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GUÍA PARA LA EVALUACIÓN Y LA OPTIMIZACIÓN DE LA EFICIENCIA EN CALDERAS

POR:Héctor Ricaurte, Oscar Villa, Carlos MorenoIngenieros vinculados al área de diseñoy desarrollo de VR ingeniería

REFERENCIAS

Steam its generation and use, 41th edition,

The Babcock and Wilcox Company

Theoretical and numerical combustion, third edition, Thierry Poinsot and Denis

Veynante

Combustion, Fourth edition, Irving Glassman and Richard

A. Yetter

Latest Advances in the Understanding of Acid Dewpoint Corrosion / W.M.M. Huijbregts, R.

Leferink

Energy performance assessment of boilers. Prof. Karthikeyan A.K. Tomado de:

www.em-ea.org

Esta guía se ha escrito de acuerdo a la experiencia de los autores. El libro base empleado para el desarrollo de los modelos de cálculo fue Steam, its generation and use en sus últimas ediciones. Varias de las fórmulas y tablas incorporadas en este documento corresponden a las presentadas en su edición 41 y 42 y son las utilizadas en el software para el diseño y la simulación de las calderas VR-Boiler-Cad desarrollado por VR ingeniería en los últimos años.

Aprovechamos para exaltar el más que inmenso aporte que han hecho los autores y los financiadores de este libro, para presentar en una forma detallada y rigurosa el conocimiento universal en lo referente a las calderas, y específicamente, para presentar una metodología sólida y completa para su cálculo y diseño.

2 GUÍA PARA LA EVALUACIÓN Y LA OPTIMIZACIÓN DE LA EFICIENCIA EN CALDERAS

GUÍA PARA LA EVALUACIÓN Y LA OPTIMIZACIÓN DE LA EFICIENCIA EN CALDERAS

Siempre que se utiliza una caldera con mayor eficiencia, se consume menos combustible, y por lo tanto, el costo de operación es menor, además de que se emiten menos gases contaminantes a la atmósfera.

La única forma de disminuir las emisiones de CO2 (dióxido de carbono) en las calderas, es optimizando la transferencia de calor y la eficiencia de la combustión.

Por ejemplo, una caldera de 1.000 BHP que trabaja 330 días al año en promedio, al 80% de su carga, con una eficiencia del 80% con base en el poder calorífico superior (HHV), consume 5.200 toneladas de combustible y produce 14.100 toneladas de CO2 al año. Con calderas modernas que usen economizadores estándar sin condensación y quemadores de alta eficiencia, se puede mejorar la eficiencia promedio en un 6%, e incluso hasta en un 14%, si fuera posible utilizar economizadores con condensación, con lo cual sería posible disminuir las emisiones de CO2 entre 850 y 2.000 toneladas por año, para este caso1.

Si un vehículo en promedio emite 250 GR/KM de CO2 y transita 15.000 KM/año, al año emite 3.75 toneladas de CO2. Así, optimizar una caldera de 1.000 BHP representa eliminar las emisiones de 227 a 540 vehículos; es decir, en el primer caso, equivale a reemplazar 227 vehículos de gasolina por eléctricos, sin considerar,

1 Separamos los economizadores sin condensación y los economizadores con condensación, ya que en todas las instalaciones es posible instalar economizadores estándar sin condensación. La posibilidad de condensar el agua de los gases de combustión solo es viable si se tiene agua de proceso a baja temperatura o si no hay retorno de con-densados.

A través de esta guía, haremos una introducción a la base teórica que permite entender los fenómenos de la combustión y la transferencia de calor en las calderas.

Así, este documento está dirigido a los usuarios de calderas que quieran conocer más sobre la esencia de estos fenómenos; o bien, a aquellos que tienen interés por entender de una mejor manera el concepto de eficiencia en instalaciones de vapor o de agua caliente. En él, encontrarán las herramientas para evaluar las opciones acerca de la optimización de una instalación existente o la adquisición de una nueva caldera.

La mayoría del parque de calderas industriales que actualmente opera en muchos países, corresponde a calderas diseñadas y construidas en los años 80s y 90s, época para la cual las expectativas de los diseñadores de calderas eran menos exigentes. Para este tiempo, apenas se empezaba a hablar del cambio climático, y el costo de los combustibles era menor; no se hablaba aún de economizadores en calderas industriales, y mucho menos, de los que condensan el agua de los gases de combustión.

El objetivo de los fabricantes modernos de calderas es ofrecer equipos que optimicen la combustión, a través de quemadores eficientes, en calderas que transfieran la máxima cantidad de energía de los gases de combustión al agua o al fluido frío, y en las cuales las emisiones de gases contaminantes -como NOx (óxidos de nitrógeno) y SO2 (dióxido de azufre)- cumplan con las normas establecidas en cada región, por medio de equipos seguros, compactos y de buen precio.

3LA COMBUSTIÓN

el ahorro de la energía requerida en su fabricación y el costo ecológico de la producción y el desecho de las baterías.

Reemplazar los 227 vehículos costaría unos US$ 3.8 millones, mientras que optimizar la caldera de 1,000 BHP, instalando un quemador de alta eficiencia, un economizador estándar y un control de O2 (oxígeno), no costaría más de

US$150.000. Para el usuario, el ahorro anual en combustible sería de unos US$140.000, es decir, lo equivalente a un periodo de pago del orden de 1 año.

En este ejemplo, si consideramos un hogar típico con un consumo de gas mensual de 45 M3, el ahorro proveniente de la instalación permitiría proveerle gas a entre 728 y 1,700 familias.

La combustión2 es definida como un proceso químico en el que rápidamente los componentes de un combustible se oxidan y se genera energía en forma de calor y luz. En los combustibles fósiles hay tres elementos esenciales que al reaccionar con el O2 liberan calor: C (carbono), H (hidrógeno) y S (azufre).

Desde el punto de vista de la generación de calor, el S desempeña un papel marginal, pero merece atención especial por ser la fuente más importante de contaminación en las calderas, y el principal compuesto generador de corrosión en las zonas de baja temperatura.

El propósito de una buena combustión es liberar toda la energía almacenada en el combustible, con la mínima cantidad de aire posible; el valor nominal de aire con el cual, desde el punto de vista teórico, todo el O2 presente en el aire reacciona, es

2 Para todos los ejemplos que se presentan en este do-cumento, los cálculos se han hecho con el software VR-BOILER-CAD, desarrollado por la empresa VR Ingeniería en los últimos años.

conocido como valor estequiométrico.

Tomemos como ejemplo la reacción del CH4 (metano):

CH4 + O2=> CO2 + H20

Balanceando la cantidad de masa reactante y la resultante, tenemos:

CH4 + 2O2=> CO2 + 2H20

En este caso, es fácil ver que para quemar una molécula de CH4 se necesitan dos moléculas de O2. De acuerdo con la ley de Avogadro, la fracción molar de una mezcla de gases ideales es igual a la fracción por volumen; es decir, por cada unidad de volumen de CH4, se necesitan dos unidades de O2. Como en la práctica la reacción se hace con aire, y por volumen, la composición del aire es O2 en un 20.95% y N2 (nitrógeno) en un 79.05%, al hacerse presente el N2, la reacción resulta así:

CH4+2O2+7,55N2=> CO2+2H20+7,55N2

CAPÍTULO 1

LA COMBUSTIÓN


De esta ecuación, podemos concluir que para quemar un FT3 de CH4, necesitamos 9,55 FT3 de aire, o que para quemar 1 LB de CH4, se requieren 3.989 LB de O2, y por lo tanto, 17.24 LB de aire.

(Peso molecular del CH4 16.043 , O2 31.999, entonces O2=31.999 x 2 / 16.043 = 3.989 LB. % de O2 en aire por peso 23.14 entonces Aire =3.989/0.2314=17.24 LB).

Para los hidrocarburos que hacen parte de las mezclas de gas natural, los valores de aire estequiométrico, en ft3/ft3 de combustible y en lb/lb de combustible se presentan en la tabla 6 del anexo.

Para establecer la cantidad de O2 y/o aire estequiométrico de los combustibles líquidos o sólidos, se recurre al análisis último del combustible, el cual no es otra cosa que un indicador, en porcentaje, de la cantidad presente de cada uno de los elementos constituyentes del combustible.

El valor de aire estequiométrico para cualquier combustible es:

TA C=∑X iTA i

Donde, TAC es el aire estequiométrico (aire teórico) del combustible, X i es la fracción de cada componente y TA i es el aire teórico del componente i . Si se utiliza la fracción por volumen el resultado es Ft3/Ft3 de combustible y si se utiliza la fracción por peso es lb/lb de combustible.

Para los combustibles sólidos y líquidos se resume asi:

TA=11.51xC+34.29x(H2-O2/8)+4.35xS

C, H2, O2, S corresponden a las fracciones por peso del análisis último del combustible.

El análisis último de algunos combustibles sólidos y líquidos se presenta en la tabla 1 y una composición típica de gas natural y Biogas se dan en la tabla 2; el aire estequiométrico y el poder calorífico de estos combustibles se muestran en la las mismas tablas.

El calor de combustión corresponde al calor liberado en la combustión de una unidad de masa de combustible, el cual normalmente se mide en un calorímetro, en el cual los productos de la combustión ceden su calor hasta obtener la temperatura inicial. La energía cedida al medio enfriante es conocida como poder calorífico superior (HHV - Higher Heat Value).

En el caso de combustibles sólidos y líquidos, una buena aproximación para el cálculo del HHV, se logra utilizando el análisis último .Para estos combustibles:

C 80,31 29 23,72 86,85

S 1,54 0,057

H2 4,47 4,18 3,4 12,95H2O 2,9 38,86 50,06N2 1,38 0,76 0,6 0,1

O2 2,85 24 19,62 0,1ASH 6,55 3,143 2,6TOTAL 100 100 100 100

HHV(Btu/lb) 14294 4952 4037 20563LHV(Btu/lb) 13844 4152 3193 19441

CARBONBITUMINOSOLB/LBDE

COMBUSTIBLE

Tabla1Análisisúltimocombustiblessólidos.HHV,LHV,Aireesteiquiometricolb/10E4BTU,lbaire/lbcomb.

LBAIRE(DRY)/10E4BTUESTEIQ.

7,5 7,54 7,55 6,99

FIBRAPALMAACEITE

BAGAZODECAÑA

FUELOILNo.2

LBAIRE(DRY)/lBCOMB

10,72 3,74 3,05 14,43

HHV=14,544xC+62,028x(H2-O2/8)+4,050xS

C, H2, O2, S corresponden a las fracciones por peso del análisis último del combustible.

Para mezclas de gases, esta fórmula es una aproximación gruesa, el HHV normalmente lo suministra el proveedor

5LA COMBUSTIÓN

del gas o se calcula de acuerdo a la composición molar de gas y los poderes caloríficos de cada fracción. (Ver tabla 6 en el Apendice)

HHV C=∑X iHHVi

Como en los productos de la combustión, de todos los combustibles que tienen H2, hay vapor de agua, la energía disponible en el combustible depende de si el vapor se condensa o no. En el calorímetro, los gases se llevan a la temperatura inicial, y todo el vapor producido en la combustión llega a estado líquido. La definición de poder calorífico inferior (LHV - Lower Heat Value) de un combustible es la energía que se liberaría en el calorímetro si el vapor de agua no se condensa; es decir, como si todos los productos de la combustión permanecieran en estado gaseoso a la temperatura inicial:

LHV=HHV—1049.7x(H2x8.937+M)

donde, H2 corresponde al porcentaje como masa de hidrógeno en el combustible, y M, al de agua.

El calor utilizado para vaporizar o condensar el agua corresponde a la diferencia entre el HHV y el LHV, mostrados en la tabla 1 y 2.

Como en la mayoría de los procesos de combustión que ocurren en calderas los gases se expulsan a la atmósfera a temperaturas tales que no hay condensación, el LHV indica la máxima cantidad de calor que puede ceder el combustible en este caso.

Hojeemos algunos combustibles: el CH4 por peso tiene 4/16=25% de H2, y el C3H8 (propano), 8/(3x12+8)=18.18% de H2; un carbón bituminoso típico tiene 4.4%, el fuel oil No. 2 13% y un gas natural típico, 23%. Así, nos damos cuenta que el CH4 es el que requiere de más energía para vaporizar el agua que genera. Este gas no se encuentra en estado puro, sino mezclado con otros hidrocarburos y gases, lo cual resulta en lo que se denomina gas natural, que normalmente tiene entre 80% y 90% de CH4. Los productos de la combustión del gas natural quemado con un 15% de exceso de aire, tienen una humedad de 17.74% por volumen o de 11.49% por peso.

La eficiencia de la combustión

Una eficiencia de combustión de 100% solo se obtendría si la totalidad del combustible se quema con el valor estequiométrico de aire y si en este proceso no hay combustible no quemado o parcialmente quemado; es decir, cuando en los gases de combustión no hay O2, trazas de combustible o monóxido de carbono (CO).

Por lo tanto, las ineficiencias en la combustión proceden de dos fuentes: por un lado, de la necesidad de suministrar más aire que el estequiométrico para lograr una combustión completa, dado el diseño de los quemadores o de las

CH4 86,76 63,34C2H6 7,44

C3H8 2,64

C4H10 0,78C5H12 0,13N2 0,85 13,76

CO2 1,4 17,25H2O 5,65TOTAL 100,00 100,00

HHV(Btu/lb) 22388 10721HHL(Btu/lb) 20256 9614

HHV(Btu/ft3std) 1108,206 643,26

LHV(Btu/tf3std) 1002,672 576,84

0,06

Tabla.2AnálisismolarGasNatural/Biogas.HHV,LHV,Aireesteiquiometricolb/10E4BTU

LBAIRE/10E4BTUESTEIQ.

GASNATURAL BIOGASFRACCIONMOLAR

7,22 7,22

DENSIDADlb/tf3std 0,0495

LBAIRE(DRY)/lBCOMB 16,16 7,74


parrillas de las calderas; y por otro lado, de los inquemados, que son fracciones de combustible que no reaccionan, o reaccionan parcialmente.

En los combustibles sólidos, una pequeña fracción del carbón fijo se expide con las cenizas, y en algunos combustibles, hay presencia de algunas moléculas complejas, que, aun a altas temperaturas, no logran reaccionar con el O2. En los bunker oil, la presencia de asfáltenos hace necesaria la utilización de quemadores especiales que disminuyen el porcentaje de inquemados a valores razonables. La quema de este combustible con altos asfáltenos en quemadores inapropiados o sin el uso de aditivos, puede llevar los inquemados a valores del 5%, e inclusive más.

Figura 1. Pérdidas por CO.

La combustión incompleta que se refleja con presencia de CO en los gases de combustión disminuye la eficiencia como se muestra en la figura 1. Para corregir esta anomalía, se debe incrementar la cantidad de aire. Este exceso de aire efectivamente disminuye la presencia de CO, pero genera otro tipo de ineficiencia, ya que habrá una masa mayor de gases calientes saliendo por la chimenea. Como regla general, se puede pensar que se pierde de 0,5% a 0,6% de eficiencia por cada 10% de exceso de aire adicional que se requiera. Estamos, entonces, ante dos tendencias contradictorias que debemos conciliar

0,00%

0,10%

0,20%

0,30%

0,40%

0,50%

0,60%

0,70%

0 200 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

PERD

IDAS

POR

CO

PPMDECO

PERDIDASPORMONOXIDOVS.PPMDECOENCHIMENEACOMBUSTIBLEGASNATURAL

(APLICAPARACUALQUIERCOMBUSTIBLE)

Excesoaire100%

80%2

60%2

40%

20%

EXCESODEAIRE0%

para llegar a un compromiso óptimo, tal como se muestra en la figura 2.

n=m s(H s—H w) /m fHHV f (1)

n(%)= Calor aprovechadoCalor de entrada

ó

Figura 2. Efectos del exceso de aire en la eficiencia.

Cálculo de eficiencia

Delimitando un volumen de control, como se ve en la figura 3, la eficiencia instantánea se puede definir como el cociente entre la energía entregada por el combustible y la energía útil que se obtiene en el vapor generado, así:

donde m es masa en el tiempo evaluado, y H, la entalpia; y donde los subíndices s, w, y f corresponden a vapor, agua y combustible

7LA COMBUSTIÓN

- Método indirecto: a la energía que entrega el combustible se le restan las pérdidas ocurridas en el proceso:

n=(HHV f — ∑L i) /HHV f

Li = pérdidas en el proceso

A continuación presentamos los dos métodos de forma abreviada.

Método directo

Este método se resume en la fórmula (2), e implica tener medidores másicos de vapor y de combustible, medición de presión y temperatura en el punto donde se mide el flujo de vapor, y medición de temperatura del agua de alimentación. Apoyados en un PLC, la prueba se hace en un periodo de tiempo en el que haya estabilidad de las condiciones de la caldera y preferiblemente muy cerca de su capacidad nominal. El tiempo mínimo para la prueba es de dos horas. El PLC debe tener gravadas la entalpia del vapor en el rango de operación para que este vaya haciendo la acumulación de la energía que sale al proceso (Σ∆mshs), y reste la que ingresa en el agua de alimentación (Σ∆mwhw), la cual solo depende de la temperatura del agua.

La medición del flujo másico del combustible, en el caso de gas o fuel oil, es relativamente fácil, si se dispone de medidores adecuadamente seleccionados y calibrados. En el caso de carbón, lo mejor es medir el peso de la tolva de almacenamiento entre el inicio y el final de la prueba. El inicio y el final de la prueba deben coincidir con condiciones idénticas de presión y nivel en la caldera.

Para instalaciones pequeñas, una forma de estimar el flujo de vapor es midiendo el

respectivamente. Aquí, suponemos que en este periodo de tiempo la masa de entrada y de salida de vapor-agua son iguales, y que en el volumen de control no se altera el nivel y permanece constante la presión y la temperatura.

0 0

Figura 3. Volumen de control caldera. Energía

ingresando- energía saliendo.

Otra forma de escribir esta ecuación para un tiempo determinado en el cual las condiciones de entrada y salida pueden variar, es:

n=(∫t ms.Hs-∫t mw.Hw)/mfHHVf (2)

Las condiciones (presión y temperatura), en el volumen de control deben ser iguales, al inicio y al final de la prueba.

Para calcular la eficiencia se recurre al procedimiento especificado en la norma ASME PTC-4-1, que ilustra dos métodos para hacerlo:

- Método directo: la energía ganada en el agua es comparada con la energía liberada por el combustible, y representa el cálculo literal de las fórmulas de eficiencia mencionadas.


agua de entrada por medio de un medidor de caudal, o verificando el consumo de agua por el cambio de nivel del tanque de alimentación, al cual se le ha suspendido la alimentación de agua. Durante la prueba, todas las purgas deben estar cerradas. Para mayor exactitud, se debe conocer la humedad del vapor, y hacer la corrección correspondiente, ya que el flujo del medidor másico de vapor no lee el flujo de agua saturada que viaja en la tubería ya que este normalmente no se mezcla estrechamente con el vapor.

El poder calorífico del combustible usualmente es suministrado por el proveedor, o puede ser encontrado mediante pruebas efectuadas en laboratorios certificados. Sobre este valor siempre habrá una incertidumbre, principalmente cuando de combustibles sólidos se trata ya que los datos de la muestra son solo una buena aproximación.

Aunque aparentemente es un método fácil de implementar, realmente adolece de problemas de exactitud, ya que en las mediciones de flujo, con los instrumentos disponibles para hacerlo, no se alcanzan exactitudes en el cálculo mayores al 1%, margen que es muy amplio para estimar la eficiencia en las calderas. Por esta razón, solo expondremos en detalle el segundo método.

Método indirecto

El método indirecto corrige el inconveniente del método directo antes descrito, ya que los valores de las medidas involucradas son pequeños, cuando se comparan con los que deben medirse en el método directo. Este método logra errores del orden del +-0.1%. Las pérdidas que deben evaluarse incluyen:

L1. Energía perdida en los gases secos de la chimenea (calor sensible). H de los gases de combustión secos.

L2. Energía perdida en el agua que sale por la chimenea, proveniente de la combustión del H2, (calor sensible más latente).

L3. Energía perdida en el agua que sale por la chimenea, proveniente de la humedad del combustible, (calor sensible más latente).

L4. Energía perdida en el agua que sale por la chimenea, proveniente de la humedad del aire (calor sensible).

L5. Pérdidas debidas al CO.

L6. Energía perdida por convección y radiación en el volumen de control (valor dado en %).

L7. Inquemados que salen por la chime-nea (valor dado en porcentaje %).

L8. Inquemados que permanecen en las cenizas (valor dado en %).

La eficiencia se evalúa mediante la siguiente formula:

ó

donde Li corresponde a las pérdidas en los gases de chimenea por unidad de masa de combustible, Btu/hr·lb o W/Kg.

Las pérdidas se pueden calcular conociendo la composición de los produc-tos de la combustión del combustible uti-lizado y su temperatura. En la tabla 7 del

n=HHVf —

HHVf

∑i=5i=1 Li ∑

j=8Lj

j=6

n= 100% ∑j=8

Ljj=6

∑i=5

(Li /HHVf )i=1

∑i=5

(Li /HHVf )i=1

9LA COMBUSTIÓN

apéndice, se dan los valores de eficiencia, sin incluir perdidas por convección y ra-diación, para calderas operando con gas natural de la composición indicada en la tablas 2 y con aire de combustión están-dar (80°F, 1 atm, 60% HR). En esta tabla se presentan las pérdidas por calor latente y se resaltan en la zona de condensación. Para ingresar en estas tablas se requiere la temperatura de los gases y conocer el por-centaje de O2, bien sea en base seca (dry) o húmeda (wet) y hacer la interpolación ne-cesaria. Los analizadores portátiles de ga-ses son muy útiles para estas mediciones.

Por otro lado, L6 corresponde a las pérdidas por radiación y convección; estas pérdidas son proporcionales al área expuesta exterior de las calderas y oscila entre 0.4% y 0.8% en las calderas para gas tipo paquete y entre 1 y 1.5% en otras calderas.

Para una caldera determinada, estas pérdidas, son aproximadamente constantes, se afectan por la velocidad del viento y la temperatura del recinto (room temperature) y son calculadas a la capacidad nominal, lo que significa que a cargas menores las pérdidas porcentuales aumentan de manera inversamente proporcional a la carga. Como ejemplo, si una caldera frecuentemente opera al 20% de su carga nominal, en este punto de operación las pérdidas por radiación y convección son 5 veces las nominales.

Como referencia se pueden usar los valores mostrados en la tabla 4 de pérdidas por radiación y convección (Btu/hr·ft2) de acuerdo con la temperatura del metal externo de la caldera, calculadas con una velocidad del viento de 700 y 800 ft/min, o se pueden calcular con la siguiente fórmula:

L6 =0.1737((Ts/55.55)^4 - (Ta/55.55)^4)

+0.620x(Ts/- Ta)^1,25x((Vm+68,9)/68.9)^0,5

L6 en Btu/hr.ft2

Vm velocidad del viento en ft/min

Ts temperatura media de la superficie exterior de la caldera (°K)

Ta temperatura ambiente (°K)

°K =°C+273

Tabla 3. Pérdidas por radiación y convección Btu/hr.ft2 (1 Btu/hr.ft2=3.155 W/m2)

En combustibles sólidos, las pérdidas por inquinados en cenizas y en gases de chimenea, se calculan de acuerdo con el análisis de las cenizas. El resultado de laboratorio que es dado como porcentaje en peso de carbón en la ceniza, se debe proyectar a la fracción por peso del combustible no quemado sobre el combustible ingresado.

UBC=Zx AF/(100-Z)

UBC=Carbón no quemado (lb/lb combustible)

AF=Ceniza en el combustible por masa (%)

Z= % de carbón en residuos (cenizas de la parrilla + cenizas de la chimenea)

Este cálculo implica conocer la distribución de cenizas -fracción que sale por debajo y fracción que sale por la chimenea (Botton Ash to Fly Ash)-.

L7 + L8 = UBCx 14.544/HHV

80 90 80 90#¡REF! #¡REF! #¡REF! #¡REF! #¡REF!160 347 299 361 311180 458 408 478 425

VELOCIDADDELVIENTO700 800

T.EXTERNACALDERAºF

TEMPERATURAAMBIENTE


Donde 14.544 es un valor que representa el poder calorífico del C no quemado.

A manera de ejemplo, una caldera que quema carbón de 12,100 Btu/lb (HHV), con 7% de cenizas, cuyo análisis de residuos muestra un 10% de C no quemado tiene:

UCB = 0,1x0,07/(1 - 0,1) = 0,77%

En el apéndice están los formularios necesario para hacer el cálculo de eficiencia para calderas operando con gas, carbón, biomasa, fuel oil 2 y biogás.

NOx

NOx hace referencia en particular al NO (monóxido de nitrógeno u óxido nítrico) y al NO2 (dióxido de nitrógeno) que se genera al reaccionar el N2 -presente en el combustible y en algunos casos en el aire- con el O2, en una reacción muy poco probable que solo ocurre a temperaturas elevadas (superiores a 1100°C), y en la cual está la energía necesaria para que el O2 y el N2 reaccionen entre sí. Aunque existen otras moléculas de NOx, las dos anteriormente mencionadas tienen una presencia mayoritaria en la combustión en las calderas. Si bien estos dos óxidos en presencia del O2 se transforman mutuamente entre sí, a temperaturas altas el NO prevalece y podemos decir que el 90% del total de NOx que se emite es NO.

Los NOx deben evitarse porque son sustancias corrosivas para la piel y el tracto respiratorio que, cuando se inhalan concentraciones elevadas por periodos prolongados, pueden provocar cambios irreversibles. Los impactos producidos en

el medio ambiente se pueden resumir en:

- Producción de ozono en niveles bajos de la atmósfera, que tiene efectos negativos sobre la salud.

- Lluvia ácida, la cual se caracteriza por tener HNO2 (ácido nitroso) y HNO3 (ácido nítrico), sustancias que se forman por el contacto de los NOx con el agua lluvia. La lluvia ácida deteriora el follaje y las construcciones civiles.

- Smog, el cual se forma cuando hay una concentración alta de contaminantes y neblina.

Existen varias técnicas para reducir la formación de NOx o para “secuestrarlos” de los gases de combustión, una vez se han formado, para evitar que ingresen a la atmósfera. De manera muy esquemática, podemos decir que para prevenir su formación es importante tener en cuenta:

- Temperatura de combustión, asociada al tamaño de la cámara de combustión.

- Diseño del quemador; los quemadores de bajos NOx recirculan gases de combustión para disminuir la temperatura de la llama.

- Contenido de O2 (exceso de aire).

- Tiempo de residencia del N2 en la zona de alta temperatura.

- Contenido de N2 en el combustible.

En general, se debe tratar de reducir las temperaturas máximas, mantener el exceso de aire dentro de límites razonables y minimizar el tiempo de residencia del N2 en zonas de alta temperatura.

Varias son las formas de disminuir las emisiones de NOx a través de controles post combustión, como son los sistemas

L7 + L8=0,77100

11,44412,100 = 0,99%✴

11LA COMBUSTIÓN

denominados SCR y SNCR (del inglés: Selective Cathalytic Reduction y Selective Noncathalytic Reduction), que adicionan amoniaco (NH3), el cual, al reaccionar con el NOx, forma N2 y agua. Estos equipos son ampliamente usados en centrales térmicas, donde los niveles de NOx permitidos no se pueden controlar por otro medio.

SO2, SO3, H2SO3 y H2SO4.

Cuando un combustible posee S, se genera SO2, y en pequeñas proporciones SO3; dependiendo de la temperatura de los gases a la salida, existe la posibilidad de que se formen ácidos, que al condensarse, producen corrosión.

Si la temperatura de salida de los gases de la combustión de una caldera es muy alta, se pierde dinero, debido a una baja eficiencia; si por el contrario, la temperatura es muy baja, también se pierde dinero, debido a posibles daños por corrosión en los equipos

Cuando en el combustible hay presencia de S, este reacciona químicamente con el O2, convirtiéndose en SO2 en estado gaseoso. Las mayores cantidades de S se encuentran en combustibles líquidos y sólidos, incluida la biomasa.

Dependiendo de la temperatura de la llama y del exceso de aire, un porcentaje del SO2, entre el 1 y 2%, se convierte en SO3, el cual, en presencia de vapor de agua, se convierte en H2SO4 (ácido sulfúrico) a temperaturas por debajo de 1.000°F. Este vapor de H2SO4 se condensa, dependiendo del exceso de aire, la humedad y la cantidad de S en el combustible, a temperaturas entre 240°F y 280°F. Por otro lado, el SO2 solo se convierte en H2SO3 (ácido sulfuroso) en presencia de humedad, lo cual ocurre a la temperatura de rocío

del vapor de agua, que dependiendo del combustible, está entre 110°F y 150°F. A temperaturas inferiores a la del punto de rocío del vapor de agua, o del H2SO4, se presenta corrosión sobre las superficies metálicas. A mayor concentración y menor temperatura de gases, mayor corrosión.

Bajar la temperatura de gases por debajo del punto de rocío del vapor de H2SO4 hace que todos los elementos en contacto con los gases estén expuestos a corrosión -por ejemplo, los ductos, filtros de mangas etc.-, lo que se acentúa si no hay aislamientos o son de baja calidad, ya que en estos casos la fracción de gases que tocan estas superficies estarán a temperaturas por debajo de la promedio.

La concentración de H2SO4 en los gases de combustión aumenta con el incremento de las siguientes variables:

- Cantidad de S en el combustible que se esté usando para la combustión.

- Exceso de aire inyectado a la combustión u O2 en los gases de combustión.

- Cantidad de agua presente en los gases de combustión.

Para determinar la temperatura del punto de rocío del H2SO4 y así no operar en zonas inseguras a baja temperatura, se acude a las gráficas y tablas obtenidas a través de estudios empíricos, las cuales tienen como una de sus variables el contenido de SO3, tal como se ilustra en la referencia 2 (Latest Advances in the Understanding of Acid Dewpoint Corrosion / W.M.M. Huijbregts, R. Leferink).

Dependiendo del exceso de aire, el porcentaje de vanadio en el combustible y el uso de catalizadores para controlar el NOx, se puede encontrar que entre un 1% y hasta un 5% del SO2, podría convertirse en SO3.


En la figura 4 se muestra la temperatura mínima metal en los economizadores, como función de porcentaje de S en el combustible, para evitar corrosión por H2SO4 y H2SO3.

En las calderas que operan con combustibles sólidos, las cenizas que viajan en los gases de combustión poseen un pH básico y tienen la propiedad de absorber el SO3. En sistemas con eliminadores de partículas como multiciclones, filtros de mangas, precipitaderos electrostáticos, etc., las cenizas pueden ser evacuadas junto con el SO3 adherido en su superficie,

lo cual reduce la formación de H2SO4 aguas abajo de los mismos.

Evidentemente, si se elimina el SO2, se reduce la formación de SO3, y por lo tanto, la producción de H2SO4, razón por la cual el uso de aditivos eliminadores de S en el combustible, y la implementación de desulfurizadores, reducen la formación tanto de SO2 como de H2SO4.

Es posible utilizar un medidor de temperatura del punto de rocío ácido y así llevar la caldera a puntos de operación en zonas seguras.

Figura 4. Temperatura mínima de metal en economizadores. Steam its generation and use edition 41

13LA TRANSFERENCIA DE CALOR EN LAS CALDERAS

CAPÍTULO 2

LA TRANSFERENCIA DE CALOR EN LAS CALDERAS

con exactitud las temperaturas de puntos críticos, como bordes de aletas y refractarios.

Formas de transferencia de calor

Conducción

Cuando en cualquier elemento o material, sea sólido, líquido o gaseoso, hay diferencia de temperatura entre dos zonas, el calor fluye de la zona de mayor temperatura, donde hay mayor energía cinética, hacia las zonas de menor temperatura. La propiedad llamada temperatura representa la energía cinética que posee el elemento; la conducción molecular de calor es simplemente la transferencia de energía entre dos moléculas adyacentes. Para un sólido como el mostrado en la figura 5, en el que dos caras se encuentran a temperaturas constantes, el calor que fluye (Q) es:

Q = kA . (T1-T2)/L

donde T es la temperatura, k es la conductividad térmica del sólido y A es el área; y donde el valor L/k.A es la resistencia térmica R. Entonces:

Q = (T1-T2)/R

La energía química que almacena un combustible y que se convierte en energía térmica por medio del proceso de la combustión se transfiere a un fluido, como el agua, para calentarse o producir vapor en aparatos llamados calderas.

El proceso de trasferencia de calor en las calderas se hace de forma indirecta; es decir, los gases de la combustión a alta temperatura no se mezclan con el fluido frío -que en este caso es el agua que se calienta o se convierte en vapor-, sino se transfieren a través de las partes del recipiente que contienen el agua y el vapor, a través de superficies metálicas llamadas superficies de transferencia de calor o Área de Transferencia de Calor (ATC).

Las tres formas de transferencia de calor: conducción, convección y radiación se encuentran presentes en todas las calderas, y dependiendo de la parte de la caldera donde ocurre y su diseño, la transferencia de calor está gobernada por ecuaciones que permiten predeterminar el performance de cualquier caldera con una altísima exactitud.

Los métodos de elementos finitos, muy difundidos en la actualidad, permiten determinar la transferencia de calor en zonas difícilmente modelables por las ecuaciones convencionales, como es la trasferencia de calor en hogares y cámaras de combustión, y permite determinar

CAPÍTULO 2


es el material preferido para disipadores de calor y áreas extendidas, como las tuberías aleteadas.

El aire, a condiciones estándar -1 atm y 80°F (25°C)-, tiene una conductividad de 0.014 (0.008), y es el elemento que da la propiedad de baja conductividad en los aislamientos de baja densidad, ya que el calor debe fluir a través del aire quieto que se aloja en medio de las fibras.

Dado que en la conducción se requiere un medio para transportar el calor, el aislamiento ideal es el vacío absoluto, a través del cual la conducción de calor no existe.

Figura 5

En la figura 5, el calor fluye de la zona de mayor a la de menor temperatura, y si la conductividad térmica k es constante (no varía en el rango de temperatura del material), el gradiente de temperatura es constante e igual a 1/R.

En todas las calderas, esta forma de transferencia de calor está presente, por un lado, en los metales a través de los cuales se transfiere el calor de los gases de combustión al agua o al vapor; y por otro lado, en los aislamientos donde no se quiere que fluya calor hacia el exterior. El acero al carbono, que es el material principalmente utilizado en la construcción de calderas (tubos y cámaras de combustión), tiene una conductividad de 52 Btu/hr-Ft-°F (30 W/m°K) a 500°F (260°C). Mientras un material de aislamiento, como la fibra cerámica, a esta misma temperatura tiene conductividad de 0,12 (0.07) en las mismas unidades, el acero conduce el calor 430 veces mejor. Por su parte, el aluminio, con una conductividad de 132 (76), conduce 2.5 veces mejor que el acero, y por eso

Figura 6.. Conductividad metales. Steam its generation and use Ed 41.

Un ejemplo práctico de la utilización de vacío está en los calentadores solares, en los cuales el calor de la radiación del sol se absorbe en fluidos (agua o aceite) que fluyen por tuberías que están rodeados por el vacío alojado en tubos de vidrio de alta transparencia. De esta manera, se permite que el calor radiante del sol viaje a través del vidrio y se evita que el calor absorbido nuevamente se disipe, y caliente el aire alrededor de los tubos. En la figura 6 se muestra las conductividades típicas de los materiales metálicos utilizados en la fabricación de las calderas.


Convección

La convección es tal vez el mecanismo de transferencia de calor sobre el cual los diseñadores tienen más control en una caldera, y sobre el cual moldean sus diseños para hacer calderas más eficientes, de manera que se optimice el ATC. Desde el punto de vista de los diseñadores, la caldera ideal es la que transfiere la mayor cantidad de calor con menos área, y con una caída de presión razonable en los gases de combustión. Este mecanismo solo aplica para fluidos, sean líquidos o gaseosos, y combina el efecto de la conducción y el movimiento macroscópico de las moléculas en el fluido.

La convección se presenta cuando un fluido, aparentemente estático o en movimiento, está en contacto con una superficie a diferente temperatura; cuando el fluido está más caliente, se transfiere calor al sólido, el cual aumenta su temperatura; y cuando el metal está más caliente, se transfiere el calor al fluido, calentándose este y refrigerando el sólido.

Este punto es vital en el diseño de superficies de transferencia de calor, ya que el metal puede estar expuesto a temperaturas superiores a las que puede soportar y ante un evento anormal, podría calentarse por encima de la temperatura de diseño, lo que lo expone al riesgo de deformación o ruptura. Este riesgo siempre está presente cuando los gases en contacto con un metal están por encima de su temperatura de diseño, y es un riesgo potencial en muchas partes de las calderas. Los sistemas de control deben garantizar que, ante bajas de nivel o bajos flujos en los sobrecalentadores, la combustión se suspende para evitar daños.

A continuación presentaremos un breve ejemplo del mecanismo de transferencia por convección.

Analicemos un sobrecalentador que ha sido diseñado con acero carbono de baja aleación, por ejemplo: SA192, el cual está expuesto -en la zona que estamos analizando- a gases de combustión de 700°C y a vapor de 270°C en su interior, y el cual ha sido diseñado para que soporte la presión de operación a una temperatura máxima de 420°C. Si la temperatura del metal es superior a este valor, el metal disminuye su resistencia a la fluencia, y queda en riesgo de deformación o ruptura.

En este ejemplo, el metal se calienta por los gases de combustión a 700°C y se refrigera por el vapor a 270°C. Si la capacidad de transferencia de calor por ambos lados es igual, aplicando el concepto de simetría, se puede concluir que la temperatura del metal será la media entre las dos temperaturas, así:

Tm = (800+270)/2= 4850C

En este caso, el sobrecalentador estaría en riesgo al operar a una temperatura superior a la de diseño; pero si el coeficiente interno es el doble del externo, es decir, si se cuenta con el doble de capacidad para refrigerar el tubo que para calentarlo, simplemente se ponderan los coeficientes para encontrar la temperatura del metal:

En este caso, la temperatura del metal está por debajo de la temperatura de diseño, y será criterio del diseñador analizar si su condición de diseño incluye los factores de seguridad necesarios.

Tm = 700✴1+270✴23 =4230C


¿Qué pasaría en este ejemplo si por el lado del vapor y por efectos de arrastre se depositan materiales anormales en el tubo? Es claro que en este caso se disminuye la capacidad de refrigeración del tubo, y por lo tanto, su temperatura se debe incrementar.

Entendiendo de manera lógica este mecanismo, entraremos a presentar sus fórmulas básicas:

El calor convectivo ( es igual al coeficiente de transferencia de calor (h), por el área expuesta (A), por la diferencia de temperatura entre el fluido (Tb) y la superficie (Tw), o:

donde R es la resistencia térmica R=1/hA.

En general, se pueden diferenciar dos formas de transferencia de calor convectiva: convección natural y convección forzada. La primera se presenta en fluidos aparentemente quietos, en los que el movimiento se presenta por la diferencia de densidades generadas por la diferencia de temperaturas entre dos puntos. Por ejemplo, cuando el fluido está en contacto con una pared más caliente, el fluido se calienta, disminuye su densidad y “flota” en el fluido frío. Por su parte, la convección forzada se presenta cuando el fluido tiene una velocidad normalmente proveniente de un aparato, como un ventilador.

En la mayor parte de los casos, solo va a ser de nuestro interés la convección forzada; sin embargo, cuando se evalúan

las pérdidas por convección que se generan en los recubrimientos externos de las calderas, es necesario involucrar el mecanismo de la convección natural.

La convección forzada de gases de combustión en las calderas puede ocurrir de dos maneras principalmente: la primera, cuando los gases viajan por dentro de los tubos, como es el caso de las calderas pirotubulares; y la segunda, cuando los gases de combustión viajan por fuera de los tubos, como es el caso de los bancos de tubos de las calderas acuotubulares, los sobrecalentadores y los economizadores. Normalmente cuando los gases son externos a los tubos, el flujo es cruzado; es decir, el gas viaja en dirección perpendicular a los tubos.

Convección forzada dentro de los tubos en las calderas

En las calderas pirotubulares, los gases después de salir de la cámara de combustión viajan a través de los tubos de los pasos de gases, que dependiendo de la caldera, pueden ser 1, 2 o 3 pasos, de acuerdo a si la caldera es de 2, 3 o 4 pasos respectivamente. El primer paso siempre corresponde a la cámara de combustión, en la que la transferencia de calor se efectúa principalmente por el mecanismo de radiación que estudiaremos más adelante.

Aunque en la primera parte del segundo paso (primero de tubos) hay algo de radiación, estas son zonas donde la convección corresponde a la forma primordial de transferencia de calor. El flujo dentro de los tubos se encuentra de dos formas: laminar o turbulento. El primero ocurre cuando las velocidades dentro de los tubos son bajas y el flujo es ordenado; el segundo, cuando, después de desarrollarse, el flujo es caótico, con

Qcv= hA(Tw―Tb)

Qcv= 1/R.(Tw―Tb)


movimientos axiales y radiales de las partículas que forman el fluido.

Todas las calderas se diseñan para que el fluido esté en la zona turbulenta, donde los coeficientes de transferencia de calor son altos, y por lo tanto, se requieren ATC menores. Es por eso que en este documento solo haremos mención del mecanismo de transferencia de calor en régimen turbulento.

En este punto definiremos rápidamente los números adimensionales que han permitido entender de una manera más fácil la transferencia de calor, y que, como su nombre lo indica, al ser reemplazadas las variables con unidades coherentes, no tienen dimensión.

Los números adimensionales que nos competen son Reynolds, Prandlt y Nusselt; a continuación los definimos.

Número de Reynolds:

como:

v= μ/ρ.→

o:

Re= GD/μ

Donde ρ es la densidad lb / ft3 (kg/m3),

v es la viscosidad absoluta ft2/s (m2/s)

μ es la viscosidad cinemática lb/ft.s (kg/m.s)

V es la velocidad media del fluido ft/s (m/s)

G es la velocidad másica G= ρV lb/s.ft2 (kg/s.m2)

D es el diámetro o longitud equivalente ft (m)

Este número representa la relación de fuerzas inerciales y fuerzas generadas por la viscosidad. En general, un número de Reynolds menor a 2,300 representa régimen laminar; de 2,300 a 4,000, régimen de transición; y mayor a 4,000, turbulento.

Número de Nusselt:

Nu=hD/k

Número de Prandtl:

Pr=Cp.µ/k

Cp = calor especifico a presión constante Btu/lb°F (J/kg°K)

Este número es una relación de propiedades del fluido, y por lo tanto, es una propiedad.

Estudios experimentales han confirmado la relación funcional entre Nu, Re y Pr para el cálculo de los coeficientes conectivos de transferencia de calor:

Nuf=f(re,Pr) o Nuf=C RemPrn

donde C, m y n son constantes para cada caso. El subíndice f indica que el número de Nu se calcula con las propiedades de film (temperatura de film, Tfilm

= (T b+Tw)/2) y Re y Pr, en las condiciones de bulk.

Para aplicaciones de flujo turbulento dentro de tubos para aire, gases de combustión, vapor y líquidos con

Re= VDv

Re= ρVDμ


0.7<Pr<160 (lo cual cubre todo el rango para cálculos en calderas), m es igual 0.8 y n a 0.4, y convirtiendo las propiedades de bulk a film esta ecuación se reescribe así:

Nuf= 0.023 Re 0.8Pr0.4(Tb/Tf )0.8

o escrita de otra forma:

h= 0.023.G 0.8/D0.2 Fpp(Tb/Tf )0.8 (3)

donde h es proporcional a G0.8 e inversamente proporcional a . Las variables D y G son las que el diseñador controla; las demás, son propiedades del fluido. Recordemos que G representa la velocidad másica (G=ρ.V); es decir, la masa de gases de combustión por unidad de tiempo por unidad de área, en unidades de (lbs/hr)/ft2 o (kg/s)/m2.

Fpp es una propiedad del fluido (Fpp= Cp0.4 μ0.6 / K0.4

Convección en flujo cruzado en bancos de tubos

Un análisis similar nos lleva a que el coeficiente convectivo para aire o gases en flujo cruzado perpendicular a tuberías es (tal como se muestra en la referencia 1.):

h=0.321. G0.61 / D0.39 . Fpp´ Fd Fa´

donde Fpp´=Cp0.33k0.67/μ0.28 es otra

propiedad del fluido evaluada en las condiciones de film, y Fa es un factor empírico que depende de la configuración geométrica del banco de tubos, de acuerdo al número de Reynolds y del tipo de gas. Para aire y gases de combustión de gas natural, Fa oscila entre 0.9 y 1.1, y para gases de combustión de carbón en condición de limpieza, oscila entre 0.8 y

0.9, para las configuraciones predilectas de los diseñadores de los bancos de tubos. Por último, el factor Fd representa el efecto del carácter desordenado del flujo a la entrada y corresponde a 1 cuando el intercambiador está precedido de un disturbio, como una curva, un screen o un damper; de lo contrario, depende del número de filas del banco: 0.7 para una fila y 1 para 10 o más filas.

Radiación

El último mecanismo de transferencia de calor es la radiación y se genera cuando dos cuerpos, no necesariamente sólidos, transfieren calor a través de ondas electromagnéticas. A diferencia de la conducción y la convección, la radiación no requiere de medio. Esta forma de transferencia de calor está principalmente presente en las cámaras de combustión; es el mecanismo de transferencia de calor más complicado de modelar, pero el menos preponderante para optimizar la eficiencia de una caldera.

Toda la radiación de la llama, de cualquier manera, se absorbe en la caldera independiente del tamaño o la forma del hogar donde se produce la combustión; su diseño es fundamental para que la llama se desarrolle adecuadamente, sea con gas, fuel oil, carbón y/o biomasa.

Para los diferentes combustibles hay parámetros mínimos de volumen de hogar y una relación de área transversal a la longitud, que garantizan la quema total del combustible con excesos de aire controlados. El tamaño de las cámaras de combustión permite optimizar las emisiones de NOx. Las cámaras de combustión pequeñas producen llamas más calientes y más NOx; por el contrario, las cámaras más grandes disminuyen las emisiones de estos gases. Sin embargo,


hay un límite económico: a partir de cierto tamaño, el NOx no disminuye lo suficiente y es necesario recurrir a otros mecanismos para disminuir estas emisiones, como la recirculación de gases de combustión en el quemador.

En lo que respecta a la cámara de combustión, el reto del diseñador es lograr quemar de manera eficiente el combustible, con el mínimo exceso de aire, y cumpliendo con las regulaciones de NOx, en la cámara de combustión más pequeña posible, ya que esto hace más liviana y menos costosa la caldera.

En general, el criterio básico para el diseño de las cámaras de combustión es poder generar una combustión completa con el mínimo de aire; en las calderas de biomasa y carbón, la cámara debe dar el tiempo de residencia suficiente para que las partículas incandescentes que se emiten, producto de la combustión, se quemen completamente antes de entrar en la zona de convección. Es decir, su diseño no impacta en gran medida la eficiencia global de la caldera.

La transferencia de calor en calderas pirotubulares

En este punto, ya podemos entender porque los fabricantes de caldera del mundo, han evolucionado en el diseño de las calderas tipo paquete para gas y fuel oil, de 2, a 3 y a 4 pasos, en la medida que los mercados han exigido mayor eficiencia.

Del análisis que hemos hecho, vemos que el volumen de hogar y el diámetro de la cámara de combustión, lo define la capacidad de la caldera -Heat Release de la cámara de combustión (BTU input/FT3)- y las emisiones de NOx en gases de combustión. Por lo tanto, un volumen y un diámetro seleccionados, definen la longitud de la cámara de combustión y

la recamara, y por lo tanto la longitud de la caldera y la de los pasos de gases. Si en la zona conectiva (pasos de gases) la transferencia de calor se optimiza aumentando el G, es decir aumentando la velocidad de los gases, se entiende porque las calderas de este tipo evolucionaron a 4 pasos. Si se consideran 2 calderas ( 2 y 3 pasos) de la misma ATC, la de tres pasos (dos pasos convectivos) tiene aproximadamente el doble de velocidad másica (G) de una caldera de 2 pasos, es decir su coeficiente de transferencia de calor, h, es 1.74 veces mayor ((G/G0)^0.8=(2^0.8)=1.74) (ver ecuación (3)). Un análisis similar lleva a que el óptimo es 4 pasos. Adicionar más pasos, no da beneficio alguno en transferencia de calor, y si aumenta excesivamente la caída de presión de los gases y el diámetro de la caldera.

Cuando las calderas se diseñan con un economizador integrado, es posible prescindir del cuarto paso, ya que una pequeña fracción del economizador reemplaza este paso, dado que en esta zona la transferencia de calor es más eficiente, debido a que la diferencia de temperatura ( ΔT ) entre los dos fluidos es mucho mayor. (Q=UAΔT).

Recientemente los fabricantes de calderas han explorado la utilización de tuberías con áreas extendidas en su interior, permitiendo llegar a una caldera óptima con 2 pasos y economizador, esta opción es válida cuando las exigencias locales de emisiones de NOx son altas, caso en el cual es necesario utilizar cámaras de combustión más grandes, que hacen las calderas un poco más largas

Tubos con área extendida interna.

Los tubos con áreas extendidas en el interior, por una lado aumentan el ATC


y por otro lado mejoran el coeficiente convectivo al aumentar la turbulencia. Una buena práctica para mejorar la eficiencia en calderas de dos pasos, es reemplazar los tubos lisos por tubos de área extendida en el interior. En estas calderas el beneficio es alto dado que en las calderas de 2 pasos y 5 ft2/BHP, las velocidades de los gases son muy bajas (flujo laminar) y el efecto de romper la capa limite sumada al incremento de ATC aumenta la relación h.A hasta en un 80%.

ya que la caída de temperatura de los fluidos no es lineal, sino logarítmica, es decir:

Q= UA (∆ Tm)

donde es conocida como la diferencia media logarítmica, igual a:

∆Tm= (∆T1―∆T2 )/In (∆T1 / ∆T2 )

donde ∆T1 es la diferencia de temperaturas entre el fluido frío y el

caliente a la entrada y ∆T2 es la misma diferencia a la salida, tal como se muestra en la figura 6.

Figura 7. Tubos con área extendida interna.

Esta opción es mucho mejor que montar “turbuletors”, (piezas que generan velocidad radial en los gases) que requieren cambios frecuentes.

Transferencia de calor en intercambiadores de calor

Hasta ahora hemos descrito el intercambio de calor en un delta de área (ΔA), donde la temperatura del gas y del fluido frío es una sola. En general, en los intercambiadores la temperatura de los gases disminuye a medida que ceden calor, y el fluido frío se calienta o permanece a temperatura constante cuando el agua produce vapor (temperatura de saturación). Este último caso ocurre en la zona de generación de vapor de todas las calderas.

En los intercambiadores de calor, el calor que se transfiere es proporcional a la media logarítmica de la diferencia de temperaturas, y no a la media aritmética,

Figura 8. Diferencia logarítmica de temperaturas.

El coeficiente U o coeficiente global de transferencia de calor, considerando una superficie expuesta a convección por ambos lados, se calcula como la suma de


las diferentes resistencias, así:

Por lo tanto:

1/UAclean = 1/(hiAi) + Rw +1/(h0A0)

Rw= resistencia del metal L/kA

h = coeficiente convectivo

A = Area de transferencia de calor

Los subíndices i y o corresponden a interno externo.

y:

1/U = 1/UAclean+ Rf,i / Ai + Rf,o/A0

donde los valores Rf,i y Rf,0 corresponden a las valores de la resistencia generada por ensuciamiento o depósitos (fouling) en la parte interna y externa respectivamente. Los valores típicos de fouling se muestran en la tabla 4.

4x10-5 (m2. )

Esta aproximación es válida para el cálculo de intercambio de calor en las calderas. Siendo A = π D L, el valor de U es:

1/U= D0/Di + 1/h0 + h0+RiD0 / Di + R0

Rtotal= ∑Ri

hft2°F/BTU m2°K/W

Tabla4.factoresde fouling

hft2°F/BTU m2°K/WFOULINGFACTORS

TREATERWATEROVER125ºF0,001 1,76E-04

NATURALGASFLUEGAS 0,005 8,81E-04

COALFLUEGAS 0,010 0,00176

FACTORESDEFOULING

AGUATRATADAARRIBA50°C

GASESDECOMBUSTIONGASGASESDECOMBUSTION

CARBON

0,001 1,76E-04

0,005 8,81E-04

0,010 0,00176

Tabla 4. Factores de fouling

La resistencia del metal (L/k)/A normalmente es despreciable; el factor L/K para tubos con espesor de pared de 1/8” es:

((0.125)/12)/52= 2x10-4 (h. ft2. )

o:

F Btu

cw

chi

Figura 2

En el caso de las calderas, donde se presenta ebullición, el h por el lado de agua es mucho mayor comparado con el del lado de gases (hi»ho).

Entonces Do/Di---→0 y

U= (Di+h0 D0+ h0 DiR0) / h0Di

En condiciones de limpieza Ri=R0=0 y U=h0

Para áreas extendidas, como las tuberías aleteadas, que siempre están presentes en los economizadores, el coeficiente de transferencia de calor es:

hfin= f . h0

1hi


donde F es un factor que depende de la geometría de las aletas y su conductividad; h0 es el coeficiente de externo del tubo desnudo; y el factor F es cercano al 0.9 en aplicaciones de tuberías aleteadas típicas de aluminio extruido.

Los intercambiadores de tubería aleteada son ampliamente utilizados cuando el coeficiente de transferencia de calor es muy bajo por el lado externo, comparado con el del lado interno. En estos casos, la superficie externa es un “cuello de botella” para el paso de calor, que se puede resolver aumentando el factor h.A del lado externo, por medio de áreas extendidas. El coeficiente global de transferencia de calor no mejora lo suficiente cuando los dos coeficientes son similares. En los economizadores con o sin condensación, las tuberías aleteadas son ampliamente utilizadas.

Aparte de las consideraciones de transferencia de calor y de corrosión, que miraremos más adelante, el potencial de ensuciamiento de los gases a enfriar define el tipo de aleta y la densidad de las mismas. En términos generales, en tubos de 1” a 2” OD se utilizan aletas entre 5/8” y 1” de altura. El número de aletas por pulgada que se utiliza para gas natural

o fuel oil No. 2 es máximo de 6, para fuel oil No. 6 es de 3, y para carbón o biomasa, la distancia entre aletas es de ¾” a 1”; para este último caso, se utilizan aletas rectangulares denominadas en H o doble H, tal como se muestra en la figura 7.

Figura 10. Aletas en H y doble H

En intercambiadores con tuberías aleteadas en calderas de gas, el área extendida es más de 10 veces el área del tubo desnudo lo que permite el diseño de economizadores compactos y muy livianos.

En años recientes se han repotenciado muchas calderas de plantas generadoras de energía, al reemplazar economizadores de paso triangular y con tubería lisa o de aletas longitudinales, por economizadores con arreglo rectangular y tuberías con aletas rectangulares, lo que ha conllevado mejoras importantes en el desempeño y la capacidad de las calderas.

23CALDERAS DE CONDENSACIÓN

Desde hace unos 10 años, cada vez oímos con más frecuencia hablar de calderas de condensación, cuando se habla de calderas modernas, y especialmente, cuando nos referimos a calentamiento de agua en casas o edificios. En las industrias donde existan procesos en los que se calienta agua desde muy baja temperatura, es viable la utilización de calderas de condensación, en las cuales los gases de combustión se enfrían por debajo de 150°F (65°C).

Sabemos que el aire contiene humedad, y que, dependiendo de la temperatura, puede mantener más o menos agua en forma de vapor, mezclada con el O2 y N2 del aire. Cuando decimos que el aire tiene una humedad relativa del 60%, significa que tiene el 60% del agua necesaria para que el aire se sature y el vapor empiece a desprenderse como agua en estado líquido. En la medida en que la temperatura aumenta el aire tiene más capacidad de absorber vapor, es decir, con la misma humedad relativa y mayor temperatura, mayor es la masa de agua que puede alojarse en forma de vapor.

Lo mismo ocurre con los gases producto de la combustión de cualquier combustible, los que de acuerdo al contenido de H2 y de humedad del combustible, alojan en su interior agua en forma de vapor. Los productos de la combustión del gas natural, tienen el mayor porcentaje de agua y son de especial interés cuando se habla de economizadores de condensación.

La ley de presiones parciales de Dalton nos permite entender fácilmente este fenómeno. Esta ley, en términos sencillos, dice que cuando hay una mezcla de gases, las propiedades de cada gas se evalúan de acuerdo a la presión parcial de cada uno, la cual se define como la presión que tendría cada gas, si ocupara todo el volumen a la misma temperatura.

Recordemos la ley de los gases ideales:

PV=K

o:

P=K/V

donde K es una constante, si la temperatura no varía. La presión parcial () de cada gas es entonces:

Pp = (fracción por V )x P , donde P es la presión total absoluta psia (Pa)

Para entender este concepto, veamos un ejemplo, en el cual analizaremos los gases de combustión de una caldera que opera con el gas natural típico que se produce en Colombia y que tiene la composición mostrada en la tabla 2 .

Los productos de la combustión del gas natural de este ejemplo se muestran en la tabla 5, calculados con un exceso de aire del 15% y 0% de inquemados. En estas condiciones, el porcentaje de agua por volumen en los gases de combustión es de 17.74%.

CALDERAS DE CONDENSACIÓN

CAPÍTULO 3


A 2600 mt (AMSL), donde la presión barométrica es de 10.78 psia, la presión parcial de vapor es: 10.78*17.74%=1.91 psia, y la temperatura de saturación es 124.4°F (51.33°C). A la altura de Bogotá los gases de combustión condensan a una temperatura un poco más baja.

Esto quiere decir que en un economizador de una caldera, si la temperatura disminuye por debajo de estos valores, el agua empieza a condensarse y a ceder su calor latente, con lo cual aumenta la eficiencia de la caldera, por un lado, y pone en riesgo de corrosión a las superficies de acero carbono en contacto con este, por otro, ya que el agua condensada disuelve el O2 presente, produciendo corrosión por O2, además, una fracción del CO2 de los gases de combustión también se disuelve en el agua condensada, y genera ácido carbónico (H2CO3), el cual parcialmente se disocia en HCO3- y H+ . A una temperatura de 140°F (60°C), la concentración de CO2 en el agua es aproximadamente de 0.5 gramos de CO2 por Kg de agua, y la solución tiene un pH entre 4 y 5, claramente ácido.

El riesgo de corrosión es mayor en las chimeneas y los ductos que no están aislados, ya que la porción de los gases que está en contacto con el metal se enfría hasta la temperatura de este, con lo cual aumenta la fracción de agua condensada.

Para el cálculo de la temperatura de una chimenea que no está aislada, podemos hacer referencia a lo que estudiamos en relación con el tema de la convección. Si consideramos que en determinados momentos, por ejemplo, cuando llueve y/o hay vientos fuertes, el coeficiente externo de transferencia de calor alrededor de la chimenea puede ser igual al interno, entonces la temperatura del metal puede ser la media entre el gas y el ambiente. Si suponemos una temperatura de gases de 230°F (110°C) y una temperatura ambiente

Tabla 5 Composición gases de combustión, varios combustibles. Aire de combustión 80°F, 1 atm, 60%HR

En este ejemplo vamos a calcular la temperatura a la cual el vapor de agua de los gases de combustión empieza a condensarse; es decir, el gas tiene 100% de humedad relativa. El cálculo está efectuado a nivel del mar y a una altura de 2600 metros (AMSL).

A nivel del mar, la presión barométrica es 14.7 psia; por lo tanto, la presión parcial del vapor, usando la ley de Dalton, es: 14.7x17.74%=2.6 psia. Para esta condición, la temperatura de saturación a 2.6 psia es 135.9°F (57.7°C), (ver en tablas de vapor saturado T@ 2.6 psia, un resumen se presenta en la figura 8).

CO2 12,31 9,64 9,2 8,59 11,71SO2 0,09 0,01 0 0 0O2 5,71 6,47 6,17 2,46 2,54N2 75,47 65,23 62,14 71,21 73,36H2O 6,42 18,65 22,49 17,74 12,39

TOTALWET 100 100 100 100 100

CO2 12,31 9,64 9,2 8,59 11,71SO2 0,09 0,01 0 0 0O2 5,71 6,47 6,17 2,46 2,54N2 75,47 65,23 62,14 71,21 73,36H2O 6,42 18,65 22,49 17,74 12,39

TOTALWET 100 100 100 100 100

Tabla5.Composiciongasesdecombustion,varioscombustibles.Airedecombustion80°F,1atm,60%HR

GASNATURAL

EXCESODEAIRE 40% 60% 60% 15% 15%

COMPOSICIONGASES

COMBUSTIONWET

CARBONBITUM.

FIBRAPALMAACEITE

BAGAZODECAÑA

FUELOILNo.2

FLUEGASCOMPOSITION(WET)WET

BITUM.COAL

PALMOILFIBER

BAGASSENATURAL

GASFUELOILNo.2

EXCESODEAIRE 40% 60% 60% 15% 15%

Figura 11. Presión de saturación de agua Vs. temperatura

25CALDERAS DE CONDENSACIÓN

de 50°F (10°C), el metal podría estar alrededor de los 140°F (60°C).

En las calderas que operen con gas, se considera prudente no bajar la temperatura de los gases por debajo de 230°F (110°C) en la condición de baja llama, si la chimenea es en acero carbono o no está aislada.

No es buena práctica utilizar economizadores con tubería de acero carbono en contacto con los gases, cuando la temperatura de agua de alimentación está por debajo de 150°F (65°C). En la práctica, una caldera de gas con economizador sin condensación debe diseñarse para que a plena carga la temperatura de los gases saliendo de la caldera esté en 280°F (138°C), lo que corresponde a una eficiencia de 85.7%, sin considerar pérdidas radiantes y por convección. De esta manera se prevé que a baja carga la temperatura no cae por debajo de 230°F (110°C). Cuando existe el riesgo de que la temperatura caiga por debajo del valor mencionado, es preferible bypasear el economizador para evitar deterioros irreversibles en ductos y chimeneas. Para hacer esto posible, los economizadores deben estar provistos de un bypass y un control automático que lo opere, el cual usualmente se ha denominado corrosion control assembly (CCA).

Cuando la temperatura de los gases de combustión cae por debajo de estos valores, se inicia el proceso de condensación, en el cual los gases ceden el calor latente del vapor, y condensan el agua. A una temperatura de 135°F ( 57°C) en los gases de combustión del ejemplo,

aún queda un 10.8% de energía susceptible de ser utilizada: 1% como calor sensible, y 9.8% como latente. Por supuesto, para esto se requeriría disponer de un fluido frío que se requiera calentar y que esté a una temperatura inferior a la temperatura ambiente.

En general, los economizadores de condensación son fabricados con tuberías en acero inoxidable 316L y aletas en el mismo acero, o aluminio, las cuales tienen unas ratas de corrosión bajas, en estas condiciones.

En términos generales, cuando los combustibles tienen S, no se considera la utilización de economizadores de condensación, debido a las altas tasas de corrosión, inclusive cuando se utilizan aceros inoxidables como el 316L. Sin embargo, recientemente se han evaluado materiales de alta aleación, tipo dúplex, con los cuales es posible condensar con muy bajas ratas de corrosión en presencia de S. Esta alternativa tiene especial interés donde se dispone de biomasa, y donde cualquier aumento en eficiencia reemplaza un combustible costoso como el gas natural o el fuel oil.

Una buena práctica en relación con los economizadores consiste en que su diseño permita el fácil aislamiento y cambio de los tubos de transferencia de calor. Esto se logra haciendo uniones roscadas a los cabezales de entrada y salida de agua. Cuando se utiliza acero inoxidable en contacto con el agua, es necesario evaluar la corrosión producida por el cloro presente en el agua, que depende de la concentración de este elemento en el agua de alimentación de la caldera.


La experiencia y el desarrollo tecnológico han llevado a optimizar los diseños de los sistemas de combustión, de tal manera que hoy en día, para generar la misma cantidad de energía térmica, es posible gastar menos dinero en combustible y emitir menos contaminantes a la atmósfera.

A continuación se hace una descripción general de temas clave para seleccionar los equipos más adecuados y las estrategias de control más convenientes para lograr un buen desempeño de su sistema de combustión.

Quemadores de alto desempeño

El quemador es el lugar en donde se da origen a la combustión; en él se elabora la mezcla de combustible y aire.

La selección del quemador a utilizar es muy importante, ya que dependiendo de qué tan buena sea la calidad de su mezcla aire-combustible, va a ser capaz de operar con más eficiencia, es decir, con bajo exceso de aire, baja cantidad de inquemados y sin efectos de vibración, en todo su rango de operación.

Exceso de aire

El exceso de aire es inversamente proporcional a la eficiencia, debido a que

cantidades de aire mayores “enfrían” la combustión. El exceso de aire en los gases de combustión es asociado con su porcentaje de O2, debido a que es la variable de medición que más la representa.

Si un quemador puede brindar una mezcla aire-combustible “completa”, es posible inyectar cantidades de aire cercanas a la relación estequiométrica; pero si por el contrario, la turbulencia, y por lo tanto la mezcla, no es buena, se deberá inyectar más aire del requerido, es decir, se deberá trabajar con altos excesos de aire, y en consecuencia, se generarán bajas eficiencias. Una reducción del O2 en 2% puede representar un aumento de la eficiencia cercana al 1%.

Inquemados

Si la mezcla aire-combustible no es adecuada, muchas moléculas combustibles no realizarán una reacción química “completa”, y aparecerá CO en los gases de combustión.

Además de la reducción de la eficiencia, esta situación produce emisión de agentes contaminantes del medio ambiente. Una reducción del CO en 400 ppm, puede generar un aumento de la eficiencia mayor a 0.1%.

FACTORES QUE MEJORAN EL DESEMPEÑO DE UN SISTEMA DE COMBUSTIÓN

CAPÍTULO 4

27FACTORES QUE MEJORAN EL DESEMPEÑO DE UN SISTEMA DE COMBUSTIÓN

Turn down

Un quemador tiene su punto óptimo de eficiencia a carga máxima, debido a que operar en cargas inferiores implica velocidades de entrada de aire y de combustible más lentas, y por lo tanto, menor turbulencia de mezcla.

El turn down de un quemador es la cualidad que describe su capacidad para manejar cargas bajas con eficiencias altas y sin presentar efectos de vibración.

Un proceso productivo con cargas térmicas variables -como es la mayoría- debe tener un quemador con un turn down que permita conservar niveles altos de eficiencia en las etapas de modulación de la combustión. Efectos más drásticos se presentan cuando frecuentemente la carga de proceso es inferior al turn down del quemador, ya que en cada uno de estos casos el quemador realizará una parada y un posterior arranque, con las pérdidas de combustible que estas secuencias conllevan, como se muestra en la figura 8.

Estrategias de medición y control

En el apartado anterior, solamente se tuvo en cuenta la capacidad del quemador para mezclar adecuadamente con alta turbulencia, sobre la base de que al quemador ingresarán cantidades optimizadas de aire y combustible.

En este apartado indicaremos las estrategias existentes para optimizar la cantidad de flujo de aire y combustible que se inyectan a un quemador, así como las lógicas de control que se siguen para manipular los actuadores que gradúan el paso del combustible y el paso del aire.

En los quemadores de gas y de fuel oil, una válvula tipo mariposa en la línea de combustible y un dámper en el ducto de aire son los elementos primarios que permiten la modulación de las cantidades de combustible y aire en el quemador. En potencias pequeñas, es común usar un solo motor paso a paso, para mover un acople mecánico de varillas, que conecta la válvula con el dámper al mismo tiempo.

Entre las falencias de este sistema está la baja reproducibilidad de las posiciones, la histéresis mecánica, la frecuente descalibración y la imposibilidad de configurar relaciones de posición aire-combustible fuera de la curva del acople.

La evolución del sistema de acople con varillas consiste en independizar el movimiento colocando un servomotor a la válvula y otro al damper. Con este sistema es posible adaptar la relación aire-combustible, punto por punto, al desempeño del quemador; debido a la inexistencia de un acople mecánico, la repetitividad de las posiciones relativas se mejora y perdura en el tiempo.

Es posible mejorar el sistema de actuadores, acoplando el variador de

Figura 12. Curva del quemador alta eficiencia turn down 12:1

La conclusión es que para asegurar un buen desempeño de un quemador, debemos conocer cuál es su punto de carga mínimo, así como su capacidad para mantener bajos niveles de porcentaje de O2 y CO en todo el rango de operación. Generalmente los fabricantes de quemadores ponen a disposición esta información por medio de curvas, tablas, o simplemente datos puntuales, para el análisis por parte del usuario.


velocidad al motor del ventilador de tiro forzado. Esta opción genera beneficios adicionales que repercuten en el ahorro de energía eléctrica y en la disminución del ruido audible.

Es importante resaltar que el sistema de acople mecánico mediante varillas solamente permite un control en lazo abierto de la combustión y no es apto para implementar ninguna de las estrategias de control de lazo cerrado enunciadas a continuación.

Control con retroalimentación de temperatura del aire

La curva de caracterización del sistema hace que para cada posición de la válvula de entrada de combustible exista una posición del dámper y/o una velocidad en el variador de frecuencia; esta es la forma de mantener la relación aire-combustible en valores adecuados.

¿Qué sucede si ante una misma posición del damper y/o velocidad, la cantidad de flujo másico de aire cambia? La relación aire-combustible deja de ser la configurada inicialmente, y por tanto, deja de ser óptima (con O2 y CO altos y con posibles vibraciones).

La causa más importante de este fenómeno son las diferencias en la temperatura del aire que entra al ventilador, ya que el flujo volumétrico es función de su densidad, y esta, de su temperatura.

La necesidad de garantizar la cantidad de flujo másico de aire ante variaciones en su temperatura llevó a desarrollar un control económico, en el cual, con la señal de un sensor de temperatura tipo PT100, es posible realizar correcciones sobre la apertura del dámper y/o la velocidad del variador de frecuencia. Este control

puede bien ser realizado en un controlador dedicado o programado en un PLC. Una reducción de la temperatura del aire en 20°C puede generar, para un mismo flujo volumétrico, un aumento en el flujo másico del 7%, el cual genera a su vez un aumento de O2 en los gases de combustión de 1.4%.

Medición de O2

Es importante tener claro qué estamos midiendo, para posteriormente implementar la estrategia de control y obtener sus beneficios.

Los analizadores de O2 in situ o instalados en línea directamente a la salida de los gases de combustión poseen comúnmente una celda de óxido de zirconio y son los más usados para realizar control en lazo cerrado al sistema de combustión. Debido a que soportan las condiciones de suciedad y temperatura de gases de combustión no requieren acondicionamiento de la muestra y por lo tanto miden el porcentaje de oxígeno en base húmeda.

Los analizadores de oxígeno portátiles, tienen comúnmente una celda electroquímica y son los más usados para caracterizar la curva del quemador durante su puesta en marcha. Debido a que no soportan las condiciones de suciedad y temperatura de gases de combustión requieren acondicionamiento de la muestra y por lo tanto miden el porcentaje de oxígeno en base seca.

La diferencia en el valor de la medición de oxígeno en base seca con respecto a la medición en base húmeda radica en la cantidad de oxígeno existente en el agua que contienen los gases de combustión de la muestra tomada, razón por la cual es muy importante tener claro en qué base estamos midiendo, como también si los datos de oxígeno reportados por el

29FACTORES QUE MEJORAN EL DESEMPEÑO DE UN SISTEMA DE COMBUSTIÓN

fabricante del quemador están en base seca o húmeda.

- Cambios en la presión de entrada del combustible.

La forma de corregir estos fenómenos es implementando un control de lazo cerrado con retroalimentación de O2. De acuerdo con las mediciones en línea de O2, se realiza una corrección a la posición del dámper de aire y/o a la velocidad del variador de frecuencia. Si el control es usado con retroalimentación de O2, no se requiere control por temperatura del aire.

Control con retroalimentación de CO

Los quemadores tienen una curva característica de CO vs. O2, razón por la cual la retroalimentación de O2 genera por sí misma un control del CO. Este concepto es válido siempre y cuando el quemador mantenga su calidad de mezcla intacta en el tiempo, ya que si esta se ve afectada, para una misma cantidad de O2, el CO será mayor. Esta situación se puede generar, por ejemplo, por obstrucciones en las boquillas de salida del combustible, desajustes causados por vibración, manipulación en las distancias de separación de los componentes de distribución del aire o del combustible, etc.

Ante estas situaciones, es posible implementar un control con retroalimentación de CO que corrija el set point de porcentaje de O2.

Figura 13. O2 Vs. Exceso de aire

Control con retroalimentación de O2

Ante un mismo valor para el comando de inyección de combustible y/o aire, puede haber flujos másicos de combustible y/o aire diversos. Lo anterior quiere decir que la caracterización realizada en la puesta en marcha del quemador puede operar con relaciones aire-combustible distintas, y por consiguiente, inadecuadas (con O2 y CO altos y con posibles vibraciones).

Las causas más frecuentes de cambios en el flujo másico ante un mismo comando de posición son:

- Cambios en la densidad del combustible o del aire.

- Descalibración de la válvula de combustible o en el dámper de aire.


Anexo

En este anexo se presentan algunas tablas y ejemplos que permiten ayudar a evaluar la eficiencia de calderas que operen con diferentes combustibles.

que hay condensación. Resaltado en gris se muestra la zona donde las calderas sin condensación deberían operar.

TABLA 8: Eficiencia de calderas tipo paquete operando con gas, 6 casos. En esta tabla, se muestra un comparativo real de 6 calderas que se han simulado operando con gas natural. Los resultados presentados son: Temperatura de salida de gases de combustión y O2 en chimenea, eficiencia HHV y LHV, consumo anual de gas en FT3 y en dólares y emisiones anuales de CO2. Todos los casos se compararon con la caldera menos eficiente (caso 6), y se presenta el ahorro en dólares y en emisiones anuales con respecto a esta.

EJEMPLO 1 AL 5. Ejemplos de cálculo de eficiencia de calderas para diferentes combustibles. En estos ejemplos se presenta una metodología para el cálculo de la eficiencia de calderas. Se presentan ejemplos para 5 combustibles: Gas natural, Carbón, Fuel Oil 2, Biomasa y Biogás.

TABLA 6. Constantes de combustión. Esta tabla se ha transcrito de la edición 41 Steam its generation and use. En ella se encuentran todas las constantes para el análisis de combustión de cualquier gas.

TABLA 7. Eficiencia y pérdidas por calor latente para calderas de gas. En esta tabla, se presenta la eficiencia de calderas operando con gas natural; el cálculo se efectuó con la composición del gas natural presentado en la tabla 2 del capítulo 1, pero es útil para encontrar la eficiencia con cualquier composición de gas. La eficiencia calculada no incluye perdidas por radiación y convección, supone cero ppm de CO en la chimenea y está calculada con aire en condiciones estándar. Para su utilización se requiere ingresar con la temperatura de gases de combustión y el exceso de aire utilizado. Para cada exceso de aire, se muestra el O2 de chimenea equivalente, tanto en base seca como húmeda, así, que se puede ingresar también con estos valores. Para cada condición de operación también se presenta las perdidas por calor latente; la zona resaltada corresponde a aquella en

31Anexo

Para todos los ejemplos los datos de entrada (en rojo) son:

- Análisis último de combustible para combustibles sólidos y líquidos y composición molar para gases.

- Temperatura, O2 y CO en chimenea, base seca.

- Temperatura ambiente.

- Humedad absoluta del aire en lb de agua/lb de aire. Este dato se toma de la carta psicrométrica, ingresando a ella con la humedad relativa, o las temperaturas de bulbo seco y bulbo húmedo.

- Temperatura media exterior de la caldera.

- Área expuesta de la caldera,

- Velocidad del viento.

Estos tres últimos valores se utilizan para el caculo de pérdidas radiantes y convectivas.

Las composiciones de combustible mostradas corresponden a combustibles típicos utilizados.


Table7.Boilere

fficien

cy*an

dLa

tent

Fluega

slos

sfor

Nat

uralgas

Boilers.

ɳ(H

HV)a

ndla

tent

loss

VS.A

irex

cess

and

flue

gas

tem

pera

ture

°F°C

8027

100,0

0,0

100,0

0,0

100,0

0,0

100,0

0,0

100,0

0,0

100,0

0,0

100,0

0,0

100,0

0,0

100,0

0,0

99,2

0,0

9032

99,2

0,6

99,1

0,7

99,1

0,7

99,0

0,7

99,0

0,8

98,9

0,8

98,8

0,9

98,8

0,9

98,7

1,0

98,2

1,0

100

3898,1

1,4

98,0

1,6

97,9

1,6

97,8

1,7

97,7

1,8

97,6

1,9

97,4

2,0

97,3

2,1

97,1

2,2

96,9

2,3

110

4396,9

2,5

96,6

2,7

96,5

2,8

96,4

2,9

96,1

3,1

95,9

3,3

95,6

3,5

95,4

3,7

95,2

3,8

95,3

4,0

120

4995,3

3,9

94,9

4,2

94,7

4,3

94,5

4,5

94,2

4,8

93,8

5,1

93,4

5,4

93,1

5,7

92,7

5,9

93,4

6,2

130

5493,3

5,6

92,8

6,1

92,5

6,3

92,3

6,5

91,8

6,9

89,1

9,5

89,0

9,5

88,9

9,5

88,8

9,5

88,7

9,5

140

6089,2

9,5

89,1

9,5

89,1

9,5

89,0

9,5

88,9

9,5

88,8

9,5

88,7

9,5

88,6

9,5

88,5

9,5

88,4

9,5

150

6689,0

9,5

88,9

9,5

88,8

9,5

88,8

9,5

88,7

9,5

88,5

9,5

88,4

9,5

88,3

9,5

88,2

9,5

88,0

9,5

200

9388,0

9,5

87,8

9,5

87,7

9,5

87,6

9,5

87,3

9,5

87,1

9,5

86,9

9,5

86,7

9,5

86,5

9,5

86,3

9,5

300

149

85,9

9,5

85,5

9,5

85,3

9,5

85,1

9,5

84,7

9,5

84,3

9,5

83,9

9,5

83,5

9,5

83,1

9,5

82,7

9,5

400

204

83,7

9,5

83,1

9,5

82,8

9,5

82,5

9,5

82,0

9,5

81,4

9,5

80,8

9,5

80,2

9,5

79,6

9,5

79,0

9,5

500

260

81,5

9,5

80,7

9,5

80,4

9,5

80,0

9,5

79,2

9,5

78,4

9,5

77,7

9,5

76,9

9,5

76,1

9,5

75,3

9,5

600

316

79,3

9,5

78,3

9,5

77,8

9,5

77,4

9,5

76,4

9,5

75,4

9,5

74,5

9,5

73,5

9,5

72,6

9,5

71,6

9,5

700

371

77,0

9,5

75,9

9,5

75,3

9,5

74,7

9,5

73,6

9,5

72,4

9,5

71,3

9,5

70,1

9,5

68,9

9,5

67,8

9,5

800

427

74,7

9,5

73,4

9,5

72,7

9,5

72,0

9,5

70,7

9,5

69,3

9,5

68,0

9,5

66,6

9,5

65,3

9,5

63,9

9,5

900

482

72,4

9,5

70,9

9,5

70,1

9,5

69,3

9,5

67,8

9,5

66,2

9,5

64,7

9,5

63,1

9,5

61,6

9,5

60,0

9,5

1000

538

70,1

9,5

68,3

9,5

67,5

9,5

66,6

9,5

64,8

9,5

63,1

9,5

61,3

9,5

59,6

9,5

57,8

9,5

56,1

9,5

CONDE

NSATIONZONES

TARG

ETZONEWITHSTD.ECO

NOMIZER

*Don'tincludeconvectio

nandradiationlosses

ɳ%

LAT

LOSS

ɳ%

LAT

LOSS

ɳ%

LAT

LOSS

ɳ%

LAT

LOSS

ɳ%

LAT

LOSS

ɳ%

LAT

LOSS

ɳ%

LAT

LOSS

ɳ%

LAT

LOSS

ɳ%

LAT

LOSS

ɳ%

LAT

LOSS

SOFTWAR

EUSEDFO

RCA

LCULATIONVR-BO

ILER

-CAD

FLUEGA

STEMP

124,36

122,1

DEWPOINTTEMP

ºC

60,22

58,50

57,81

57,03

55,57

54,50

53,35

52,25

51,31

50,06

DEWPOINTTEMP

ºF

140,39

137,3

136,05

134,65

132,02

130,093

128,03

126,05

28,095

28,129

WAT

ERPAR

TIAL

PRESSU

RE(PSIA)

2,92

2,70

2,61

2,52

2,36

2,23

2,11

2,00

1,91

1,82

FLUEGA

SMOL

WEIGH

T27,69

27,777

27,815

27,85

27,913

27,968

28,016

28,058

12,97

12,39

H2O%W

EIGH

T12,93

11,93

11,49

11,09

10,37

9,75

9,21

8,73

8,32

7,94

H20%

VOL

19,87

18,39

17,74

17,14

16,07

15,14

14,32

13,6

7,97

8,63

O2%VOLDRY

0,00

2,10

2,99

3,80

5,23

6,45

7,48

8,37

9,16

9,85

O2%VOLWET

01,71

2,46

3,15

4,39

5,47

6,41

7,23

BOILER

EFF

ICIENCY

*(H

HV)A

ND

LATE

NTLO

SSIN

BOILER

FUEL:N

ATURA

LGA

S-COMBU

STIONAIR:STA

NDA

RDAIR80°F,0AMSL60%

RH

AIREXCESS

010

1520

3040

5060

7080

33AnexoTa

ble8.FIR

ETUBE

PAC

KAGEBO

ILER

EFF

ICIENCY

6CA

SES:

4P

ASS,

3P

ASS,

2P

ASS.

+EC

ON

OM

IZER

,+CO

NDE

NSI

NG

ECO

NO

MIZ

ER,H

IGH

EFFI

CIEN

CYB

URN

ERTY

PICA

LEF

FICI

ENCI

ESF

OR

COM

MER

CIAL

BO

ILER

WIT

HAN

DW

ITHO

UT

ECO

NO

MIZ

ERS.

Case

12

34

56

Boile

rcap

acity

BHP

600

600

600

600

600

600

MBt

u/hr

20.0

85

20

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20.0

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N° Substance FormulaMolecularWeight

Density,lbperft3

SpecificVolumeft3

perlb

SpecificGravity(air=1) Gross Net Gross Net Formula O2 N2a Air CO2 H2O N2a O2 N2a Air CO2 H2O N2a

1 Carbon C 12,0110 14093 14093 C 1,0 3,773 4,773 1,0 3,773 2,664 8,846 11,510 3,664 8,846 8,1672 Hydrogen1 H2 2,0159 0,0053 188,245 0,0696 324,2 273,9 61029 51558 H2 0,5 1,887 2,387 1,0 1,887 7,936 26,353 34,290 8,937 26,353 5,6193 Oxygen O2 31,9988 0,0844 11,850 1,1053 O24 Nitrogen N2 28,0134 0,0738 13,543 0,9671 N24 Nitrogen(atm,)' N2a 28,1580 0,0742 13,474 0,9720 N2a5 CarbonMonoxide CO 28,0104 0,0738 13,542 0,9672 320,6 320,6 4342 4342 CO 0,5 1,887 2,387 1,0 1,887 0,571 1,897 2,468 1,571 1,897 5,6846 CarbonDioxide CO2 44,0098 0,1166 8,574 1,5277 CO2

7 Methane CH4 16,0428 0,0424 23,608 0,5548 1012 911 23891 21511 CH4 2,0 7,547 9,547 1,0 2,0 7,547 3,989 13,246 17,235 2,743 2,246 13,246 7,2148 Ethane C2H6 30,0697 0,0799 12,514 1,0466 1785 1634 22334 20429 C2H6 3,5 13,206 16,706 2,0 3,0 13,206 3,724 12,367 16,092 2,927 1,797 12,367 7,2059 Propane C3H8 44,0966 0,1183 8,456 1,5489 2561 2359 21653 19921 C3H8 5,0 18,866 23,866 3,0 4,0 18,866 3,628 12,047 15,676 2,994 1,634 12,047 7,239

10 nButane C4H10 58,1235 0,1585 6,310 2,0758 3376 3124 21299 19657 C4H10 6,5 24,526 31,026 4,0 5,0 24,526 3,578 11,882 15,460 3,029 1,55 11,882 7,25911 lsobutane C4H10 58,1235 0,1580 6,328 2,0699 3355 3104 21231 19589 C4H10 6,5 24,526 31,026 4,0 5,0 24,526 3,578 11,882 15,460 3,029 1,55 11,882 7,28212 nPentane C5H12 72,1504 0,2019 4,952 2,645 4258 3956 21085 19498 C5H12 8,0 30,186 38,186 5,0 6,0 30,186 3,548 11,781 15,329 3,050 1,98 11,781 7,27013 lsopentane C5H12 72,1504 0,2001 4,999 2,6202 4210 3908 21043 19455 C5H12 8,0 30,186 38,186 5,0 6,0 30,186 3,548 11,781 15,329 3,050 1,498 11,781 7,28414 Neopentane C5H12 72,1504 0,1984 5,040 2,5989 4159 3857 20958 1937 C5H12 8,0 30,186 38,186 5,0 6,0 30,186 3,548 11,781 15,329 3,050 1,498 11,781 7,31415 nHexane C6H14 86,1773 0,2508 3,987 3,2849 5252 4900 20943 19392 C6H14 9,5 35,846 45,346 6,0 7,0 35,846 3,527 11,713 15,240 3,064 1,463 11,713 7,277

16 Ethylene C2H4 28,0538 0,0744 13,447 0,9740 1609 1509 21643 20282 C2H4 3,0 11,320 14,320 2,0 2,0 11,320 3,422 11,362 14,784 3,138 1,284 11,362 6,83117 Propylene C3H6 42,0807 0,1127 8,874 1,4760 2371 2220 21039 19678 C3H6 4,5 16,980 21,480 3,0 3,0 16,980 3,422 11,362 14,784 3,138 1,284 11,362 7,02718 nButene(Butylene) C4H8 56,1076 0,1524 6,560 1,9966 3175 2974 20831 19470 C4H8 6,0 22,640 28,640 4,0 4,0 22,640 3,422 11,362 14,784 3,138 1,284 11,362 7,09719 lsobutene C4H8 56,1076 0,1524 6,561 1,9964 3156 2955 20704 19343 C4H8 6,0 22,640 28,640 4,0 4,0 22,640 3,422 11,362 14,784 3,138 1,284 11,362 7,14120 nPentene C5H10 70,1345 0,1947 5,135 2,5508 4032 3781 20704 19343 C5H10 7,5 28,300 35,800 5,0 5,0 28,300 3,422 11,362 14,784 3,138 1,284 11,362 7,140

21 Benzene C6H6 78,1137 0,2213 4,518 2,8989 4024 3873 18179 17446 C6H6 7,5 28,300 35,800 6,0 3,0 28,300 3,072 10,201 13,274 3,380 0,692 10,201 7,30222 Toluene C7H8 92,1406 0,2750 3,637 3,6016 5068 4867 18430 17602 C7H8 9,0 33,959 42,959 7,0 4,0 33,959 3,125 10,378 13,504 3,343 0,782 10,378 7,32723 Xylene C8H10 106,1675 0,3480 2,874 4,5576 6480 6228 18622 17723 C8H10 10,5 39,619 50,119 8,0 5,0 39,619 3,164 10,508 13,673 3,316 0,848 10,508 7,342

24 Acetylene C2H2 26,0379 0,0691 14,480 0,9046 1484 1433 21482 20749 C2H2 2,5 9,433 11,933 2,0 1,0 9,433 3,072 10,201 13,274 3,380 0,692 10,201 6,17925 Naphthalene C10H8 128,1736 0,3384 2,955 4,4323 5866 5665 17335 16739 C10H8 12,0 45,279 57,279 10,0 4,0 45,279 2,995 9,947 12,943 3,434 0,562 9,947 7,46726 Methylalcohol CH3OH 32,0422 0,0846 11,820 1,1081 868 768 10265 9073 CH3OH 1,5 5,660 7,160 1,0 2,0 5,660 1,498 4,974 6,472 1,373 1,124 4,974 6,30527 Ethylalcohol C2H5OH 46,0691 0,1216 8,224 1,5927 1602 1451 13172 11929 C2H5OH 3,0 11,320 14,320 2,0 3,0 11,320 2,084 6,919 9,003 1,911 1,173 6,919 6,83528 Ammonia NH3 17,0306 0,0454 22,008 0,5951 440 364 9680 7998 NH3 0,75 2,830 3,580 1,5 3,330 1,409 4,679 6,088 1,587 5,502 6,29029 Sulfur S 32,0660 3980 3980 S 1,0 3,773 4,773 (SO2) 3,773 1,000 3,320 4,310 S02 3,320 10,82930 Hydrogensulfide H2S 34,0819 0,0907 11,030 1,1875 643 593 7094 6534 H2S 1,5 5,660 7,160 (SO2)

1.11,0 5,660 1,410 4,682 6,093 1,880 0,529 4,682 8,576

31 Sulfurdioxide S02 64,0648 0,1722 5,806 2,2558 S0232 Watervapor H2O 18,0153 0,0503 19,863 0,6594 50,312 0 1059,8 0 H2O33 Air1 28,9625 0,0763 13,098 1,0000

Table6.CombustionConstantsReference1 Table6CombustionConstantsReference1(cont.)

Btuperlb

ParafinseriesCnH2n+2

OlefinseriesCnH2n

ft3perft3ofCombustible lbperlbofCombustible

Theorairlb/10000

Btu

Requiered for Combustion FlueProducts

RequieredforCombustion

FlueGasProducts

Refrence1:Steamitsgenerationanduse41Ed. Refrence1:Steamitsgenerationanduse41Ed.

AromaticseriesCnH2n-6

Miscellaneous

HeatofCombustion

Btuperft3

35Anexo

N° Substance FormulaMolecularWeight

Density,lbperft3

SpecificVolumeft3

perlb

SpecificGravity(air=1) Gross Net Gross Net Formula O2 N2a Air CO2 H2O N2a O2 N2a Air CO2 H2O N2a

1 Carbon C 12,0110 14093 14093 C 1,0 3,773 4,773 1,0 3,773 2,664 8,846 11,510 3,664 8,846 8,1672 Hydrogen1 H2 2,0159 0,0053 188,245 0,0696 324,2 273,9 61029 51558 H2 0,5 1,887 2,387 1,0 1,887 7,936 26,353 34,290 8,937 26,353 5,6193 Oxygen O2 31,9988 0,0844 11,850 1,1053 O24 Nitrogen N2 28,0134 0,0738 13,543 0,9671 N24 Nitrogen(atm,)' N2a 28,1580 0,0742 13,474 0,9720 N2a5 CarbonMonoxide CO 28,0104 0,0738 13,542 0,9672 320,6 320,6 4342 4342 CO 0,5 1,887 2,387 1,0 1,887 0,571 1,897 2,468 1,571 1,897 5,6846 CarbonDioxide CO2 44,0098 0,1166 8,574 1,5277 CO2

7 Methane CH4 16,0428 0,0424 23,608 0,5548 1012 911 23891 21511 CH4 2,0 7,547 9,547 1,0 2,0 7,547 3,989 13,246 17,235 2,743 2,246 13,246 7,2148 Ethane C2H6 30,0697 0,0799 12,514 1,0466 1785 1634 22334 20429 C2H6 3,5 13,206 16,706 2,0 3,0 13,206 3,724 12,367 16,092 2,927 1,797 12,367 7,2059 Propane C3H8 44,0966 0,1183 8,456 1,5489 2561 2359 21653 19921 C3H8 5,0 18,866 23,866 3,0 4,0 18,866 3,628 12,047 15,676 2,994 1,634 12,047 7,239

10 nButane C4H10 58,1235 0,1585 6,310 2,0758 3376 3124 21299 19657 C4H10 6,5 24,526 31,026 4,0 5,0 24,526 3,578 11,882 15,460 3,029 1,55 11,882 7,25911 lsobutane C4H10 58,1235 0,1580 6,328 2,0699 3355 3104 21231 19589 C4H10 6,5 24,526 31,026 4,0 5,0 24,526 3,578 11,882 15,460 3,029 1,55 11,882 7,28212 nPentane C5H12 72,1504 0,2019 4,952 2,645 4258 3956 21085 19498 C5H12 8,0 30,186 38,186 5,0 6,0 30,186 3,548 11,781 15,329 3,050 1,98 11,781 7,27013 lsopentane C5H12 72,1504 0,2001 4,999 2,6202 4210 3908 21043 19455 C5H12 8,0 30,186 38,186 5,0 6,0 30,186 3,548 11,781 15,329 3,050 1,498 11,781 7,28414 Neopentane C5H12 72,1504 0,1984 5,040 2,5989 4159 3857 20958 1937 C5H12 8,0 30,186 38,186 5,0 6,0 30,186 3,548 11,781 15,329 3,050 1,498 11,781 7,31415 nHexane C6H14 86,1773 0,2508 3,987 3,2849 5252 4900 20943 19392 C6H14 9,5 35,846 45,346 6,0 7,0 35,846 3,527 11,713 15,240 3,064 1,463 11,713 7,277

16 Ethylene C2H4 28,0538 0,0744 13,447 0,9740 1609 1509 21643 20282 C2H4 3,0 11,320 14,320 2,0 2,0 11,320 3,422 11,362 14,784 3,138 1,284 11,362 6,83117 Propylene C3H6 42,0807 0,1127 8,874 1,4760 2371 2220 21039 19678 C3H6 4,5 16,980 21,480 3,0 3,0 16,980 3,422 11,362 14,784 3,138 1,284 11,362 7,02718 nButene(Butylene) C4H8 56,1076 0,1524 6,560 1,9966 3175 2974 20831 19470 C4H8 6,0 22,640 28,640 4,0 4,0 22,640 3,422 11,362 14,784 3,138 1,284 11,362 7,09719 lsobutene C4H8 56,1076 0,1524 6,561 1,9964 3156 2955 20704 19343 C4H8 6,0 22,640 28,640 4,0 4,0 22,640 3,422 11,362 14,784 3,138 1,284 11,362 7,14120 nPentene C5H10 70,1345 0,1947 5,135 2,5508 4032 3781 20704 19343 C5H10 7,5 28,300 35,800 5,0 5,0 28,300 3,422 11,362 14,784 3,138 1,284 11,362 7,140

21 Benzene C6H6 78,1137 0,2213 4,518 2,8989 4024 3873 18179 17446 C6H6 7,5 28,300 35,800 6,0 3,0 28,300 3,072 10,201 13,274 3,380 0,692 10,201 7,30222 Toluene C7H8 92,1406 0,2750 3,637 3,6016 5068 4867 18430 17602 C7H8 9,0 33,959 42,959 7,0 4,0 33,959 3,125 10,378 13,504 3,343 0,782 10,378 7,32723 Xylene C8H10 106,1675 0,3480 2,874 4,5576 6480 6228 18622 17723 C8H10 10,5 39,619 50,119 8,0 5,0 39,619 3,164 10,508 13,673 3,316 0,848 10,508 7,342

24 Acetylene C2H2 26,0379 0,0691 14,480 0,9046 1484 1433 21482 20749 C2H2 2,5 9,433 11,933 2,0 1,0 9,433 3,072 10,201 13,274 3,380 0,692 10,201 6,17925 Naphthalene C10H8 128,1736 0,3384 2,955 4,4323 5866 5665 17335 16739 C10H8 12,0 45,279 57,279 10,0 4,0 45,279 2,995 9,947 12,943 3,434 0,562 9,947 7,46726 Methylalcohol CH3OH 32,0422 0,0846 11,820 1,1081 868 768 10265 9073 CH3OH 1,5 5,660 7,160 1,0 2,0 5,660 1,498 4,974 6,472 1,373 1,124 4,974 6,30527 Ethylalcohol C2H5OH 46,0691 0,1216 8,224 1,5927 1602 1451 13172 11929 C2H5OH 3,0 11,320 14,320 2,0 3,0 11,320 2,084 6,919 9,003 1,911 1,173 6,919 6,83528 Ammonia NH3 17,0306 0,0454 22,008 0,5951 440 364 9680 7998 NH3 0,75 2,830 3,580 1,5 3,330 1,409 4,679 6,088 1,587 5,502 6,29029 Sulfur S 32,0660 3980 3980 S 1,0 3,773 4,773 (SO2) 3,773 1,000 3,320 4,310 S02 3,320 10,82930 Hydrogensulfide H2S 34,0819 0,0907 11,030 1,1875 643 593 7094 6534 H2S 1,5 5,660 7,160 (SO2)

1.11,0 5,660 1,410 4,682 6,093 1,880 0,529 4,682 8,576

31 Sulfurdioxide S02 64,0648 0,1722 5,806 2,2558 S0232 Watervapor H2O 18,0153 0,0503 19,863 0,6594 50,312 0 1059,8 0 H2O33 Air1 28,9625 0,0763 13,098 1,0000

Table6.CombustionConstantsReference1 Table6CombustionConstantsReference1(cont.)

Btuperlb

ParafinseriesCnH2n+2

OlefinseriesCnH2n

ft3perft3ofCombustible lbperlbofCombustible

Theorairlb/10000

Btu

Requiered for Combustion FlueProducts

RequieredforCombustion

FlueGasProducts

Refrence1:Steamitsgenerationanduse41Ed. Refrence1:Steamitsgenerationanduse41Ed.

AromaticseriesCnH2n-6

Miscellaneous

HeatofCombustion

Btuperft3


EXAMPLE1

BOILEREFFICIENCYCALCULATION.FUEL:NATURALGASCOMMERCIALBOILERWITHSTD.ECONOMIZERANDHIGHEFFICIENCYBURNER

A B C D E F G H I J K L M1 12 Theoretical 23 NominalCapacity(BHP) BHP BHP 1200 Molec. HHV Air Water Air(dry) 34 Rateattest % %Load 100% Substance weight ft3/ft3 lb/lb Btu/lb LB./LB.FUEL 45 O2influegas(Dry) % O2g(dry) 2,80% H2 2,0159 0,00% 61.029 34,290 8,937 0,00 56 COinfluegas(PPM) ppm CO 120 O2 31,9988 0,00% 0,00 67 Averagefluegastemperature(ºF) ºF Tg 250 N2 28,0134 0,86% 1,29% 0,00 78 Ambienttemperature(ºF) ºF Ta 68 N2a 28,1580 0,00% 0,00 89 MoistureinairLbH2O/Lbair lb/lb M 0,01314 CO 28,0104 0,00% 4.342 2,468 0,00 910 Avg.externalsurfacetemp.ofboiler(ºF) ºF Ts 140 CO2 44,0098 1,39% 3,27% 0,00 1011 Totalexternalsurfacearea ft2 S 1136 CH4 16,0428 86,76% 74,35% 23.891 17,235 2,246 12,81 1112 Windvelocityaroundtheboiler(ft/min) ft/min Vw 0 C2H6 30,0697 7,44% 11,95% 22.334 16,092 1,797 1,92 1213 C3H8 44,0966 2,64% 6,22% 21.653 15,676 1,634 0,97 1314 C4H10n- 58,1235 0,78% 2,42% 21.299 15,460 1,550 0,37 1415 BTU/LBºF Cpg 0,24 C4H10Iso 58,1235 0,00% 21.231 15,460 1,550 0,00 1516 BTU/LBf 772 C5H12n 72,1504 0,13% 0,50% 21.085 15,329 1,980 0,08 1617 % L1 3,44% C5H12Iso 72,1504 0,00% 21.043 15,329 1,498 0,00 1718 C5H12Neo 72,1504 0,00% 20.958 15,329 1,498 0,00 1819 BTU/LBºF Cps 0,45 C6H14 86,1773 0,00% 20.943 15,240 1,463 0,00 1920 BTU/LBf 2.301 H2S 34,0819 0,00% 7.094 6,093 0,529 0,00 2021 % L2 10,27% S02 64,0648 0,00% 0,00 2122 H2O 18,0153 0,00% 1.060 0,00 2223 BTU/LBºF Cps 0,45 AVGMW 18,72 100% 100,00% 22.401 16,16 2,03 16,16 2324 BTU/LBf - ƩTAs 16,16 2425 % L3 0,00% 2526 BTU/LB 22.401 2627 BTU/LBºF Cps 0,45 20.266 2728 BTU/LBf 20 28,50 2829 % L4 0,09% 29,87 2930 13,94% 3031 lb/lbfuel 0,0009 Ma(dry) LB/LBf 18,42 3132 BTU/LB. 9 3233 % L5 0,04% lb/lbf Wf 2,034 3334 Wa 0,24 3435 ºK Ks 333 Wg 2,28 3536 ºK Ta 293 Mg(wet) 17,38 3637 BTU/HR-FT2 l6/S 152,39 19,66 37

38 11,58% 3839 BTU/HR 173.113 3940 % L6 0,37% 4041 L7+L8LOSSDUEUNBURNEDCINASH N/A 4142 % ƩL 14,22% % ɳ(LHV) 94,82% 42

Cpsuperheatedsteam=0.45

HHV[J23]

TOTALLOSSL1+L2+L3+L4+L5+L6+L7+L8

Waterfromair=(Abs.humidityxTotalair(dry))TotalwaterinFluegas=Wf+WaMassofdryfluegas=TA*(1+AE)-WfTotalwetfluegas=Mg(dry)+Wg

H2Oinwetwas(%)

L5=CfromCO*(14093-4342)

L4HEATLOSSDUETOMOISTUREINAIR(sensible)Cpsuperheatedsteam=0.45

Totaldryair=TA*(1+AE)

L4=(Waterfromair)·Cp*(Tg-Ta)

WATERINFLUEGAS

Airexcess(AE)==E5*(32/M29)*(M23+1-M33)/(0.2314*M23-32/M29*E5*M23)

L2=(WaterfromH2fuel[L23])*(1049+Cp·(Tg-Ta))

L2HEATLOSSDUEH2OFROMH2FUEL(latentandsensible)

EfficiencyCalculation-Indirectmethod(EfficiencyperPTC4abbreviatedVRmethod)(1-2) EfficiencyCalculation-Indirectmethod(EfficiencyperPTC4abbreviatedVRmethod)(2-2)INPUTCONDITIONS(TESTORSPECIFICATIONS) FuelcompositionandcombustionConstants

Fuelcompositionlb/lbsubst.

LOSSL1HEATLOSSINDRYFLUEGASCp=0.0154/1000*(Tg+Ta)+0.239L1=Mg(dry)*Cp(Tf-Ta)L1/HHV

L2/HHV

TheoreticalairLb/lbfuel(TA)

L3HEATLOSSDUETOMOISTUREINFUEL(latentandsensible)

HHVANDAIREXCESSCALCULATION

Cpsuperheatedsteam=0.45L3=(Waterfrommoistureoffuel)*(1049+Cp·(Tg-Ta))L3/HHV

LHV=HHV-1049.7*(H2OgfromH2infuel[L23]+Moistureinfuel[I22])

Waterfromfuel=[I22+L23]L5/HHVL6LOSSDUECONVECTIONANDRADIATIONExternalsurfaceTemperature(ºK)

Molecularweightfluegaswet(naturalgas)

L6(Btu/hr)=L6/S*SL6(%)=(L6)/(BHP*%LOAD*33475/ɳ)[Iterated)

BOILEREFFICIENCY(LHV)=ɳ(HHV)*(HHV)/(LHV)

L6/S=0.174*((Ts/55.55)^4-(Ta/55.55)^4)+0.62*(Ts-Ta)^1.25*((V+68.9)/68.9)^0.5

L4/HHVL5HEATLOSSDUECOCinfuelthatproducethisCO=CO/10E6*12/28*Mg(dry)

Ambienttemperature(ºK)L6(Btu/hr·ft2)=

FINALRESULT

Molecularweightfluegasdry=(MWg(wet)-18*H2O(vol))/(1-H2O(vol))

BOILEREFFICIENCY(HHV)=1-ƩL % ɳ(HHV) 85,78%

37Anexo

EXAMPLE1

BOILEREFFICIENCYCALCULATION.FUEL:NATURALGASCOMMERCIALBOILERWITHSTD.ECONOMIZERANDHIGHEFFICIENCYBURNER

A B C D E F G H I J K L M1 12 Theoretical 23 NominalCapacity(BHP) BHP BHP 1200 Molec. HHV Air Water Air(dry) 34 Rateattest % %Load 100% Substance weight ft3/ft3 lb/lb Btu/lb LB./LB.FUEL 45 O2influegas(Dry) % O2g(dry) 2,80% H2 2,0159 0,00% 61.029 34,290 8,937 0,00 56 COinfluegas(PPM) ppm CO 120 O2 31,9988 0,00% 0,00 67 Averagefluegastemperature(ºF) ºF Tg 250 N2 28,0134 0,86% 1,29% 0,00 78 Ambienttemperature(ºF) ºF Ta 68 N2a 28,1580 0,00% 0,00 89 MoistureinairLbH2O/Lbair lb/lb M 0,01314 CO 28,0104 0,00% 4.342 2,468 0,00 910 Avg.externalsurfacetemp.ofboiler(ºF) ºF Ts 140 CO2 44,0098 1,39% 3,27% 0,00 1011 Totalexternalsurfacearea ft2 S 1136 CH4 16,0428 86,76% 74,35% 23.891 17,235 2,246 12,81 1112 Windvelocityaroundtheboiler(ft/min) ft/min Vw 0 C2H6 30,0697 7,44% 11,95% 22.334 16,092 1,797 1,92 1213 C3H8 44,0966 2,64% 6,22% 21.653 15,676 1,634 0,97 1314 C4H10n- 58,1235 0,78% 2,42% 21.299 15,460 1,550 0,37 1415 BTU/LBºF Cpg 0,24 C4H10Iso 58,1235 0,00% 21.231 15,460 1,550 0,00 1516 BTU/LBf 772 C5H12n 72,1504 0,13% 0,50% 21.085 15,329 1,980 0,08 1617 % L1 3,44% C5H12Iso 72,1504 0,00% 21.043 15,329 1,498 0,00 1718 C5H12Neo 72,1504 0,00% 20.958 15,329 1,498 0,00 1819 BTU/LBºF Cps 0,45 C6H14 86,1773 0,00% 20.943 15,240 1,463 0,00 1920 BTU/LBf 2.301 H2S 34,0819 0,00% 7.094 6,093 0,529 0,00 2021 % L2 10,27% S02 64,0648 0,00% 0,00 2122 H2O 18,0153 0,00% 1.060 0,00 2223 BTU/LBºF Cps 0,45 AVGMW 18,72 100% 100,00% 22.401 16,16 2,03 16,16 2324 BTU/LBf - ƩTAs 16,16 2425 % L3 0,00% 2526 BTU/LB 22.401 2627 BTU/LBºF Cps 0,45 20.266 2728 BTU/LBf 20 28,50 2829 % L4 0,09% 29,87 2930 13,94% 3031 lb/lbfuel 0,0009 Ma(dry) LB/LBf 18,42 3132 BTU/LB. 9 3233 % L5 0,04% lb/lbf Wf 2,034 3334 Wa 0,24 3435 ºK Ks 333 Wg 2,28 3536 ºK Ta 293 Mg(wet) 17,38 3637 BTU/HR-FT2 l6/S 152,39 19,66 37


Cpsuperheatedsteam=0.45

HHV[J23]


Waterfromair=(Abs.humidityxTotalair(dry))TotalwaterinFluegas=Wf+WaMassofdryfluegas=TA*(1+AE)-WfTotalwetfluegas=Mg(dry)+Wg

H2Oinwetwas(%)

L5=CfromCO*(14093-4342)




WATERINFLUEGAS


L2=(WaterfromH2fuel[L23])*(1049+Cp·(Tg-Ta))

L2HEATLOSSDUEH2OFROMH2FUEL(latentandsensible)

EfficiencyCalculation-Indirectmethod(EfficiencyperPTC4abbreviatedVRmethod)(1-2) EfficiencyCalculation-Indirectmethod(EfficiencyperPTC4abbreviatedVRmethod)(2-2)INPUTCONDITIONS(TESTORSPECIFICATIONS) FuelcompositionandcombustionConstants


LOSSL1HEATLOSSINDRYFLUEGASCp=0.0154/1000*(Tg+Ta)+0.239L1=Mg(dry)*Cp(Tf-Ta)L1/HHV

L2/HHV



HHVANDAIREXCESSCALCULATION

Cpsuperheatedsteam=0.45L3=(Waterfrommoistureoffuel)*(1049+Cp·(Tg-Ta))L3/HHV

LHV=HHV-1049.7*(H2OgfromH2infuel[L23]+Moistureinfuel[I22])

Waterfromfuel=[I22+L23]L5/HHVL6LOSSDUECONVECTIONANDRADIATIONExternalsurfaceTemperature(ºK)

Molecularweightfluegaswet(naturalgas)



L6/S=0.174*((Ts/55.55)^4-(Ta/55.55)^4)+0.62*(Ts-Ta)^1.25*((V+68.9)/68.9)^0.5

L4/HHVL5HEATLOSSDUECOCinfuelthatproducethisCO=CO/10E6*12/28*Mg(dry)


FINALRESULT




EXAMPLE2

BOILEREFFICIENCYCALCULATION.FUEL:BITUMINOUSCOAL

A B C D E F G H I J K1 12 23 BHP BHP 1200 Molecular Air LB./LB.FUEL 34 % %LOAD 100% Substance LB./LB.FUEL weight LB./lbsubst. GxI 45 % O2g(dry) 9,00% C 80,31% 12 11,51 9,24 56 ppm CO 1200 S 1,54% 32 3,733 0,06 67 ºF Tg 460 H2 4,47% 2 34,29 1,53 78 ºF Ta 80 H2O 2,90% 18 89 lb/lb AH 0,01317 N2 1,38% 28 910 ºF Ts 140 O2 2,85% 32 -4,32 -0,12 1011 ft2 S 2272 Ash 6,55% 1112 ft/min Vw 500 100,00% TheoreticalairLb/lbfuel(TA) ƩTAi 10,71 1213 % Zb 7,20% 1314 % Zch 4,10% BTU/LB 14.294 1415 % Ba/Ta 90% BTU/LB 13.845 1516 1617 Molecularweightfluegaswet(forcoal) MWg(wet) 29,49 1718 BTU/LBºF Cpg 0,25 MWg(dry) 30,17 1819 BTU/LBf 1.800 73,51% 1920 % L1 12,59% lb/lbfuel Ma(dry) 18,58 2021 2122 BTU/LBºF Cps 0,45 lb/lbfuel Wf 0,431 2223 BTU/LBf 491 Wa 0,24 2324 % L2 3,44% lb/lbfuel Wg 0,68 2425 lb/lbfuel Mg(dry) 19,15 2526 BTU/LBºF Cps 0,45 lb/lbfuel Mg(wet) 19,83 2627 BTU/LBf 35 H2O(weight) 3,41% 2728 % L3 0,25% H2O(vol) 5,59% 2828 2829 BTU/LBºF Cps 0,45 2930 BTU/LBf 42 3031 % L4 0,29% 3132 lb/lbfuel AF 6,55% 3233 lb/lbfuel 0,0098 % Z 6,89% 3334 BTU/LB. 96 % UBC 0,48% 3435 % L5 0,67% % L6+L7 0,493% 3536 TOTALLOSSL1+L2+L3+L4+L5+L6+L7+L8 % ƩL 18,78% 3637 ExternalsurfaceTemperature(ºK) ºK Ts 333 3738 Ambienttemperature(ºK) ºK Ta 300 3839 L6/S(Btu/hr·ft2) BTU/HR-FT2 220,03 3940 4041 L6(Btu/hr)=L6/S*S BTU/HR 499.906 41

42 L6(%)=(L6)/(BHP*%LOAD*33475/ɳ)[Iterated) % L6 1,04% 42

H2Oinwetwas(%weight))=Wg/Mg(wet)H2Oinwetwas(%volume)=H2O(weight)*MWg(wet)/18

Airexcess(AE)==F5*(32/K18)*(K12+1-G11-K22)/(0.2314*K12-32/K18*F5*K12)Molecularweightfluegasdry=(MWg(wet)-18*H2O(vol))/(1-H2O(vol))

Massofdryfluegas=TA*(1+AE)-Wf


Waterfromfuel=(9xH2+H2O)[G7],[G8]

TotalwaterinFluegas=Wf+WaWaterfromair=(AbsolutehumidityxTotalair(dry))

83,86%

81,22%BOILEREFFICIENCY(ɳ)%=1-ƩL


ɳ(HHV)

ɳ(LHV)

MoistureinairLbH2O/Lbair(AbsoluteHumidity)

EfficiencyCalculation-Indirectmethod(EfficiencyperPTC4abbreviatedVRmethod)(1-2) EfficiencyCalculation-Indirectmethod(EfficiencyperPTC4abbreviatedVRmethod)(2-2)INPUTCONDITIONS(TESTORSPECIFICATIONS) FuelcompositionandcombustionConstants Theoreticalair(dry)

NominalCapacity(BHP)RateattestO2influegas(Dry)COinfluegas(PPM)Averagefluegastemperature(ºF)Ambienttemperature(ºF)

Cp=0.0154/1000*(Tg+Ta)+0.0239

Avg.externalsurfacetemp.ofboiler(ºF)TotalexternalsurfaceareaWindvelocityaroundtheboiler(ft/min)%Cinbottomash HHVLHVCALCULATION%CinFlyashBottomash/Totalash

LOSSESL1HEATLOSSINDRYFLUEGAS

AIREXCESSCALCULATION

HHV=14,544xC+62,028x(H2-O2/8)+4,050xSLHV=HHV-1049.7*(H2*8.937+Moistureinfue)[G7],l[G8]

L3/HHV

Ashincoallb/lbfuel%CintotalashUBC=ZxAF/(100%-Z)

L1=Mg(dry)*Cp(Tf-Ta)L1/HHVL2HEATLOSSDUEH2OFROMH2FUEL(latentandsensible)Cpsuperheatedsteam=0.45

WATERINFLUEGASlb/lbf

L2=(WaterfromH2offuel)*(1049+Cp·(Tg-Ta))

L2/HHVL3HEATLOSSDUETOMOISTUREINFUEL(latentandsensible)Cpsuperheatedsteam=0.45L3=(Waterfrommoistureoffuel)*(1049+Cp·(Tg-Ta)

L7+L8LOSSDUEUNBURNEDCINASH

Totalwetfluegas=Mg(dry)+Wg

L6/S=0.174*((Ts/55.55)^4-(Ta/55.55)^4)+0.62*(Ts-Ta)^1.25*((V+68.9)/68.9)^0.5

L6LOSSDUECONVECTIONANDRADIATION

FINALRESULTS

L4HEATLOSSDUETOMOISTUREINAIR(sensible)Cpsuperheatedsteam=0.45L4=(Waterfromair)·Cp*(Tg-Ta)

L5/HHV

L4/HHVL5HEATLOSSDUECOCinfuelthatproducethisCO=CO/10E6*12/28*Mg(dry)L5=CfromCO*(14093-4342)

L6+L7=UBC*14,544/HHV

39Anexo

EXAMPLE2

BOILEREFFICIENCYCALCULATION.FUEL:BITUMINOUSCOAL

A B C D E F G H I J K1 12 23 BHP BHP 1200 Molecular Air LB./LB.FUEL 34 % %LOAD 100% Substance LB./LB.FUEL weight LB./lbsubst. GxI 45 % O2g(dry) 9,00% C 80,31% 12 11,51 9,24 56 ppm CO 1200 S 1,54% 32 3,733 0,06 67 ºF Tg 460 H2 4,47% 2 34,29 1,53 78 ºF Ta 80 H2O 2,90% 18 89 lb/lb AH 0,01317 N2 1,38% 28 910 ºF Ts 140 O2 2,85% 32 -4,32 -0,12 1011 ft2 S 2272 Ash 6,55% 1112 ft/min Vw 500 100,00% TheoreticalairLb/lbfuel(TA) ƩTAi 10,71 1213 % Zb 7,20% 1314 % Zch 4,10% BTU/LB 14.294 1415 % Ba/Ta 90% BTU/LB 13.845 1516 1617 Molecularweightfluegaswet(forcoal) MWg(wet) 29,49 1718 BTU/LBºF Cpg 0,25 MWg(dry) 30,17 1819 BTU/LBf 1.800 73,51% 1920 % L1 12,59% lb/lbfuel Ma(dry) 18,58 2021 2122 BTU/LBºF Cps 0,45 lb/lbfuel Wf 0,431 2223 BTU/LBf 491 Wa 0,24 2324 % L2 3,44% lb/lbfuel Wg 0,68 2425 lb/lbfuel Mg(dry) 19,15 2526 BTU/LBºF Cps 0,45 lb/lbfuel Mg(wet) 19,83 2627 BTU/LBf 35 H2O(weight) 3,41% 2728 % L3 0,25% H2O(vol) 5,59% 2828 2829 BTU/LBºF Cps 0,45 2930 BTU/LBf 42 3031 % L4 0,29% 3132 lb/lbfuel AF 6,55% 3233 lb/lbfuel 0,0098 % Z 6,89% 3334 BTU/LB. 96 % UBC 0,48% 3435 % L5 0,67% % L6+L7 0,493% 3536 TOTALLOSSL1+L2+L3+L4+L5+L6+L7+L8 % ƩL 18,78% 3637 ExternalsurfaceTemperature(ºK) ºK Ts 333 3738 Ambienttemperature(ºK) ºK Ta 300 3839 L6/S(Btu/hr·ft2) BTU/HR-FT2 220,03 3940 4041 L6(Btu/hr)=L6/S*S BTU/HR 499.906 41



Airexcess(AE)==F5*(32/K18)*(K12+1-G11-K22)/(0.2314*K12-32/K18*F5*K12)Molecularweightfluegasdry=(MWg(wet)-18*H2O(vol))/(1-H2O(vol))

Massofdryfluegas=TA*(1+AE)-Wf



TotalwaterinFluegas=Wf+WaWaterfromair=(AbsolutehumidityxTotalair(dry))

83,86%

81,22%BOILEREFFICIENCY(ɳ)%=1-ƩL


ɳ(HHV)

ɳ(LHV)


EfficiencyCalculation-Indirectmethod(EfficiencyperPTC4abbreviatedVRmethod)(1-2) EfficiencyCalculation-Indirectmethod(EfficiencyperPTC4abbreviatedVRmethod)(2-2)INPUTCONDITIONS(TESTORSPECIFICATIONS) FuelcompositionandcombustionConstants Theoreticalair(dry)


Cp=0.0154/1000*(Tg+Ta)+0.0239

Avg.externalsurfacetemp.ofboiler(ºF)TotalexternalsurfaceareaWindvelocityaroundtheboiler(ft/min)%Cinbottomash HHVLHVCALCULATION%CinFlyashBottomash/Totalash




L3/HHV

Ashincoallb/lbfuel%CintotalashUBC=ZxAF/(100%-Z)

L1=Mg(dry)*Cp(Tf-Ta)L1/HHVL2HEATLOSSDUEH2OFROMH2FUEL(latentandsensible)Cpsuperheatedsteam=0.45

WATERINFLUEGASlb/lbf

L2=(WaterfromH2offuel)*(1049+Cp·(Tg-Ta))


L7+L8LOSSDUEUNBURNEDCINASH


L6/S=0.174*((Ts/55.55)^4-(Ta/55.55)^4)+0.62*(Ts-Ta)^1.25*((V+68.9)/68.9)^0.5


FINALRESULTS

L4HEATLOSSDUETOMOISTUREINAIR(sensible)Cpsuperheatedsteam=0.45L4=(Waterfromair)·Cp*(Tg-Ta)

L5/HHV


L6+L7=UBC*14,544/HHV


EXAMPLE3

BOILEREFFICIENCYCALCULATION.FUEL:FUELOILNO.2COMERCIALBOILER4PASS

A B C D E F G H I J K1 12 23 BHP BHP 600 Molecular Air LB./LB.FUEL 34 % %LOAD 100% Substance LB./LB.FUEL weight LB./lbsubst. GxI 45 % O2g(dry) 3,00% C 86,85% 12 11,51 10,00 56 ppm CO 200 S 32 3,733 0,00 67 ºF Tg 440 H2 12,95% 2 34,29 4,44 78 ºF Ta 80 H2O 18 89 lb/lb AH 0,01317 N2 0,10% 28 910 ºF Ts 140 O2 0,10% 32 -4,32 0,00 1011 ft2 S 668 Ash 1112 ft/min Vw 500 100,00% TheoreticalairLb/lbfuel(TA) ƩTAi 14,43 1213 % Zb 0,00% 1314 % Zch 0,00% BTU/LB 20.656 1415 % Ba/Ta 100% BTU/LB 19.441 1516 1617 Molecularweightfluegaswet(fueloils) MWg(wet) 28,85 1718 BTU/LBºF Cpg 0,25 MWg(dry) 30,39 1819 BTU/LBf 1.469 15,63% 1920 % L1 7,11% lb/lbfuel Ma(dry) 16,69 2021 2122 BTU/LBºF Cps 0,45 lb/lbfuel Wf 1,166 2223 BTU/LBf 1.412 Wa 0,22 2324 % L2 6,84% lb/lbfuel Wg 1,39 2425 lb/lbfuel Mg(dry) 16,52 2526 BTU/LBºF Cps 0,45 lb/lbfuel Mg(wet) 17,91 2627 BTU/LBf - H2O(weight) 7,74% 2728 % L3 0,00% H2O(vol) 12,40% 2828 2829 BTU/LBºF Cps 0,45 2930 BTU/LBf 36 3031 % L4 0,17% 3132 lb/lbfuel AF 0,00% 3233 lb/lbfuel 0,0014 % Z 0,00% 3334 BTU/LB. 14 % UBC 0,00% 3435 % L5 0,07% % L6+L7 0,000% 3536 TOTALLOSSL1+L2+L3+L4+L5+L6+L7+L8 % ƩL 14,85% 3637 ExternalsurfaceTemperature(ºK) ºK Ts 333 3738 Ambienttemperature(ºK) ºK Ta 300 3839 L6/S(Btu/hr·ft2) BTU/HR-FT2 220,03 3940 4041 L6(Btu/hr)=L6/S*S BTU/HR 147.031 41


BOILEREFFICIENCY(ɳ)%=1-ƩL ɳ(HHV) 85,15%L6/S=0.174*((Ts/55.55)^4-(Ta/55.55)^4)+0.62*(Ts-Ta)^1.25*((V+68.9)/68.9)^0.5

BOILEREFFICIENCY(LHV)=ɳ(HHV)*(HHV)/(LHV) ɳ(LHV) 90,47%

%CintotalashUBC=ZxAF/(100%-Z)L6+L7=UBC*14,544/HHV


FINALRESULTS

L2/HHVL3HEATLOSSDUETOMOISTUREINFUEL(latentandsensible)

LOSSESL1HEATLOSSINDRYFLUEGASCp=0.0154/1000*(Tg+Ta)+0.0239L1=Mg(dry)*Cp(Tf-Ta)L1/HHVL2HEATLOSSDUEH2OFROMH2FUEL(latentandsensible)

O2influegas(Dry)COinfluegas(PPM)

L5/HHV



Cpsuperheatedsteam=0.45L3=(Waterfrommoistureoffuel)*(1049+Cp·(Tg-Ta)

L3/HHVL4HEATLOSSDUETOMOISTUREINAIR(sensible)Cpsuperheatedsteam=0.45

Cpsuperheatedsteam=0.45L2=(WaterfromH2offuel)*(1049+Cp·(Tg-Ta))

Averagefluegastemperature(ºF)

NominalCapacity(BHP)Rateattest

EfficiencyCalculation-Indirectmethod(EfficiencyperPTC4abbreviatedVRmethod)(1-2)INPUTCONDITIONS(TESTORSPECIFICATIONS)

EfficiencyCalculation-Indirectmethod(EfficiencyperPTC4abbreviatedVRmethod)(2-2)FuelcompositionandcombustionConstants Theoreticalair(dry)

Ambienttemperature(ºF)MoistureinairLbH2O/Lbair(AbsoluteHumidity)Avg.externalsurfacetemp.ofboiler(ºF)Totalexternalsurfacearea

%Cinbottomash%CinFlyashBottomash/Totalash

Windvelocityaroundtheboiler(ft/min)HHVLHVCALCULATION




TotalwaterinFluegas=Wf+WaMassofdryfluegas=TA*(1+AE)-Wf

Totaldryair=TA*(1+AE)WATERINFLUEGASlb/lbf

Waterfromair=(AbsolutehumidityxTotalair(dry))

Molecularweightfluegasdry=(MWg(wet)-18*H2O(vol))/(1-H2O(vol))Airexcess(AE)==F5*(32/K18)*(K12+1-G11-K22)/(0.2314*K12-32/K18*F5*K12)

Totalwetfluegas=Mg(dry)+WgH2Oinwetwas(%weight))=Wg/Mg(wet)H2Oinwetwas(%volume)=H2O(weight)*MWg(wet)/18

L7+L8LOSSDUEUNBURNEDCINASHAshincoallb/lbfuel

41Anexo

EXAMPLE3

BOILEREFFICIENCYCALCULATION.FUEL:FUELOILNO.2COMERCIALBOILER4PASS

A B C D E F G H I J K1 12 23 BHP BHP 600 Molecular Air LB./LB.FUEL 34 % %LOAD 100% Substance LB./LB.FUEL weight LB./lbsubst. GxI 45 % O2g(dry) 3,00% C 86,85% 12 11,51 10,00 56 ppm CO 200 S 32 3,733 0,00 67 ºF Tg 440 H2 12,95% 2 34,29 4,44 78 ºF Ta 80 H2O 18 89 lb/lb AH 0,01317 N2 0,10% 28 910 ºF Ts 140 O2 0,10% 32 -4,32 0,00 1011 ft2 S 668 Ash 1112 ft/min Vw 500 100,00% TheoreticalairLb/lbfuel(TA) ƩTAi 14,43 1213 % Zb 0,00% 1314 % Zch 0,00% BTU/LB 20.656 1415 % Ba/Ta 100% BTU/LB 19.441 1516 1617 Molecularweightfluegaswet(fueloils) MWg(wet) 28,85 1718 BTU/LBºF Cpg 0,25 MWg(dry) 30,39 1819 BTU/LBf 1.469 15,63% 1920 % L1 7,11% lb/lbfuel Ma(dry) 16,69 2021 2122 BTU/LBºF Cps 0,45 lb/lbfuel Wf 1,166 2223 BTU/LBf 1.412 Wa 0,22 2324 % L2 6,84% lb/lbfuel Wg 1,39 2425 lb/lbfuel Mg(dry) 16,52 2526 BTU/LBºF Cps 0,45 lb/lbfuel Mg(wet) 17,91 2627 BTU/LBf - H2O(weight) 7,74% 2728 % L3 0,00% H2O(vol) 12,40% 2828 2829 BTU/LBºF Cps 0,45 2930 BTU/LBf 36 3031 % L4 0,17% 3132 lb/lbfuel AF 0,00% 3233 lb/lbfuel 0,0014 % Z 0,00% 3334 BTU/LB. 14 % UBC 0,00% 3435 % L5 0,07% % L6+L7 0,000% 3536 TOTALLOSSL1+L2+L3+L4+L5+L6+L7+L8 % ƩL 14,85% 3637 ExternalsurfaceTemperature(ºK) ºK Ts 333 3738 Ambienttemperature(ºK) ºK Ta 300 3839 L6/S(Btu/hr·ft2) BTU/HR-FT2 220,03 3940 4041 L6(Btu/hr)=L6/S*S BTU/HR 147.031 41


BOILEREFFICIENCY(ɳ)%=1-ƩL ɳ(HHV) 85,15%L6/S=0.174*((Ts/55.55)^4-(Ta/55.55)^4)+0.62*(Ts-Ta)^1.25*((V+68.9)/68.9)^0.5


%CintotalashUBC=ZxAF/(100%-Z)L6+L7=UBC*14,544/HHV


FINALRESULTS

L2/HHVL3HEATLOSSDUETOMOISTUREINFUEL(latentandsensible)

LOSSESL1HEATLOSSINDRYFLUEGASCp=0.0154/1000*(Tg+Ta)+0.0239L1=Mg(dry)*Cp(Tf-Ta)L1/HHVL2HEATLOSSDUEH2OFROMH2FUEL(latentandsensible)

O2influegas(Dry)COinfluegas(PPM)

L5/HHV



Cpsuperheatedsteam=0.45L3=(Waterfrommoistureoffuel)*(1049+Cp·(Tg-Ta)

L3/HHVL4HEATLOSSDUETOMOISTUREINAIR(sensible)Cpsuperheatedsteam=0.45


Averagefluegastemperature(ºF)

NominalCapacity(BHP)Rateattest



Ambienttemperature(ºF)MoistureinairLbH2O/Lbair(AbsoluteHumidity)Avg.externalsurfacetemp.ofboiler(ºF)Totalexternalsurfacearea

%Cinbottomash%CinFlyashBottomash/Totalash

Windvelocityaroundtheboiler(ft/min)HHVLHVCALCULATION




TotalwaterinFluegas=Wf+WaMassofdryfluegas=TA*(1+AE)-Wf

Totaldryair=TA*(1+AE)WATERINFLUEGASlb/lbf

Waterfromair=(AbsolutehumidityxTotalair(dry))


Totalwetfluegas=Mg(dry)+WgH2Oinwetwas(%weight))=Wg/Mg(wet)H2Oinwetwas(%volume)=H2O(weight)*MWg(wet)/18



EXAMPLE4

BOILEREFFICIENCYCALCULATION.FUEL:PALMOILWASTE

A B C D E F G H I J K1 12 23 BHP BHP 900 Molecular Air LB./LB.FUEL 34 % %LOAD 100% Substance LB./LB.FUEL weight LB./lbsubst. GxI 45 % O2g(dry) 7,12% C 29,00% 12 11,51 3,34 56 ppm CO 950 S 0,06% 32 3,733 0,00 67 ºF Tg 420 H2 4,18% 2 34,29 1,43 78 ºF Ta 80 H2O 38,86% 18 89 lb/lb AH 0,01317 N2 0,76% 28 910 ºF Ts 140 O2 24,00% 32 -4,32 -1,04 1011 ft2 S 2300 Ash 3,14% 1112 ft/min Vw 500 100,00% TheoreticalairLb/lbfuel(TA) ƩTAi 3,74 1213 % Zb 25,00% 1314 % Zch 20,00% BTU/LB 4.952 1415 % Ba/Ta 70% BTU/LB 4.152 1516 1617 Molecularweightfluegaswet(forbiomass) MWg(wet) 28,01 1718 BTU/LBºF Cpg 0,25 MWg(dry) 30,43 1819 BTU/LBf 491 50,44% 1920 % L1 9,92% lb/lbfuel Ma(dry) 5,62 2021 2122 BTU/LBºF Cps 0,45 lb/lbfuel Wf 0,765 2223 BTU/LBf 452 Wa 0,07 2324 % L2 9,14% lb/lbfuel Wg 0,84 2425 lb/lbfuel Mg(dry) 5,86 2526 BTU/LBºF Cps 0,45 lb/lbfuel Mg(wet) 6,69 2627 BTU/LBf 467 H2O(weight) 12,53% 2728 % L3 9,44% H2O(vol) 19,50% 2828 2829 BTU/LBºF Cps 0,45 2930 BTU/LBf 11 3031 % L4 0,23% 3132 lb/lbfuel AF 3,14% 3233 lb/lbfuel 0,0024 % Z 23,50% 3334 BTU/LB. 23 % UBC 0,97% 3435 % L5 0,47% % L6+L7 2,836% 3536 TOTALLOSSL1+L2+L3+L4+L5+L6+L7+L8 % ƩL 33,36% 3637 ExternalsurfaceTemperature(ºK) ºK Ts 333 3738 Ambienttemperature(ºK) ºK Ta 300 3839 L6/S(Btu/hr·ft2) BTU/HR-FT2 220,03 3940 4041 L6(Btu/hr)=L6/S*S BTU/HR 506.067 41


L6/S=0.174*((Ts/55.55)^4-(Ta/55.55)^4)+0.62*(Ts-Ta)^1.25*((V+68.9)/68.9)^0.5



WATERINFLUEGASlb/lbfWaterfromfuel=(9xH2+H2O)[G7],[G8]Waterfromair=(AbsolutehumidityxTotalair(dry))

BOILEREFFICIENCY(ɳ)%=1-ƩL ɳ(HHV) 66,64%

L1=Mg(dry)*Cp(Tf-Ta)L1/HHVL2HEATLOSSDUEH2OFROMH2FUEL(latentandsensible)





Cp=0.0154/1000*(Tg+Ta)+0.0239

Avg.externalsurfacetemp.ofboiler(ºF)TotalexternalsurfaceareaWindvelocityaroundtheboiler(ft/min)%Cinbottomash%CinFlyashBottomash/Totalash


HHVLHVCALCULATIONHHV=14,544xC+62,028x(H2-O2/8)+4,050xSLHV=HHV-1049.7*(H2*8.937+Moistureinfue)[G7],l[G8]



%Cintotalash

TotalwaterinFluegas=Wf+WaMassofdryfluegas=TA*(1+AE)-WfTotalwetfluegas=Mg(dry)+Wg


L3/HHV




UBC=ZxAF/(100%-Z)L6+L7=UBC*14,544/HHV


FINALRESULTS


L5/HHV



43Anexo

EXAMPLE4

BOILEREFFICIENCYCALCULATION.FUEL:PALMOILWASTE

A B C D E F G H I J K1 12 23 BHP BHP 900 Molecular Air LB./LB.FUEL 34 % %LOAD 100% Substance LB./LB.FUEL weight LB./lbsubst. GxI 45 % O2g(dry) 7,12% C 29,00% 12 11,51 3,34 56 ppm CO 950 S 0,06% 32 3,733 0,00 67 ºF Tg 420 H2 4,18% 2 34,29 1,43 78 ºF Ta 80 H2O 38,86% 18 89 lb/lb AH 0,01317 N2 0,76% 28 910 ºF Ts 140 O2 24,00% 32 -4,32 -1,04 1011 ft2 S 2300 Ash 3,14% 1112 ft/min Vw 500 100,00% TheoreticalairLb/lbfuel(TA) ƩTAi 3,74 1213 % Zb 25,00% 1314 % Zch 20,00% BTU/LB 4.952 1415 % Ba/Ta 70% BTU/LB 4.152 1516 1617 Molecularweightfluegaswet(forbiomass) MWg(wet) 28,01 1718 BTU/LBºF Cpg 0,25 MWg(dry) 30,43 1819 BTU/LBf 491 50,44% 1920 % L1 9,92% lb/lbfuel Ma(dry) 5,62 2021 2122 BTU/LBºF Cps 0,45 lb/lbfuel Wf 0,765 2223 BTU/LBf 452 Wa 0,07 2324 % L2 9,14% lb/lbfuel Wg 0,84 2425 lb/lbfuel Mg(dry) 5,86 2526 BTU/LBºF Cps 0,45 lb/lbfuel Mg(wet) 6,69 2627 BTU/LBf 467 H2O(weight) 12,53% 2728 % L3 9,44% H2O(vol) 19,50% 2828 2829 BTU/LBºF Cps 0,45 2930 BTU/LBf 11 3031 % L4 0,23% 3132 lb/lbfuel AF 3,14% 3233 lb/lbfuel 0,0024 % Z 23,50% 3334 BTU/LB. 23 % UBC 0,97% 3435 % L5 0,47% % L6+L7 2,836% 3536 TOTALLOSSL1+L2+L3+L4+L5+L6+L7+L8 % ƩL 33,36% 3637 ExternalsurfaceTemperature(ºK) ºK Ts 333 3738 Ambienttemperature(ºK) ºK Ta 300 3839 L6/S(Btu/hr·ft2) BTU/HR-FT2 220,03 3940 4041 L6(Btu/hr)=L6/S*S BTU/HR 506.067 41


L6/S=0.174*((Ts/55.55)^4-(Ta/55.55)^4)+0.62*(Ts-Ta)^1.25*((V+68.9)/68.9)^0.5



WATERINFLUEGASlb/lbfWaterfromfuel=(9xH2+H2O)[G7],[G8]Waterfromair=(AbsolutehumidityxTotalair(dry))

BOILEREFFICIENCY(ɳ)%=1-ƩL ɳ(HHV) 66,64%

L1=Mg(dry)*Cp(Tf-Ta)L1/HHVL2HEATLOSSDUEH2OFROMH2FUEL(latentandsensible)





Cp=0.0154/1000*(Tg+Ta)+0.0239

Avg.externalsurfacetemp.ofboiler(ºF)TotalexternalsurfaceareaWindvelocityaroundtheboiler(ft/min)%Cinbottomash%CinFlyashBottomash/Totalash


HHVLHVCALCULATIONHHV=14,544xC+62,028x(H2-O2/8)+4,050xSLHV=HHV-1049.7*(H2*8.937+Moistureinfue)[G7],l[G8]



%Cintotalash

TotalwaterinFluegas=Wf+WaMassofdryfluegas=TA*(1+AE)-WfTotalwetfluegas=Mg(dry)+Wg


L3/HHV




UBC=ZxAF/(100%-Z)L6+L7=UBC*14,544/HHV


FINALRESULTS


L5/HHV




EXAMPLE5

BOILEREFFICIENCYCALCULATION.FUEL:BIOGASCOMMERCIALBOILER4PASS

A B C D E F G H I J K L M1 12 Theoretical 23 NominalCapacity(BHP) BHP BHP 1200 Molec. HHV Air Water Air(dry) 34 Rateattest % %Load 100% Substance weight ft3/ft3 lb/lb Btu/lb LB./LB.FUEL 45 O2influegas(Dry) % O2g(dry) 2,87% H2 2,0159 0,00% 61.029 34,290 8,937 0,00 56 COinfluegas(PPM) ppm CO 150 O2 31,9988 0,00% 0,00 67 Averagefluegastemperature(ºF) ºF Tg 418 N2 28,0134 13,80% 17,03% 0,00 78 Ambienttemperature(ºF) ºF Ta 80 N2a 28,1580 0,00% 0,00 89 MoistureinairLbH2O/Lbair lb/lb M 0,0137 CO 28,0104 0,00% 4.342 2,468 0,00 910 Avg.externalsurfacetemp.ofboiler(ºF) ºF Ts 140 CO2 44,0098 17,31% 33,57% 0,00 1011 Totalexternalsurfacearea ft2 S 1136 CH4 16,0428 63,53% 44,91% 23.891 17,235 2,246 7,74 1112 Windvelocityaroundtheboiler(ft/min) ft/min Vw 100 C2H6 30,0697 0,00% 22.334 16,092 1,797 0,00 1213 C3H8 44,0966 0,00% 21.653 15,676 1,634 0,00 1314 C4H10n- 58,1235 0,00% 21.299 15,460 1,550 0,00 1415 BTU/LBºF Cpg 0,25 C4H10Iso 58,1235 0,00% 21.231 15,460 1,550 0,00 1516 BTU/LBf 738 C5H12n 72,1504 0,00% 21.085 15,329 1,980 0,00 1617 % L1 6,85% C5H12Iso 72,1504 0,00% 21.043 15,329 1,498 0,00 1718 C5H12Neo 72,1504 0,00% 20.958 15,329 1,498 0,00 1819 BTU/LBºF Cps 0,45 C6H14 86,1773 0,00% 20.943 15,240 1,463 0,00 1920 BTU/LBf 1.212 H2S 34,0819 0,00% 7.094 6,093 0,529 0,00 2021 % L2 11,25% S02 64,0648 0,00% 0,00 2122 H2O 18,0153 5,65% 4,49% 1.060 0,00 2223 BTU/LBºF Cps 0,45 AVGMW 22,69 100% 100,00% 10.777 7,74 1,01 7,74 2324 BTU/LBf 54 ƩTAs 7,74 2425 % L3 0,50% 2526 BTU/LB 10.777 2627 BTU/LBºF Cps 0,45 9.671 2728 BTU/LBf 19 28,70 2829 % L4 0,17% 30,12 2930 15,07% 3031 lb/lbfuel 0,0006 Ma(dry) LB/LBf 8,91 3132 BTU/LB. 6 3233 % L5 0,05% lb/lbf Wf 1,054 3334 Wa 0,12 3435 ºK Ks 333 Wg 1,18 3536 ºK Ta 300 Mg(wet) 8,85 3637 BTU/HR-FT2 l6/S 155,09 10,03 37





L2/HHVL2=(WaterfromH2fuel[L23])*(1049+Cp·(Tg-Ta))

Cpsuperheatedsteam=0.45L3=(Waterfrommoistureoffuel)*(1049+Cp·(Tg-Ta))

EfficiencyCalculation-Indirectmethod(EfficiencyperPTC4abbreviatedVRmethod)(2-2)FuelcompositionandcombustionConstants




L1/HHVL2HEATLOSSDUEH2OFROMH2FUEL(latentandsensible)Cpsuperheatedsteam=0.45

LOSSL1HEATLOSSINDRYFLUEGASCp=0.0154/1000*(Tg+Ta)+0.239L1=Mg(dry)*Cp(Tf-Ta)

L3/HHV HHVANDAIREXCESSCALCULATION

ExternalsurfaceTemperature(ºK)

L4HEATLOSSDUETOMOISTUREINAIR(sensible)Cpsuperheatedsteam=0.45L4=(Waterfromair)·Cp*(Tg-Ta)L4/HHVL5HEATLOSSDUECOCinfuelthatproducethisCO=CO/10E6*12/28*Mg(dry)L5=CfromCO*(14093-4342)L5/HHVL6LOSSDUECONVECTIONANDRADIATION

HHV[J23]LHV=HHV-1049.7*(H2OgfromH2infuel[L23]+Moistureinfuel[I22])


Molecularweightfluegaswet(biogassl)




L6/S=0.174*((Ts/55.55)^4-(Ta/55.55)^4)+0.62*(Ts-Ta)^1.25*((V+68.9)/68.9)^0.5



H2Oinwetwas(%)FINALRESULT

WATERINFLUEGASWaterfromfuel=[I22+L23]Waterfromair=(Abs.humidityxTotalair(dry))TotalwaterinFluegas=Wf+WaMassofdryfluegas=TA*(1+AE)-Wf


45Anexo

EXAMPLE5

BOILEREFFICIENCYCALCULATION.FUEL:BIOGASCOMMERCIALBOILER4PASS

A B C D E F G H I J K L M1 12 Theoretical 23 NominalCapacity(BHP) BHP BHP 1200 Molec. HHV Air Water Air(dry) 34 Rateattest % %Load 100% Substance weight ft3/ft3 lb/lb Btu/lb LB./LB.FUEL 45 O2influegas(Dry) % O2g(dry) 2,87% H2 2,0159 0,00% 61.029 34,290 8,937 0,00 56 COinfluegas(PPM) ppm CO 150 O2 31,9988 0,00% 0,00 67 Averagefluegastemperature(ºF) ºF Tg 418 N2 28,0134 13,80% 17,03% 0,00 78 Ambienttemperature(ºF) ºF Ta 80 N2a 28,1580 0,00% 0,00 89 MoistureinairLbH2O/Lbair lb/lb M 0,0137 CO 28,0104 0,00% 4.342 2,468 0,00 910 Avg.externalsurfacetemp.ofboiler(ºF) ºF Ts 140 CO2 44,0098 17,31% 33,57% 0,00 1011 Totalexternalsurfacearea ft2 S 1136 CH4 16,0428 63,53% 44,91% 23.891 17,235 2,246 7,74 1112 Windvelocityaroundtheboiler(ft/min) ft/min Vw 100 C2H6 30,0697 0,00% 22.334 16,092 1,797 0,00 1213 C3H8 44,0966 0,00% 21.653 15,676 1,634 0,00 1314 C4H10n- 58,1235 0,00% 21.299 15,460 1,550 0,00 1415 BTU/LBºF Cpg 0,25 C4H10Iso 58,1235 0,00% 21.231 15,460 1,550 0,00 1516 BTU/LBf 738 C5H12n 72,1504 0,00% 21.085 15,329 1,980 0,00 1617 % L1 6,85% C5H12Iso 72,1504 0,00% 21.043 15,329 1,498 0,00 1718 C5H12Neo 72,1504 0,00% 20.958 15,329 1,498 0,00 1819 BTU/LBºF Cps 0,45 C6H14 86,1773 0,00% 20.943 15,240 1,463 0,00 1920 BTU/LBf 1.212 H2S 34,0819 0,00% 7.094 6,093 0,529 0,00 2021 % L2 11,25% S02 64,0648 0,00% 0,00 2122 H2O 18,0153 5,65% 4,49% 1.060 0,00 2223 BTU/LBºF Cps 0,45 AVGMW 22,69 100% 100,00% 10.777 7,74 1,01 7,74 2324 BTU/LBf 54 ƩTAs 7,74 2425 % L3 0,50% 2526 BTU/LB 10.777 2627 BTU/LBºF Cps 0,45 9.671 2728 BTU/LBf 19 28,70 2829 % L4 0,17% 30,12 2930 15,07% 3031 lb/lbfuel 0,0006 Ma(dry) LB/LBf 8,91 3132 BTU/LB. 6 3233 % L5 0,05% lb/lbf Wf 1,054 3334 Wa 0,12 3435 ºK Ks 333 Wg 1,18 3536 ºK Ta 300 Mg(wet) 8,85 3637 BTU/HR-FT2 l6/S 155,09 10,03 37





L2/HHVL2=(WaterfromH2fuel[L23])*(1049+Cp·(Tg-Ta))

Cpsuperheatedsteam=0.45L3=(Waterfrommoistureoffuel)*(1049+Cp·(Tg-Ta))

EfficiencyCalculation-Indirectmethod(EfficiencyperPTC4abbreviatedVRmethod)(2-2)FuelcompositionandcombustionConstants




L1/HHVL2HEATLOSSDUEH2OFROMH2FUEL(latentandsensible)Cpsuperheatedsteam=0.45

LOSSL1HEATLOSSINDRYFLUEGASCp=0.0154/1000*(Tg+Ta)+0.239L1=Mg(dry)*Cp(Tf-Ta)

L3/HHV HHVANDAIREXCESSCALCULATION

ExternalsurfaceTemperature(ºK)

L4HEATLOSSDUETOMOISTUREINAIR(sensible)Cpsuperheatedsteam=0.45L4=(Waterfromair)·Cp*(Tg-Ta)L4/HHVL5HEATLOSSDUECOCinfuelthatproducethisCO=CO/10E6*12/28*Mg(dry)L5=CfromCO*(14093-4342)L5/HHVL6LOSSDUECONVECTIONANDRADIATION

HHV[J23]LHV=HHV-1049.7*(H2OgfromH2infuel[L23]+Moistureinfuel[I22])


Molecularweightfluegaswet(biogassl)




L6/S=0.174*((Ts/55.55)^4-(Ta/55.55)^4)+0.62*(Ts-Ta)^1.25*((V+68.9)/68.9)^0.5



H2Oinwetwas(%)FINALRESULT

WATERINFLUEGASWaterfromfuel=[I22+L23]Waterfromair=(Abs.humidityxTotalair(dry))TotalwaterinFluegas=Wf+WaMassofdryfluegas=TA*(1+AE)-Wf


46

GU

ÍA P

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A L

A E

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CIÓ

N Y

LA

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TIM

IZA

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N D

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IEN

CIA

EN

CA

LDE

RA

S

1200 BHP HOT WATER BOILER

Model: VR3-ECO-PLUS

(3 pass+ Economize + Webster-High efficiency burner)

Fuel: Natural Gas

Design pressure: 165 psi

Operating pressure: 100 PSI

Return water Temperature: 212°F (100°()

Flue gases Temperature: 250°F (121°()

02 (vol dry): 2.8%

CO: 120 ppm

www.vringenieria.com.co

Wind velocity: O ft/min

Total external surface area: 1136 FT2 (105 M2)

Avg. surface temperature: 140°F (60°F)

AMSL: 2600 mts

RH%60%

Ambient Temperature: 68°F

Air moisture: 0.01314

(Psychrometric chart -560 mmHg- @68°F, 60%RH)

Total losses: 14.22%

Overall Boiler Efficiency: 94.82%

411~;jt VRingeniería •

Mastering Heat Gas. Oil. Coal and Biomass Boilers

47Anexo

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