APÉNDICE 1 MEDIR EFICIENCIA DE CALDERA 

Mantener la eficiencia óptima de la caldera no sólo minimiza las emisiones CO2, conserva dinero recursos y ahorra combustible. Por lo tanto, se podría esperar eficiencia de caldera a vigilarse periódicamente, especialmente en plantas de vapor industrial y calefacción más grande. Sin embargo, generalmente, se dirige sólo una vez o dos veces al año, por un técnico de configurar los controles automáticos y cuyo enfoque es más probable en la operación segura, sin problemas de eficiencia óptima.

El estándar para determinar la eficacia de la caldera en América del norte es el código de prueba de potencia de ASME (ASME PTC 4.1-1964, reafirmó en 1973, también conocido como ANSI PTC 4.1-1974, reafirmó 1985.). El ASME ha publicado códigos de prueba adicionales, como los generadores de vapor del recuperación de calor de aire calentadores, (PTC 41), turbina de gas (PTC 4.4), grandes incineradores (PTC 33) y motores de combustión interna (PTC 17) alternativo. Como muestra el cartel App 1-1, hay numerosas entradas y salidas que afectan la eficiencia de la caldera, y tratando de evaluar a todos ellos es mucho trabajo. Sin embargo, para calderas alimentadas con gas natural y fuel-oíl, muchas de las pérdidas no se aplican, y otros son lo suficientemente pequeños como para ser rodado en una categoría de "desaparecidos" para que un valor, por ejemplo, 0.2%, puede ser asumido.

Esto deja tres derrotas principales a tener en cuenta como se muestra en el cartel de la aplicación 1-2:1) pérdida del gas de combustión seca,2) pérdida debido a la humedad de la combustión de hidrógeno, y3) pérdida de radiación y convección.

Puede fácilmente determinar, utilizando el equipo que debe estar disponible para cada planta de vapor y es lo suficientemente precisa para guiar el dueño y operador para minimizar el uso de combustible mediante la optimización de la eficiencia. 

Pérdida del Gas de combustión seca

Las cuentas de pérdida de gas de humo seco para el calor perdieron para arriba de la pila en los productos "secos" de la combustión, es decir, CO2O2N2CO así2. Éstos llevan sólo calor sensible, mientras que los productos "mojados", principalmente la humedad de la combustión de hidrógeno, llevan calor latente y sensible. Regulaciones ambientales límite CO emisiones a alrededor de 400 ppm y sistemas de combustión moderno generalmente producen mucho menos que eso, así que desde el punto de vista de la eficiencia CO se puede tratar como insignificante. Esto simplifica los cálculos.

El ASME Código de prueba de potencia utiliza Imperial unidades (lb, ° F y Btu/lb) y así calcula pérdida del gas de combustión seca como sigue:

LDG, % = [DG x Cp x (FGT - CAT)] x 100-HHV

En que la DG es el peso del humo seco, lb/lb de combustible,  

Aplicación 1-1

 

Cartel App 1-1 ASME Eficiencia de la caldera    

Aplicación 1-2

Cp es el calor específico del gas de combustión, se asume que son 0,24,FGT es la temperatura del gas de combustión, ° F,CAT es la temperatura del aire de combustión, ° F,HHV es el más alto valor calorífico del combustible, Btu/lb.

La fórmula se puede simplificar a LDG, % = [24 x DG x (FGT - CAT)]-HHV

Si las temperaturas se miden en ° C, otras unidades permaneciendo invariable, la fórmula se convierte

LDG = [43,2 x DG x (FGT - CAT)]-HHV

El peso de gas seco por libras de combustible, DG, varía con la composición del combustible y la cantidad de exceso de aire utilizado para la combustión. Para el caso normal de hidrocarburos no quemados ni CO puede ser calculado como sigue:

DG, combustible lb/lb = (11CO2 + 8O2 + 7N2) x (C + 0.375S) - 3CO2

En que CO2 y O2 son % por volumen en el humo,N2 es % por volumen en el humo, = 100 - CO2 -O2,C y S son fracciones de peso desde el análisis del combustible, es decir, combustible de lb/lb

Es importante señalar que la ecuación anterior requiere el análisis de gas de chimenea que se divulgará en base seca; es decir, los volúmenes de CO2 y O2se calcula como un porcentaje del volumen de gas de combustión seca, excluyendo cualquier vapor de agua. Esto es porque temprano técnicas de análisis de gas emplean química mojada, que condensa el vapor de agua en el proceso de tomar la muestra. Muchas técnicas analíticas modernas, tales como empleando principios infrarrojos o paramagnéticos, medir también en forma de gas seco porque requieren muestras libres de humedad para evitar daños a las células de detección. Estos analizadores se instalan con una muestra de sistema que elimina la humedad de la muestra de gas de acondicionamiento. Sin embargo, algunos analizadores, como detectores de oxígeno "in-situ" empleando una celda de óxido de circonio, medida sobre la base de gas húmedo. Resultados de dichos equipos deben corregirse a base de gas seco antes de que se utilizan en el ASME ecuaciones. Esto se hace fácilmente utilizando los siguientes factores de corrección:

%, base seca = %, base mojada x F

Valores aproximados para F, adecuado para la rápida evaluación de la eficacia de la caldera, son de gas Natural: F = 1.19Aceite no.2: F = 1.12No. 4 aceite: F = 1.10

Para el trabajo más preciso, F puede seleccionarse de aplicación de la tabla 1-1.     

Aplicación 1-3

Cartel de la aplicación 1-2 simplificado Caldera eficiencia     

Aplicación 1-4

Tabla 1-1 aplicación factores para convertir el análisis de Gas húmedo para secar Gas base *

CO medido de Gas húmedo2 o2%Factor de corrección F

Gas natural Aceite no.2 No. 4 aceiteCO2 O2 CO2 O2 CO2 O2

 

1 - 1.22 - 1.13 - 1.122 - 1.21 - 1.12 - 1.113 - 1.19 - 1.12 - 1.104 - 1.18 - 1.11 - 1.105 - 1.17 - 1.10 - 1.096 1.14 1.15 - 1.10 - 1.097 1.16 1.14 - 1.09 - 1.088 1.19 1.13 1.08 1.08 1.07 1.079 1.22 1.12 1.09 1.07 1.08 1.07

10 - - 1.10 - 1.09 -11 - - 1.11 - 1.10 -12 - - 1.12 - 1.11 -13 - - 1.14 - 1.12 -14 - - - - 1.13 -

 * Como ejemplo: se midió de gas de combustión de la caldera de gas natural disparado sobre una base mojada

6% O2y 9% CO2, las correcciones sería:% O 2 , base seca = %, base mojada x F = 6% x 1.15 = 6,9%

% CO 2 , base seca = %, base mojada x F = 9% x 1.22 = 10,98%  Así que para determinar la pérdida del gas de combustión seca, uno necesita:

Mediciones de temperatura del gas de combustión y la temperatura del aire de combustión, que forman parte del complemento normal de instrumentación, o puede determinarse fácilmente.Análisis de gases de combustión para CO2 y O2 que puede ser determinado por un gas de combustión portátil analizador con una trampa de agua en el sistema de muestreo. Algunas plantas tienen Analizadores de gases en continuo en el lugar.Análisis de combustible y valor calorífico. Los valores típicos se muestran en la aplicación de la tabla 1-2. La composición del aceite Nº 6 es más variable que otros, particularmente con respecto a azufre y nitrógeno enlazado a combustible, por lo que los valores en la tabla 1-2 de la aplicación deben ser vistos como indicativo sólo. Es mejor tener un análisis realizado sobre una muestra representativa del aceite enviado a la planta. 

Uno puede ver en las ecuaciones que puede reducirse la cantidad de gas seco, DG,Reducir la cantidad de oxígeno en los gases de combustión, es decir, reduciendo el exceso de aire.DG reduciendo a su vez reduce la pérdida de gas de combustión seca, LDG. También se puede ver que reducirLa diferencia entre la temperatura del gas de combustión FGT y temperatura del aire de combustión,CAT, la temperatura de referencia para determinar la eficacia de la caldera, puede reducir LDG. 

Aplicación 1-5

 Precalentamiento del aire de combustión, elevando el gato y la instalación de un economizador para recuperarCalor de los gases de combustión, baje la FGT, puede reducir esta diferencia. Tabla aplicación análisis típicos de 1-2 para los combustibles fósiles comunes 

Combustible Gas natural No. 2 (aceite ligero)

No. 4 aceite (bunker A)

Aceite de Nº 6 (bunker C)

HHV, Btu/lb 22.450 19.450 18.750 18.350Último análisis, la fracción del peso

Carbono 0.721 0.865 0867 0867Hidrógeno 0.239 0.132 0.115 0108Azufre Nil 0.003 0.015 0.020Nitrógeno 0.032 Nil 0.003 0.005Oxígeno 0.008 Nil Nil Nillb CO2/1O6

Entrada de BTU117.8 163.1 169.6 173,2

 Es no obvio de la fórmula para LDG reducir la cantidad de humo seco DGTambién reduce la temperatura del gas de combustión. Sin embargo, considerando que una caldera representa un Fija el área de intercambio de calor, es comprensible que reduciendo el gas fluyendo sobre la superficie Tiende a reducir la temperatura final del gas. Por lo tanto, reducir el exceso de aire tiene una Agrava el efecto favorable sobre la eficacia de la caldera y mantener estricto control sobre Exceso de aire es la mejor oportunidad para mejorar la eficiencia de la caldera. Emisión excesiva de CO, Hidrocarburos incombustos y funcionamiento de la caldera inseguro son factores que limitan la Grado al que se puede reducir el exceso de aire. Quemadores buenos y controles de combustión precisa Son necesarias para obtener buenos resultados. Pérdida debido a la humedad de la combustión de hidrógenoComo se explica en el capítulo 3, el componente de hidrógeno del combustible sale de la caldera como agua Vapor, llevando consigo la entalpía o contenido de calor, correspondientes a sus condiciones de Temperatura y presión. Es vapor a una presión muy baja pero la temperatura bastante alta, la Temperatura de la pila y la mayoría de su entalpía es en el calor de vaporización. Esto hace que sea Una pérdida significativa, comúnmente cerca de 11% para el gas natural y 7% para el aceite combustible. El Diferencia refleja el contenido de hidrógeno relativo de estos dos combustibles.

La fórmula de ASME código de prueba de potencia para el cálculo de la pérdida debido a la humedad de la La combustión del hidrógeno es: 

LH, % = [x 900 H2 x (hg – hf)] ÷ HHV En que H2 es la fracción de peso de hidrógeno en el último análisis del combustible,

Aplicación 1-6

 HHV es el valor más alto de la calefacción,hg es la entalpia en Btu/lb de vapor de agua a 1 psi y el humo(FGT) de temperatura en ° F, yhf es la entalpia del agua a la temperatura del aire de combustión (CAT) en ° f él. 

hg puede determinarse de tablas de vapor o de la ecuaciónhg, Btu/lb = 1055 + (0.467 x FGT).

hf también se puede determinar de tablas de vapor, o de la simple relaciónhf , Btu/lb = CAT - 32.

 Así que, sabiendo la temperatura del gas de combustión, la temperatura del aire de combustión y el combustible analítica datos, LH puede calcularse fácilmente. Desafortunadamente, no hay mucho que puede hacer el operador para reducirlo. Puesto que la mayor parte del calor perdido es en el calor de la vaporización, mide reducir el tubo gas temperatura tienen sólo un efecto pequeño. Una medida, particularmente eficaz cuando gas natural de tiro, debe pasar el humo a través de un calor de condensación intercambiador, que recupera el calor de vaporización por convertir el vapor de agua hacia atrás a forma líquida. Este método requiere equipo adicional y se discute en los capítulos 2 y 3. Pérdida por radiación y convecciónLa naturaleza y el alcance de la pérdida por radiación y convección (LR) se discuten enCapítulo 3. LR normalmente no se mide; en cambio se estima usando una tabla elaborada por la caldera American Manufacturers' Association (ABMA). Valores aplicables a las modernas calderas con todas las paredes refrigeradas por agua, han sido seleccionados de la carta ABMA y son presentados en la aplicación de la figura 1-1.

 Aplicación de la figura 1-1 radiación y las pérdidas por convección para varios tamaños de caldera 

 Aplicación 1-7

Como se señaló en el capítulo 3, LR puede minimizarse mediante la distribución de la demanda entre la caldera disponible para mantener en operación en el rango de carga superior. Además, el calor perdido generalmente se calienta hasta la sala de calderas, a veces incómodo por lo tanto y a veces es práctico para recuperar parte de este calor mediante la ampliación de la entrada del ventilador de tiro forzado a cerca de la techo. Esto eleva la temperatura del aire de combustión (CAT) y reduce un poco la seca pérdida del gas de combustión (LDG). Sin embargo, si esto se hace a los efectos sobre la capacidad del ventilador y la sala de calderas debe medirse la ventilación. Pérdidas "No contabilizadas"Como se indica en el cartel de la aplicación 1-2, supuestos razonables con respecto a estas pérdidas son 0.1 % para gas natural, 0.2% de gasóleo. Para el petróleo pesado, puede ser un valor entre 0.3 y 0.5 % su caso, para compensar el combustible de calefacción y, quizás, el vapor de atomización. Quema de plantas combustibles sólidos requieren evaluación individual para hacer frente a las pérdidas adicionales como carbono en ceniza. Utilizando datos de eficiencia de calderaDespués de haber decidido el análisis de gases de combustión, combustión y la temperatura del gas de combustión de aire temperatura para cada caldera en quizás cuatro o cinco puntos sobre su gama de carga, el operador entonces puede hacer uso de estos datos para optimizar el rendimiento de la planta. Primero, mirando O2 y Los niveles de CO en los gases de combustión, se pueden extraer conclusiones sobre el ajuste de aire/combustibleControla y secar si la pérdida del gas de combustión (LDG) puede reducirse con seguridad reduciendo exceso aire. En segundo lugar, la eficacia de la caldera en cada punto de prueba puede obtenerse sumando las pérdidas, como se determina a partir de los anteriores procedimientos y restar de 100. Es decir; 

Eficiencia (η) = 100 – (LDG + LH + LR + LUA ) 

Luego de una curva de rendimiento puede establecerse para cada caldera. Generalmente es la eficiencia de la caldera más alto entre 50% y 80% de la capacidad para valorar (MCR). Es generalmente inferiores a baja carga debido a exceso de aire más alto y mayor radiación y convección las pérdidas y baja a alta carga debido a la temperatura alta de la pila. Con la eficiencia de la caldera curva como guía el operador pueden cambiar cargas entre calderas para mantener a cada uno en cerca su eficacia más alta. En el diseño o remodelación de una planta, el perfil de la demanda contra tiempo debe ser considerado cuidadosamente, y caldera debe tener un tamaño seleccionado lo que funcionan en el rango más eficiente la mayoría de las veces.

Si calderas existentes tienen una alta temperatura a plena carga de la pila y operar allí mucho del tiempo, podría ser rentable para agregar equipos de recuperación de calor como economizadores o calentadores de aire.  

Aplicación 1-8