Sección 4. Steam System Assessment Tool - P2

Transcripción

1 1 Sección 4 Steam System Assessment Tool - P2 Purga y vapor evaporado súbitamente Condiciones de generación de vapor Válvulas de descarga / de alivio de presión Desgasificador Componentes de la recuperación de calor Recuperación de condensado Pérdidas de la distribución

2 2 Sistema de vapor Caldera número 1 Carbón Caldera número 2 Fuel oil pesado (HFO) Caldera número 3 Gas metano Purga Purga Purga Electricidad comprada Demanda de vapor de AP del proceso Demanda eléctrica del sitio Venteo Descarga al desagüe Agua de reposición Condensado del proceso Condensado de la turbina Indica la instalación de un caudalímetro

3 3 Recuperación de la purga y del vapor evaporado súbitamente Blowdown Rate (% of feedwater flow) 5 % Do you have blowdown flash steam recovery to the LP system? No La tasa de purga es un porcentaje del flujo de agua de alimentación En general, hace referencia al flujo de purga continua Los cálculos se hicieron en la sección "eficiencia de la caldera" El vapor evaporado súbitamente se puede recuperar en el nivel de baja presión (o en el desgasificador) Use el menú desplegable para incluirlo en el sistema

4 Recuperación de la purga y del vapor evaporado súbitamente Emissions t/y CO SO2 0 NOx 445 Natural Gas kw Nm3/h eff = 82% Boiler t/h 375 C 100% dry Blowdown 7.9 t/h Purga To LP 0.0 t/h Blowdown 7.9 t/h Cabezal de BP LP Flash LP Vent 0.0 t/h 0.0 t/h 0.0 t/h 7.9 t/h Recuperación del vapor de la purga evaporado súbitamente 4

5 Condiciones de generación de vapor Please select how you wish to define your HP generation condition and then provide supplementary information below if required: Method for specifying HP generation condition Option 2 - User-defined superheated conditions Note: As a default, the model will use HP steam with 50 C of superheat. At HP pressure (25 barg), this corresponds to a temperature of 276 C Option 2 - Enter temperature 375 C Option 3 - Enter thermodynamic quality 99 % dry En el SSAT se puede configurar las condiciones del vapor que sale de la caldera El estado del vapor puede ser: Sobrecalentado Vapor saturado seco Vapor saturado con una calidad termodinámica inferior al 100 % Se supone que la mezcla saturada pasa a través del sistema El líquido que entra en los intercambiadores de calor no proporciona ninguna transferencia de energía CalidadTermodinamica = x = ( + ) m m liquid vapor m vapor 5

6 6 Generación de vapor mezcla saturado Las calderas con arrastre pueden provocar problemas operativos significativos La pérdida de energía en forma de líquido saturado se descarga a través del sistema de condensado Golpes de ariete Pérdidas de la química del agua de la caldera Erosión de la turbina y de las válvulas, y depósitos

7 7 Válvulas de descarga / de alivio de presión Letdowns / PRVs HP to MP - Is desuperheating water used? If yes, enter control temperature 190 C Note: Saturation temperature at specified MP pressure (10 barg) is 184 C No (Model default) MP to LP - Is desuperheating water used? If yes, enter control temperature 140 C Note: Saturation temperature at specified LP pressure (2 barg) is 134 C No (Model default) Las válvulas de alivio de presión (PRV) son el método más usado para reducir la presión en un sistema de vapor Los sistemas de vapor tienen una o más válvulas de alivio de presión ubicada entre los cabezales No todas las válvulas de alivio de presión controlan la presión de los cabezales

8 8 Válvulas de descarga / de alivio de presión La temperatura del vapor a la salida de una válvula de alivio de presión se controla mediante agua de alimentación (desobrecalentadores) Principalmente, el objetivo es: Protección de los equipos Condiciones de diseño Reducción de la caída de presión Desobrecalentadores Agua de alimentación HP MP LP 0.0 t/h 0.0 t/h t/h t/h 360 C 88.9 t/h 88.9 t/h 352 C

9 9 Desgasificador El oxígeno, el dióxido de carbono y otros gases son solubles en agua Estas sustancias químicas son perjudiciales para el sistema de vapor El oxígeno provoca corrosión, generalmente, en forma de los resultados de picaduras El dióxido de carbono provoca corrosión, generalmente, a causa del condensado ácido Los depósitos de condensado abiertos son lugares en los que los gases pueden disolverse en el condensado El agua de reposición contiene usualmente una cantidad significativa de gases disueltos La solubilidad de los gases en el agua disminuye a medida que aumenta la temperatura El desgasificador se usa para reducir los efectos de los gases disueltos

10 10 Contenido de oxígeno [ppm] Solubilidad del oxígeno en el agua 0,75 barg 0 barg Temperatura [ºC]

11 11 Desgasificador Deaerator Input Data Vent (as % of boiler feedwater flow) 0 % Note: Values of around 0.1% are typical Warnings Select the appropriate deaerator operating mode Option 2 - User-defined pressure Option 2 - Specify pressure 0.3 barg Note: Deaerator uses LP steam. Specified LP pressure is 2 barg El flujo de venteo del SSAT se expresa como un porcentaje del flujo de agua de alimentación de la caldera El desgasificador recibe vapor a baja presión pero puede operar a una presión todavía más baja

12 12 Componentes de la recuperación de calor Feedwater Heat Recovery System Heat recovery exchanger on the condensate tank vent? If yes, enter approach temperature 10 C Note: Approach temperature is defined as the minimum allowable temperature difference in the heat exchanger No Heat recovery exchanger on boiler blowdown? If yes, enter approach temperature 10 C No El SSAT puede modelar dos componentes de recuperación basados en intercambiadores de calor El intercambiador de calor de venteo del tanque de condesado El intercambiador de calor de la purga de la caldera Estos dos componentes de intercambiador de calor aumentan la temperatura del agua de reposición que va al desgasificador y, por lo tanto, reducen cantidad de vapor que necesita el desgasificador

13 13 Componentes de la recuperación de calor Feedwater Heat Recovery System Heat recovery exchanger on the condensate tank vent? If yes, enter approach temperature 10 C Note: Approach temperature is defined as the minimum allowable temperature difference in the heat exchanger No Heat recovery exchanger on boiler blowdown? If yes, enter approach temperature 10 C No Condensado Agua de reposición Purga

14 Intercambiador de venteo del tanque de condensado El depósito de condensado opera a la presión atmosférica El condensado que entra en el depósito con una temperatura superior a la temperatura de saturación a la presión atmosférica (100 C) se evapora súbitamente Se puede recuperar este vapor evaporado súbitamente recuperando la energía del agua de reposición Vapor evaporado súbitamente venteado Agua de reposición Vapor evaporado súbitamente recuperado Condensado de alta temperatura Condensado de alta temperatura Pérdidas del venteo del depósito de condensado Recuperación de la energía del depósito de condensado 14

15 Temperatura de aproximación La temperatura de aproximación del intercambiador de calor es la diferencia de temperatura mínima permitida en el intercambiador de calor Esta diferencia de temperatura no se logra si el contenido de energía de la corriente recuperada es insuficiente Los valores típicos de la temperatura de aproximación van de 3 C a 10 C T 3 T 1 T 2 Temperatura T 4 T 3 T 4 T 1 Ubicación T 2 T approach = (T 4 T 2 ) 15

16 16 Recuperación de condensado o de vapor evaporado súbitamente Process Condensate Input Data Condensate return temperature to tank 70 C HP condensate recovery 50 % MP condensate recovery 50 % LP condensate recovery 50 % Note: Condensate recovery specified as the percentage of steam supplied to the processes at each level Warnings Do you flash condensate to MP steam? Do you flash condensate to LP steam? No No

17 17 Recuperación de condensado o de vapor evaporado súbitamente Alta presión Tanques de evaporación súbita de condensado Media presión Baja presión

18 18 Condensado del proceso El depósitos de condensado del SSAT opera a presión atmosférica La temperatura del retorno de condensado del SSAT nos da una idea de las pérdidas de energía asociadas con el sistema de retorno de condensado El condensado del SSAT sale del intercambiador de calor del proceso como un líquido saturado a la presión del intercambiador de calor El porcentaje de recuperación de condensado refleja la cantidad de vapor de proceso recuperado en el sistema de condensado El sistema de recuperación de vapor evaporado súbitamente permite que el condesado recuperado se evapore súbitamente en los sistemas de vapor de baja presión La temperatura del agua de reposición tiene un impacto sobre los proyectos relacionados con el condensado

19 19 Pérdidas de las trampas de vapor y de las fugas de vapor Steam Trap Losses and Steam Leaks Choose a method for estimating steam losses Option 2 - Specify number of failed traps at each pressure level Trap failures on HP header 10 traps Trap failures on MP header 10 traps Trap failures on LP header 10 traps Option 1 - Losses automatically estimated by model (Model default) Warnings Option 2 - Specify number of steam leaks at each pressure level Steam leaks on HP header 10 leaks Steam leaks on MP header 10 leaks Steam leaks on LP header 10 leaks Warnings Note: Calculated values for current loss and leak rates based on current user inputs are:- HP header - Trap failures: 25, Loss per trap t/h - Total trap loss = 0.85 t/h. Steam leaks: 10, Loss per leak t/h - Total leaks = 0.08 t/h. MP header - Trap failures: 30, Loss per trap t/h - Total trap loss = 0.42 t/h. Steam leaks: 12, Loss per leak t/h - Total leaks = 0.04 t/h. LP header - Trap failures: 50, Loss per trap t/h - Total trap loss = 0.16 t/h. Steam leaks: 20, Loss per leak t/h - Total leaks = 0.02 t/h. Hay dos métodos para especificar las pérdidas de las trampas y las fugas Modelo predeterminado - el modelo estima las pérdidas El usuario especifica la cantidad de trampas que fallan en la apertura y la de fugas

20 20 Pérdidas de las trampas de vapor y de las fugas de vapor El SSAT permite que la cantidad conocida de fallas de las trampas de vapor pese más que la estimación aproximada de fallas A cada trampa que ha fallado se le asigna una cantidad de fuga La cantidad de fuga se basa en un análisis de flujo teórico para un orificio general (3,2 mm de diámetro) En el análisis teórico se usa un factor de bloqueo del 50 % Es el mismo análisis que se llevó a cabo cuando se ingresaron los datos iniciales No hay que incluir la cantidad de trampas que fallan en el cierre Las estimaciones de fugas de vapor se basan en un orificio de 1,6 mm de diámetro y un factor de obstrucción del 50 %

21 21 Modelo de trampas de vapor del SSAT El modelo de trampas de vapor del SSAT supone que todas las trampas de vapor que fallan descargan vapor en la atmósfera En esta evaluación hay que considerar el sistema de recolección de condensado En realidad, las trampas de vapor que fallan en la apertura y descargan en un sistema cerrado de recolección de condensado con vapor evaporado súbitamente actúan como si fueran válvulas de alivio de presión El sistema no pierde el vapor

22 22 Modelo de trampas y fugas de vapor del SSAT: sistema de ejemplo Steam Trap Losses and Steam Leaks Choose a method for estimating steam losses Option 2 - Losses calculated from user-defined data Option 2 - Specify number of failed traps at each pressure level Warnings Trap failures on HP header 0 traps Trap failures on MP header 0 traps Trap failures on LP header 0 traps Option 2 - Specify number of steam leaks at each pressure level Warnings Steam leaks on HP header 0 leaks Steam leaks on MP header 0 leaks Steam leaks on LP header 0 leaks Note: Calculated values for current loss and leak rates based on current user inputs are:- HP header - Trap failures: 0, Loss per trap t/h - Total trap loss = 0.00 t/h. Steam leaks: 0, Loss per leak t/h - Total leaks = 0.00 t/h. MP header - Trap failures: 0, Loss per trap t/h - Total trap loss = 0.00 t/h. Steam leaks: 0, Loss per leak t/h - Total leaks = 0.00 t/h. LP header - Trap failures: 0, Loss per trap t/h - Total trap loss = 0.00 t/h. Steam leaks: 0, Loss per leak t/h - Total leaks = 0.00 t/h.

23 23 Pérdida de energía por el aislamiento Insulation Heat Losses Choose a method for specifying heat losses Option 1 - Heat loss on HP header Option 1 - Heat loss on MP header Option 1 - Heat loss on LP header Input Data 30 kw 30 kw 30 kw Notes/Warnings Option 2 - Percentage heat loss on each header (Model default) Option 2 - % of heat lost on HP header 0.1 % Option 2 - % of heat lost on MP header 0.1 % Option 2 - % of heat lost on LP header 0.1 % Note: Losses calculated as the percentage of heat flow entering each header Note: Current values for heat entering headers are: HP kw, MP kw, LP kw - These may change when the model is updated El SSAT tiene dos métodos para las pérdidas de energía por el aislamiento La pérdida de vapor específica (kw) en cada cabezal El porcentaje de pérdida de calor específica en cada cabezal Tercer método Uso del 3EPlus

24 24 Modelo de pérdidas por el aislamiento del SSAT: sistema de ejemplo Insulation Heat Losses Choose a method for specifying heat losses Option 1 - Heat loss on HP header Option 1 - Heat loss on MP header Option 1 - Heat loss on LP header Input Data 30 kw 30 kw 30 kw Notes/Warnings Option 2 - Percentage heat loss on each header (Model default) Option 2 - % of heat lost on HP header 0 % Option 2 - % of heat lost on MP header 0 % Option 2 - % of heat lost on LP header 0 % Note: Losses calculated as the percentage of heat flow entering each header Note: Current values for heat entering headers are: HP kw, MP kw, LP kw - These may change when the model is updated

25 25 Venteo del cabezal de baja presión Los cabezales de baja presión pueden operar en un estado "desbalanceado" Esto puede ocurrir en los sistemas que: tienen en funcionamiento más turbinas de contrapresión de lo necesario tienen un estrategia de control deficiente El venteo de baja presión debería investigarse siempre desde el punto de vista de las operaciones del sitio desde el punto de vista del modelo del SSAT

26 26 Ejercicio del modelo de tres cabezales del SSAT Usando el sistema de ejemplo con la caldera de gas metano como la caldera de mayor impacto, construya un modelo que refleje con precisión los flujos de vapor, los costos de mayor impacto (marginales) del vapor y los beneficios económicos provenientes de ahorrar 1 Tph de vapor La planta genera vapor a ~150 Tph Condiciones del vapor: 25 bares y 375 C Agua de reposición 20 C

27 27

28 Resumen de los resultados SSAT 3 Header Experts Training Example Model Status : OK Cost Summary ($ '000s/yr) Power Cost Current Operation 4,380 After Projects 4,380 Reduction 0 0.0% Fuel Cost 110, , % Make-Up Water Cost % Total Cost (in $ '000s/yr) 115, , % On-Site Emissions Current Operation After Projects Reduction CO2 Emissions t/yr t/yr 0 t/yr 0.0% SOx Emissions 0 t/yr 0 t/yr 0 t/yr N/A NOx Emissions 439 t/yr 439 t/yr 0 t/yr 0.0% Utility Balance Current Operation After Projects Reduction Power Generation 0 kw 0 kw - - Power Import 5000 kw 5000 kw 0 kw 0.0% Total Site Electrical Demand 5000 kw 5000 kw - - Boiler Duty kw kw 0 kw 0.0% Fuel Type Natural Gas Natural Gas - - Fuel Consumption Nm3/h Nm3/h 0 Nm3/h 0.0% Boiler Steam Flow t/h t/h 0.0 t/h 0.0% Fuel Cost (in $/MWh) Power Cost (as $/MWh) Make-Up Water Flow 76 m3/h 76 m3/h 0 m3/h 0.0% Turbine Performance HP to LP steam rate Current Operation Not in use After Projects Not in use Marginal Steam Costs (based on current operation) HP to MP steam rate Not in use Not in use HP ($/t) MP to LP steam rate Not in use Not in use MP ($/t) HP to Condensing steam rate Not in use Not in use LP ($/t)

29 29 Costo marginal del vapor Marginal Steam Costs (based on current operation) HP ($/t) -----> MP ($/t) -----> LP ($/t) -----> Press this button if marginal costs are not shown Los costos marginales se determinan a partir de un cabezal que suministra 1 Tph de vapor adicional El costo marginal es el costo de mayor impacto real de la demanda de vapor El cálculo se basa en Datos de entrada Configuración de entrada Es importante no interrumpir el cálculo del costo de vapor marginal Si se lo interrumpe, el SSAT corta los cálculos

30 30 Costo marginal del vapor Normalmente, el costo marginal vapor se usa para los análisis las fugas de vapor los cambios en los procesos la eliminación o institución del uso de vapor nominal El costo marginal de vapor se ve afectado por el retorno de condensado cantidad temperatura

31 31 Comparación de los resultados del SSAT de los ejercicios de uno y tres cabezales En los dos casos, la generación de vapor fue distinta El costo marginal del vapor resultó idéntico en ambos casos Los beneficios económicos a partir del ahorro de 1 Tph de vapor fueron iguales En la mayoría de los casos, conviene usar el modelo de tres cabezales porque es más completo que los modelos de uno y dos cabezales Con el modelo de tres cabezales, es posible modelar sistemas mucho más complejos y más proyectos