Sex Pattern
DISCUSSION
El objetivo de esta norma es establecer los procedimientos para evaluar el desempeño de una caldera de recuperación (HSRG) empleadas comúnmente en instalaciones de ciclo combinado. La caldera de recuperación será vista a partir de los gases de escape de la turbina de gas, la cual puede contar con quemadores adicionales para postcombustión. La norma ASME PTC 4.4 está conformada por las siguientes 7 secciones [3]:
Sección 1: Objetivos y alcance
Sección 2: Definiciones y descripción de términos Sección 3: Guías principales
Sección 4: Instrumentos y métodos de medición Sección 5: Cálculos
Sección 6: Reporte de resultados Sección 7: Apéndice
Los propósitos de estas pruebas son determinar:
la eficiencia o efectividad de la caldera de recuperación de calor la capacidad operando a condiciones especificas
Es muy importante proporcionar datos para la determinación de algunos o todos los componentes a condiciones específicas de operación, para propósitos tales como:
o comparar el desempeño actual contra el de diseño
o comparar distintos componentes del HRSG a condiciones de diseño o comparar a diferentes condiciones de operación (cargas parciales)
o determinar el desempeño de componentes individuales o secciones del HRSG o comparar el desempeño cuando se queman diferentes combustibles
Los métodos descritos en esta norma solo pueden ser usados en unidades de recuperación de calor empleadas en instalaciones de ciclo combinado (Figura 2.1). Las unidades operando con menos de 20% de exceso de aire serán evaluadas de acuerdo a la norma ASME PTC 4.1 para generadores de vapor convencionales. Los métodos usados en este reporte también pueden ser usados en los siguientes equipos:
Unidades calentando solamente agua
Unidades usando fluidos de trabajos diferentes del agua
Unidades en la que los gases calientes de entrada provienen de fuentes diferentes a las turbinas de gas
HRSG con combustión auxiliar (mezcla de aire fresco con combustible, es decir, la fuente de calor proviene totalmente de la caldera de recuperación de calor, no de los gases de escape de la turbina de gas)
Es muy importante resaltar que esta norma no aplica para los siguientes casos:
Generadores de vapor convencionales, pues su objetivo principal no es la recuperación de calor de los gases de desecho de la turbina de gas.
Equipos auxiliares tales como bombas y ventiladores
Equipamiento de amortiguamiento de emisiones ruidosas
Pureza y calidad del vapor
La norma ASME PTC 4.4 se complementa con otras nomas tales como: ASME 22 (Turbinas de gas), ASME 46 (Eficiencia global de plantas), ASME 3.3 (Combustibles gaseosos), ASME 19.1 (Medidores de temperatura), así como también de la norma ASTM D 3588 (Calculo del poder calorífico) que se recomiendan consultar para una mejor compresión de los términos y/o procedimientos que se utilizan posteriormente.
Los resultados de todas las pruebas dependen en gran medida de la selección y aplicación de la instrumentación adecuada, así como de su calibración y de la precisión de las lecturas. Otro aspecto de vital importancia en los resultados de las pruebas, es la determinación adecuada de las propiedades del combustible empleado, por lo que se debe efectuar su análisis para cada tipo de combustible (ASME PTC 3.1 Diesel y ASME PTC 3.3).
Esta norma es una guía para llevar a cabo, las pruebas para todo tipo de recuperadores de calor, tales como: con y sin postcombustión, vertical, horizontal, de circulación natural y forzada, debido a la gran variedad de diseños existentes. En este caso, el responsable de conducir la prueba, estudiara la unidad en particular y desarrollara el procedimiento de prueba que este más acorde con el objetivo general de esta norma.
Las instrucciones dadas en esta norma aplican para calderas de recuperación empleadas en instalaciones de ciclo combinado, como la que se muestra en la figura siguiente, donde el código de flujos de entrada y salida es referenciado en la Tabla 2.1 para una mayor comprensión y entendimiento de los flujos entrando y saliendo de la frontera evaluada.. Las indicaciones son dadas para tres métodos de cálculo de la eficiencia del recuperador de calor. Los métodos de entrada-salida y pérdidas térmicas son para determinar la eficiencia global del recuperador de calor, mientras que el método de efectividad cuantifica el desempeño de cada componente que integra la unidad de recuperación de calor en base a la máxima transferencia de calor teóricamente posible.
Tabla 2.1 Código de flujos de entrada y salida de la Figura 2.1
No. DESCRIPCIÓN DIRECCIÓN
1 Combustible de turbina de gas. Entrada
2 Inyección de vapor en turbina de gas. Entrada
3 Inyección de agua en turbina de gas. Entrada
4 Aire para combustión de turbina de gas. Entrada 5 Extracción de gases de escape de la turbina de gas. Salida 6 Derivación de gases de escape de la turbina de gas. Salida 7 Gases de escapen entrando a la caldera de recuperación de calor. Entrada
8 Aire para la postcombustión. Entrada
9 Combustible para la postcombustión. Entrada
10 Vapor sobrecalentado de alta presión. Salida 11 Agua atomizada para atemperar vapor de alta presión. Entrada
12 Vapor auxiliar de alta presión. Salida
13 Recalentado caliente para turbina de intermedia presión. Salida 14 Vapor auxiliar de alta presión para el HRSG. Entrada 15 Recalentado en frio de la turbina de alta presión. Entrada 16 Agua atomizada para atemperar el recalentado. Entrada 17 Salida de vapor saturado de alta presión. Salida 18 Recirculación del economizador de alta presión. Salida 19 Agua de alimentación del sistema de alta presión. Entrada 20 Vapor sobrecalentado de intermedia presión. Salida 21 Salida de vapor saturado de intermedia presión. Salida 22 Recirculación de agua del economizador de intermedia presión. Salida 23 Agua de alimentación del sistema de intermedia presión. Entrada 24 Vapor sobrecalentado de baja presión. Salida 25 Perdidas de calor que cruzan la frontera del HRSG. Salida
26 Vapor saturado de baja presión Salida
27 Recirculación de agua del economizador de baja presión. Salida 28 Agua de alimentación del sistema de baja presión. Entrada 29 Condensado o agua precalentada del HRSG. Entrada
30 Vapor saturado de baja presión. Salida
31 Inyección de vapor al domo del deareador integral. Entrada
32 Fluido calentado en el HRSG. Salida
33 Fluido calentado en el HRSG. Entrada
34 Entrada de combustible gaseoso calentado en el HRSG. Salida 35 Combustible gaseoso calentado en el HRSG. Entrada 36 Combustible gaseoso calentado en el HRSG. Salida 37 Entrada de condensado al precalentador de agua de alimentación. Entrada
38 Gases de escape a la chimenea. Salida
39 Purga del domo de alta presión. Salida
40 Purga del domo de intermedia presión. Salida
41 Purga del domo de baja presión. Salida
42 Agua de alimentación para las bombas de baja, media y alta presión. Salida
43 Agua y otro condensables del gas. Salida
44 Perdidas de al turbina de gas. Salida
2.1.1 Guías principales
Los propósitos de esta sección es proporcionar una guía para planear, conducir y evaluar el desempeño del recuperador de calor. Los acuerdos serán alcanzados como objetivos específicos y determinados a partir del método de operación. Algunas restricciones de las
condiciones serán eliminadas mediantes acuerdos antes del inicio de la prueba. Los mutuos acuerdos serán alcanzados antes de la prueba, sobre temas como los siguientes:
Objeto de la prueba y métodos de operación.
Medios para mantener constantes las pruebas de operación. Localización, tipo y calibración de instrumentos.
Si la determinación de la eficiencia será hecha por:
a) Método de pérdidas térmicas o método de entrada-salida; b) Método para la determinación del flujo de gases del HRSG; c) Flujos adicionales de calor y pérdidas medidas;
d) Flujos adicionales de calor y pérdidas asignadas no medidas; e) Desviaciones aceptables en la eficiencia de las corridas;
Si la determinación de la efectividad será hecha:
a) En el punto en el cual la temperatura de entrada de los gases del HRSG es medida;
b) En el punto en el cual la temperatura de salida de los gases del HRSG es medida;
c) Fijando el valor de la caída de entalpía máxima teóricamente posible (MTP);
Si la determinación de la capacidad será hecha por: a) Medición de flujo de vapor;
b) Desviaciones aceptables en las capacidades entre pruebas;
Los propósitos detallados en esta sección representan las buenas prácticas de la ingeniería en la industria, para la determinación del desempeño del recuperador de calor. Los representantes de cada parte de la prueba, observaran y confirmarán que fue conducida de acuerdo con los procedimientos siguientes:
Organización y calificación del personal de prueba; equipos para guardar lecturas y observaciones así como cálculos de los resultados de la prueba.
Condiciones aceptables de operación, corrida preliminar, duración de pruebas y procedimientos que deberán ser seguidos durante la prueba.
Limpieza de la unidad inicialmente y como se ha comportado durante la prueba. El combustible que será quemado, el método y frecuencia de obtención de muestras
de combustible así como del laboratorio que hará el análisis.
Correcciones que serán hechas para desviaciones a partir de las condiciones específicas de operación y sus valores numéricos.
Limites de error en medición y muestras. Fugas permitidas.
Tabla 2.2 Variaciones máximas permisibles sugeridas en condiciones de la prueba.
Variables Variación de algunas condiciones observadas a partir de reportes promedio durante la corrida. a) Flujo de agua al economizador ±2%
b) Flujo de recirculación al economizador ±3%
c) Flujo de agua atemperadora ±4%
d) Flujo de purga ±4%
e) Flujo de combustible para la turbina de gas ±2% f) Flujo de combustible suplementario ±2% g) Potencia de salida de la turbina de gas ±2% h) Temperatura de gas de la caldera ± 5.5 °C i) Temperatura de gases a la chimenea ± 5.5 °C j) Temperatura de agua al economizador ± 5.5 °C k) Temperatura de vapor saliendo del sobrecalentador ± 5.5 °C
l) Temperatura ambiente ±3 °C m) Presión barométrica ±1% n) Presión de vapor ±2% o) Flujo Aire ±2% Gases HRSG ±2%
Escape turbina de gas ±2%
Para estabilizar el funcionamiento de los equipos, se debe de preparar la corrida de tal manera que el equipo será operado por tiempo suficiente para establecer las condiciones de estado estacionario. El estado estacionario es logrado cuando los parámetros clave, asociados con los objetivos de la prueba han sido estabilizados. La estabilidad será lograda cuando el monitoreo continuo indique que las lecturas están dentro de las variaciones máximas permisibles sugeridas en la Tabla 2.2 en un periodo de tiempo.
Duración de la prueba. Cuando se determine el desempeño de la caldera de recuperación, la prueba no deberá ser menor a una hora pero tampoco mayor a dos horas de duración. Una prueba o corrida es un conjunto de observaciones hechas sobre un periodo de tiempo.
Procedimientos de arranque y paro. Las condiciones de flujos másicos, temperaturas y presiones deberán estar tan cerca como sea posible al final de la prueba como al principio.
Condiciones de operación. Cada prueba será hecha para operar bajo las condiciones especificas tales como: tipo de combustible, flujos másicos, presiones y temperaturas; afín de evitar la aplicación de correcciones para los resultados de la prueba.
Tolerancias y límites de error. Los resultados de la prueba serán reportados como los calculados a partir de las observaciones de la prueba. Los límites de probable error sobre la eficiencia calculada, efectividad o capacidad serán tomados como la raíz cuadrada de la suma de los cuadrados de los efectos individuales de eficiencia, efectividad o capacidad.
Instrumentos y métodos de medición
Esta sección describe los instrumentos, métodos y precauciones que deberán ser empleados en pruebas al recuperador de calor bajo esta norma. La instrumentación generalmente requerida para la prueba es presentada en la siguiente lista para los siguientes propósitos:
Medición de flujo
Medición de temperatura
Medición de presión
Las series de la norma ASME PTC 19 contienen las descripciones de los instrumentos, dispositivos y métodos de medición probables que se requieren en cualquier prueba de los equipos. Estos incluyen indicaciones de aplicaciones de instrumentos, límites y fuentes de error, incertidumbre y métodos de calibración.
Medidores de flujo
Esta norma recomienda auxiliarse en la norma ASME PTC 19.5 para calibrar venturis, placas orificios y boquillas de flujo en laboratorios, para poder medir la entrada de agua o flujo de vapor en cada nivel de presión del HRSG. La precisión del flujo es vital para determinar el desempeño de la planta. Varias técnicas disponibles tienen limitaciones como la precisión y magnitud de flujo, por lo cual es su inconvenientemente.
Método de medición de combustible liquido. Los flujos de combustible líquido pueden ser medidos usando una placa orificio instalada de acuerdo a la norma ASME PTC 19.5.
Método de medición de combustible gaseoso. La medición de flujo de combustible gaseoso requiere el uso de placa orificio, boquillas de flujo o toberas, tubos venturi, medidores ultrasónicos o de turbina.
Medición de flujo de agua: La medición del flujo de agua en la caldera de recuperación de calor requiere el uso de tubos venturis, toberas y placa orificio.
Medición de flujo de vapor: El flujo de vapor a la salida será obtenido a partir de la medición del agua como se describió en el párrafo anterior, corregido por alguna suma o extracción en el elemento medido, tal como una purga continua o agua atemperadora.
Flujo de gases de combustión y aumento de aire en el HRSG. El flujo másico total del escape de la turbina de gas cruzando el límite del HRSG será calculado mediante un balance de energía descrito en el apéndice A, aunque existen diferentes tipos de medición:
o Determinación de flujo por Caudalimetros: Este método se usa donde el monitoreo continuo es requerido; toberas y placa orificio pueden ser instalados.
o Determinación de flujo por velocidad transversal: Es comúnmente usado cuando el flujo no es usualmente uniforme en las secciones que cruzan el ducto.
Nota: Donde la dirección del flujo de gas no es normal al plano transversal, es recomendado el uso de una sonda direccional, como la sonda Fechheimer, que será usada para determinar la velocidad y dirección del flujo
Medidores de temperatura
La temperatura es típicamente medida con termocoples o termopares, detectores de temperatura por resistencia (RTD‟s) o termómetros de mercurio. Estos aparatos producen una lectura directa o una señal, cual puede ser leída con una caratula o en un transmisor. Detalles sobre el uso e instalación pueden ser encontrados en la norma ASME PTC 19.3 sobre el uso de termocoples y medidores de temperaturas.
Medición de temperatura de agua y vapor. La temperatura de vapor saturado será determinada por la presión en el domo de vapor. La temperatura de vapor sobrecalentado será medida tan cerca de las salidas de vapor sobrecalentado y recalentado afín de minimizar el error de pérdidas de calor. La temperatura del agua de alimentación será medida tan cerca como sea posible de la entrada del economizador. Los termocoples son recomendados para temperaturas mayores a 404 °C, menores a 404 °C detectores de temperatura por resistencia serán usados. La medición de temperatura de un fluido en una tubería o recipiente es medida mediante un termopozo.
Medición de temperatura de los productos de combustión. El flujo de gases de escape a través del ducto tiene características no uniformes de temperatura. Esto es debido a que en la descarga de la turbina de gas o cerca ocurre una perturbación del flujo debido a algún codo o pieza de transición. Para obtener un promedio representativo, múltiples puntos deberán ser muestreados en un plano perpendicular al flujo. El plano de medición debe estar situado alejado de codos, estrangulamientos o expansiones del ducto.
La temperatura total de los gases de combustión es necesaria, si la velocidad promedio en la zona de medición de la temperatura excede de 30.5 m/s, entonces se sugiere que la lectura de la temperatura sea ajustada para el efecto de la velocidad.
2 2
t TG p d T T V c T T (2.1) Este norma requiere mediciones independientes de La temperatura de los gases de escape a la salida de la turbina de gas siguiendo los procedimientos de la norma ASME PTC 22.
Tabla 2.3 Número recomendado de puntos de medición de temperatura [4]. Entrada al HRSG
Descarga axial Lado descarga Un mínimo de 12 puntos Un mínimo de 18 puntos Un máximo de 36 puntos Un máximo de 36 puntos
Chimenea Típicamente 12 puntos
El número de puntos de medición es determinado experimentalmente o mediante las recomendaciones mostradas en la Tabla 2.3. Las partes de la prueba deberán localizar el plano de medición de temperatura a la entrada al recuperador, lo más cercano a este posible. El plano de medición de la chimenea deberá ser localizado a menos de dos diámetros de cualquier obstrucción o transición [4].
Para ductos redondos, los puntos de la prueba pueden ser instalados en dos lugares (diámetros) 90° aparte. El espacio de los puntos de medición es basado en los centroides de áreas iguales a lo largo de cada diámetro. Para conductos cuadrados o rectangulares, el mismo concepto de localización de puntos de medida en los centroides debe ser usado.
Medidores de presión
Esta sección presenta los métodos de medición y las precauciones con respecto a la medición de la presión. La presión se mide con indicadores de nivel, manómetros o transductores. La salida de estos dispositivos es digital o analógica. Para guías y requerimientos adicionales se hace referencia a la norma ASME PTC 19.2 para un mejor entendimiento de los instrumentos de medición de presión.
Presión diferencial de aire y gas. La presión estática en el ducto de gas en la entrada HRSG se requiere para determinar la caída de presión del lado gases, por lo que un transmisor de presión diferencial o manómetro deberá ser utilizado.
Presión diferencial en agua y vapor. La presión estática en las tuberías de agua y vapor es requerida para determinar las propiedades del fluido como la entalpía, así como para la obtención de resultados corregidos.
Cuando un medidor de presión diferencial es instalado sobre un elemento de flujo que se encuentra en una línea vertical de agua o vapor, la medición deberá corregir la diferencia de altura en la línea de detección y cambio en el cabezal del fluido.
2.2 METODOLOGÍA DE LA EFICIENCIA POR EL MÉTODO DE