmente durante los arranques. Los materiales cambian la densidad del proceso y puede causar errores de medición de hasta un 30% en las temperaturas más altas. Todos los dispositivos de medición basados en la densidad, tales como los desplazadores y los transmisores de presión diferencial, tendrán que compensar estos cambios para mostrar el nivel verdadero. Hay algoritmos para hacer esto y que ayudan a que el sistema responda por los cambios de densidad, no obstante, hay que saber la presión de operación para poder medir el nivel.

6

Utilizando la automatización para mejorar el rendimiento térmico de la planta White Paper

Las propiedades dieléctricas del material cambiarán durante la fase de cambio de líquido a vapor. Cuando el vapor está bajo presión alta, la dieléctrica del vapor aumenta y la velocidad de la propagación de las microondas disminuirá. Esto puede producir un error de hasta 20% en la lectura de nivel si no se compensa.

A una temperatura y presión suficientemente altas (372°C/702°F y 215 bar/3120 psi), la constante dieléctrica del vapor aumenta hasta que no haya fases distintas entre líquido y vapor. A esta altura, el medidor de radar por onda guiada no podrá identificar ninguna superficie.

El transmisor de radar por onda guiada mide directamente la superficie del líquido. Esto significa que proporciona un nivel de medición que es completamente independiente de la densidad y elimina de este modo la necesidad de cualquier ajuste programado manualmente para la compensación correspondiente a los cambios de densidad. Los transmisores hacen estos cálculos de manera automática.

El radar por onda guiada es capaz de compensar la dieléctrica de vapor de dos maneras:

Por compensación estática del vapor

Por compensación dinámica del vapor (DVD)

La compensación ocurre en la electrónica del transmisor y el nivel correcto es así enviado al sistema de control. Para la compensación estática de vapor, las presiones y temperaturas de operación esperadas se ingresan manualmente cuando se configura el transmisor y se compensan los cambios de la dieléctrica.

Con el aumento del uso de energía renovable, las plantas de carbón cambian las cargas con más frecuencia y el calentador de agua de alimentación experimenta una mayor variación. Debido a esto, la compensación dinámica del vapor (DVC) es una mejor opción, ya que compensa de modo continuo los cambios en la constante dieléctrica en el espacio de vapor. La compensación dinámica del vapor (DVC) funciona al tener el reflector a una distancia fija para medir la dieléctrica del vapor continuamente. El transmisor sabe dónde está el reflector y esperará un pulso correspondiente en esta ubicación cuando no haya vapor presente. Cuando hay vapor presente, el pulso parece moverse más lejos. El transmisor determina la diferencia entre dónde debería ocurrir el pulso y donde ocurre realmente para calcular la constante dieléctrica del espacio del vapor. Este cálculo se realiza dentro del transmisor, no en el DCS, y se basa en la propiedad física de la sonda. La compensación acordada es, por lo tanto, llevada a cabo siempre de la misma manera y hace que la compensación sea más exacta y repetible.

7

Utilizando la automatización para mejorar el rendimiento térmico de la planta White Paper

Figura 2. Calentador de agua de alimentación con tecnología de nivel

8

Utilizando la automatización para mejorar el rendimiento térmico de la planta White Paper

Monitorización de nivel y rendimiento térmico Cuando se mide el nivel en aplicaciones de temperatura y presión altas, los niveles de error pueden ser altos. Con la compensación de vapor dinámica, los niveles de error se pueden reducir a 2% o menos. Aún las desviaciones pequeñas pueden tener un efecto significativo en el rendimiento térmico y en la rentabilidad. El ejemplo a continuación, tomado en campo, explica cómo es que las desviaciones en el agua de alimentación final afecta el rendimiento térmico y los costos de combustible anuales.

Tabla 3. Ejemplos de desviaciones de temperatura

Acción para lograr el set-point: Reducir el nivel

Acción para lograr el set-point: Reducir el nivel

Acción para lograr el set-point: Reducir el nivel

Al reducir el nivel en el tanque y restablecer la temperatura del agua de alimentación a la temperatura meta, la planta fue capaz de mejorar su rendimiento térmico en 47 Btu/kWh y de este modo reducir los costos de combustible anuales en $243,000. Al utilizar tecnología que muestra el nivel verdadero, la aplicación se puede ajustar para lograr un rendimiento óptimo y así alcanzar una rentabilidad máxima.

Datos del calentador Temperatura (°F/°C)

Temperatura set-point de salida 438.4/225.8

Temperatura real 417.4/214.1

Diferencia -21.0/11.7

Meta del aumento de temperatura 81.0/27.2

Aumento de la temperatura real 64.0/17.7

Meta del enfoque del enfriador dren 10.0

Enfoque del enfriador de drenaje real 3.0

Diferenciadelatemperaturameta de las terminales 10.0

Diferencia de la temperatura real de las terminales 19.5

9

Utilizando la automatización para mejorar el rendimiento térmico de la planta White Paper

Curva de señal antes de lacompensación dinámica de vapor

Figura 3. Calentador de agua de alimentación con compensación dinámica de vapor

Curva de señal después de la compensación dinámica de vapor

En casos en que la temperatura de agua de alimentación final no se desviaba tanto de la temperatura meta especificada, había aún oportunidades de ahorro. Después de instalar transmisores automáticos de medición con compensación dinámica del vapor, se reportaron mejoras en el rendimiento térmico de 0.2% hasta 1%. Esto puede no parecer mucho, pero para una central eléctrica de 500 MW puede significar hasta $70.000 en ahorro en costos de combustible por año.

En un informe del Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI, por sus siglas en inglés) se encontró que al aumentar la monitorización del calentador de agua de alimentación, la mejora media en el rendimiento térmico fue de 30-60 Btu/kWh. La monitorización incluía mediciones de la TTD y DCA, ambas conectadas directamente al nivel del tanque. Con estos números y la fórmula mostrada anteriormente, se puede calcular con facilidad que hay un potencial de ahorros de combustible anuales en el rango de $240.000 a casi $500.000. Mediciones de nivel exactas y tecnología automatizada y confiable pueden en el largo plazo producir un gran ahorro.

1

Utilizando la automatización para mejorar el rendimiento térmico de la planta White Paper

Problemas de seguridad Debido al riesgo de inducción del agua de la turbina, los calentadores de agua de alimentación han sido identificados como fuentes de daños potenciales importantes para las turbinas y los drenajes asociados. Por lo tanto, es muy importante monitorizar el nivel del agua en los calentadores del agua de alimentación para garantizar las operaciones seguras y confiables. Para estas mediciones críticas, se recomienda que varios dispositivos sean utilizados para proporcionar redundancia en las mediciones. De acuerdo con la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (ASME, por sus siglas en inglés), por lo menos dos lazos de control de nivel separados se deben usar en el calentador de agua de alimentación. Tabla 4. Lazos de control para la medición de nivel utilizando tres transmisores(1)

0 transmisores fallidos La media o todos los tres determinan el nivel

1 de cada 3 transmisores falló Selección exclusiva de señales buenas restantes (una de las tres señales de trip)

2 de cada 3 transmisores fallaron Seleccionar el transmisor restante y dos de tres señales protectoras de trip

Todos los transmisores fallaron Controladores de nivel vuelven a manual y conservan la última medición buena.

Las operaciones seguras deben ser siempre la principal prioridad para todas las aplicaciones. Es muy recomendable seguir las normas y las recomendaciones. El uso de tecnología confiable es otra medida que asegurará un número menor de accidentes.

Figura 4. Instalación aprobada

Emerson™ recomienda utilizar el sistema de seguridad certificado SIL2 para garantizar las mediciones de nivel correcta aún en las condiciones más difíciles.

1. Fuente: Prácticas recomendadas para la prevención de daños por el agua en las turbinas de vapor que se utilizan para la generación de energía eléctrica. La Asociación Americana de Ingenieros Mecánicos.

White Paper

Para obtener más información sobre los Rosemount 5300 GWR Transmisores de nivel, visite EmersonProcess.com/Rosemount/ Guided-Wave-Radar/5300

Linkedin.com/company/Emerson-Process-Management

Twitter.com/Rosemount_News

Facebook.com/Rosemount

Oficinas centrales globales Emerson Process Management 6021 Innovation Blvd. Shakopee, MN 55379, USA

+1 800 999 9307 or +1 952 906 8888+1 952 949 7001RFQ.RMD-RCC@EmersonProcess.com

00870-0209-4530, Rev AA, April 2016

Youtube.com/user/RosemountMeasurement

Google.com/+RosemountMeasurement

Los términos y condiciones estándares de venta se pueden encontrar en Emerson.com/en-us/pages/Terms-of-Use.aspx El logotipo de Emerson es una marca comercial y una marca de servicio de Emerson Electric Co. Emerson, Rosemount y el logotipo de Rosemount son marcas registradas de Emerson Process Management. Todas las demás marcas son propiedad de sus respectivos dueños. © 2016 Emerson Process Management. Todos los derechos reservados.