El drástico aumento en los precios del petróleo y el gas natural en los últimos años ha creado un gran impulso para reducir los costos operativos en las plantas de procesos químicos. En los procesos que utilizan petróleo o gas como materia prima, dicha reducción puede provenir de métodos mejorados de uso de energía o de mejoras en el rendimiento. En cualquier caso, el recurso de vapor de la planta es a menudo un proveedor principal de calor o energía termodinámica para un proceso. La ganancia obtenida de la reducción de costos energéticos mediante un uso más efectivo del vapor impacta la línea final de resultados de manera muy similar a la ganancia obtenida mediante la mejora de la producción.
De hecho, en algunos casos la relación de mejora de la productividad está directamente ligada a un uso más efectivo del vapor que suministra el proceso. Esta relación puede ser válida no solo para plantas petroquímicas, sino también para aquellas que emplean materias primas no derivadas del petróleo.
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De vuelta a lo básico
El circuito de vapor se puede dividir en cuatro áreas básicas:
- Generación (caldera, generador de vapor de calor residual o vaso de flasheo)
- Distribución (transporte, turbogeneradores y estrategia de descompresión del vapor)
- Uso (despojamiento, calentamiento de procesos, accionamiento por turbina, atomización en hornos, trazado, antorchas, HVAC, otros)
- Retorno de condensado (recuperación de energía térmica y agua tratada; reducción del impacto ambiental o costos de tratamiento de aguas residuales)
En las plantas de proceso típicas actuales, el retorno de condensado ofrece una oportunidad especialmente fructífera para mejorar la eficiencia energética, y gran parte de este artículo se centra en esa área.
Para ser más efectivo, el vapor generalmente necesita estar seco (como para uso en procesos) o sobrecalentado (por ejemplo, para usar en turbinas). Estos requisitos dictan los procedimientos operativos del sistema de servicios para generar vapor de la más alta calidad posible, y luego distribuirlo a los puntos de uso sin deterioro. Dado que el vapor se convierte en condensado después de que su energía térmica se gasta, deben existir estrategias para eliminar el condensado tan rápido como se forma, tanto en la parte de suministro de vapor del circuito como durante su uso.
Además, el vapor sobrecalentado típicamente se desobrecalienta inyectando condensado caliente al sistema. Como resultado, también puede ocurrir exceso de humedad aguas abajo de la estación de desobrecalentamiento. En cualquier caso, si dicho condensado no se elimina del suministro de vapor, el impacto negativo en el sistema de vapor puede ser sustancial.
Los posibles resultados de no eliminar el condensado de un suministro de vapor o proceso incluyen los siguientes:
- Pérdida de rendimiento; el agua arrastrada no lleva tanto calor a un proceso como el vapor.
- Daño a las boquillas; el agua arrastrada erosiona las boquillas y puede afectar negativamente la generación de vacío o la atomización.
- Pérdida de potencia; el agua arrastrada hace que las turbinas operen con menos eficiencia.
- Aumento de la carga de mantenimiento; el golpe de ariete puede dañar equipos como los álabes de la turbina y las empaquetaduras de las válvulas de control.
- Mayor riesgo de seguridad; el golpe de ariete puede lesionar al personal.
- Control deficiente del proceso; la inundación de intercambiadores puede provocar oscilaciones en el control.
En muchas plantas, los operadores admiten que se dan cuenta de que el condensado debe eliminarse tan rápido como se forma, pero no existe un sistema de drenaje o transporte de condensado adecuado. En tales casos, el condensado a menudo se descarga al drenaje o se envía a un desagüe de campo. Algunos posibles resultados de eliminar así el condensado pero sin manejarlo de manera efectiva incluyen:
- Pérdida de ganancias debido al desperdicio de condensado calentado y tratado.
- El efecto extremadamente derrochador de abrir válvulas de bypass alrededor del equipo de proceso o turbinas para evitar encharcamientos o daños.
- Un posible aumento en la corrosión del sistema porque se debe tratar demasiada agua de reposición.
Tradicionalmente, el condensado se elimina de los sistemas de vapor mediante purgadores de vapor o mediante combinaciones de equipos que involucran vasos de nivel y válvulas de control de salida. En algunas situaciones en las que la alta contrapresión de la parte aguas abajo del sistema de retorno de condensado tiende a crear un «estancamiento», se necesita un sistema diferente que incorpore tanto una bomba como un purgador en el diseño, para impulsar el condensado mientras también se atrapa el vapor; este proceso puede denominarse como purgado con bomba o purgado con potencia.
Debido a que existen al menos tres alternativas de drenaje de condensado, tiene más sentido pensar en términos de «ubicaciones de descarga de condensado» requeridas en lugar de referirse indiscriminadamente a los dispositivos de eliminación de condensado como «purgadores». Esta mentalidad ayuda a evitar cualquier predisposición a instalar purgadores incluso en aplicaciones que necesitan un tipo diferente de solución de drenaje de condensado.
Los separadores-drenadores diseñados, como el de la Figura 1, eliminan el condensado arrastrado en un suministro de vapor en movimiento (incluido el vapor de flasheo o regenerado). El resultado es vapor de la más alta calidad entregado para uso de la planta. Por otro lado, los purgadores eliminan el condensado que ya se ha separado del vapor. Por su nombre, los purgadores eliminan condensado y «atrapan vapor». Los vasos de nivel se pueden usar en ciertos casos donde los purgadores no pueden cumplir con los requisitos de alta presión o capacidad.
Puede haber muchas situaciones en una planta donde la eliminación efectiva de condensado requiere diseños de drenaje especializados. Por ejemplo, las Figuras 2a y 2b muestran dos opciones para el drenaje de condensado de tuberías con camisa que transportan materiales de alto punto de fusión, como azufre líquido o hidrocarburos de alto punto de ebullición.
Otros ejemplos de aplicaciones especializadas incluyen opciones para drenar efectivamente los intercambiadores de calor calentados por vapor. Una consideración clave es determinar primero si existe o no una condición de estancamiento; cuando existe, el condensado no drenará efectivamente a través de un simple purgador. Tal situación típicamente surge cuando la modulación de la presión de vapor crea un diferencial de presión negativo a través del dispositivo de drenaje de condensado. Los llamados drenadores de presión secundaria «Tipo II» del tipo purgador-bomba se usan en equipos con diferencial de presión negativo (Figura 3), mientras que los drenadores de presión secundaria «Tipo I» del tipo «solo bomba» se usan para recuperar e impulsar condensado contra una condición de contrapresión aún mayor (Figura 4).
Detenga la purga
Se ha convertido en tal hábito en algunas plantas abrir las válvulas de purga que es casi imposible caminar por las instalaciones y no encontrar múltiples fuentes de vapor siendo purgadas a la atmósfera. Por ejemplo, muchos operadores tienden a abrir líneas de purga en un esfuerzo por proteger el equipo del sobrecalentamiento o para obtener un mayor rendimiento del producto, consistencia del producto o fluidez de la línea. En casi todos los casos, purgar vapor es un síntoma de un diseño de drenaje inadecuado en la ubicación de descarga de condensado dada. Por lo general, existe una relación causal con una operación deficiente de un proceso. Las áreas típicas para buscar purgas de vapor incluyen intercambiadores de calor de proceso (bajo condición de estancamiento), trazas de vapor en líneas de alta temperatura o tuberías con camisa, y líneas de suministro de turbinas.
La purga oculta de vapor en un intercambiador de calor de proceso suele ser la más dañina. Esto puede ocurrir cada vez que se abre una línea de bypass alrededor del equipo para mantener el rendimiento del proceso. La purga puede ser invisible para quienes están en el área, pero no obstante continúa a diario. En tales instancias, la tasa de producción puede mantenerse, pero el costo del vapor de entrada suele ser mucho mayor del necesario. Tal pérdida a menudo ocurrirá continuamente hasta que se implemente una solución de diseño mejorada.
Con respecto a las líneas de purga en las entradas de las turbinas, el personal de la planta en muchos casos está tan preocupado por las paradas de turbina debido a daños por agua que sienten que abrir válvulas de purga en la entrada es la única manera de eliminar el condensado potencialmente dañino. En cuanto al trazado o camisa de tuberías, en muchos casos resulta que el diseño original de bajo costo inicial sí redujo el costo de instalación, pero a costa de encharcamientos frecuentes en las camisas, por lo que se abren las purgas para eliminar el condensado y mejorar el flujo del producto.
En prácticamente todos los casos de purga de vapor en las aplicaciones anteriores, es mejor encontrar la causa de la «necesidad de purgar» el vapor en primer lugar, para que se pueda instalar una solución de drenaje mejorada para reducir la carga de vapor manteniendo o mejorando el rendimiento. El vapor de purga es costoso.
Por cierto, los sistemas de aire de planta en muchas instalaciones incurren en las malas consecuencias de la pérdida excesiva por purga de aire, por razones similares. A menudo, la causa de la purga de aire de planta es que los dispositivos de drenaje dejan de funcionar debido a contaminantes en el sistema. Un diseño mejorado de drenaje de condensado para el sistema de aire generalmente proporciona ganancias notables (Figura 5).
Gestión de purgadores
¿Cuánto deberían durar los purgadores? Algunas empresas hablan de tasas de falla del (4\%). Para una planta madura, sin embargo, esa cifra implica, en promedio, ¡una vida útil del purgador de 25 años! ¿Realmente se espera que toda una población de purgadores sobreviva el entorno desafiante de una planta de proceso durante 25 años en promedio? Tales declaraciones indican la necesidad de un método medible para cuantificar la vida útil de la población de purgadores. Uno de estos métodos es totalizar todas las compras de purgadores de reemplazo durante un período de 12 meses, luego agregar esta cantidad al cambio en las fallas de purgadores registradas desde la inspección anterior, mientras se corrigen todos los valores a una base anual. La adición de purgadores recién fallados a los purgadores reemplazados durante un año proporcionará una estimación de la tasa de falla anual de un sitio.
Para un sitio que no ha tenido un programa proactivo de gestión de purgadores con inspecciones y reparaciones anuales, no es raro tener (50\%) de la población de purgadores (o más) en un estado actual de falla. Si esas fallas se dividen por igual entre fallas abiertas o fallas cerradas, entonces aproximadamente (25\%) de la población puede estar fugando vapor. Incluso con una estimación simple de pérdida de vapor de ($1,500) por fuga de purgador, multiplicar la población de purgadores fallados con fugas por una estimación de fuga puede rápidamente hacer un buen caso para remediar la situación. Al menos un fabricante de purgadores proporciona software que puede estimar claramente el valor del vapor que se fuga de un purgador de vapor fallido. Dicho software puede proporcionar datos que justificarán el costo de establecer una respuesta de mantenimiento sobre una base de costo/retorno.
Los valores resumidos básicos de un programa de monitoreo de purgadores en una planta de proceso aparecen en la Tabla 1.
TABLA 1. CONDICIÓN DE LA POBLACIÓN DE PURGADORES DE VAPOR INSTALADOS
| Categoría | Cantidad | Porcentaje | Pérdida Monetaria |
|---|---|---|---|
| Fallados | |||
| Soplando | 12 | 0.5% | $243,025 |
| Con Fugas | 307 | 12.5% | $211,700 |
| Bloqueados | 179 | 7.3% | $0 |
| Baja Temp. | 294 | 12.0% | $0 |
| Total Fallados | 904 | 36.8% | $454,725 |
| Buenos | 1180 | 48.1% | $0 |
| Condición Desconocida | 371 | 15.1% | $0 |
| Total General | 2455 | 100.0% | $454,725 |
TABLA 2. VALORES UMBRAL PARA OPCIONES DE REEMPLAZO CON ASIGNACIONES DE PRESUPUESTO
| BLOQUEADOS | CON FUGAS |
|---|---|
| Umbral de Reemplazo Anual por Purgador Bloqueado: $1,500 | Umbrales de Reemplazo por Purgador con Fugas |
| Presión | |
| 650 psig | |
| 250 psig | |
| 150 psig | |
| ≤ 50 psig |
Las decisiones sobre purgadores «Fuera de Servicio» o «Sin Servicio» pueden tomarse según la condición esperada del purgador. Si el servicio de vapor está encendido pero se encuentra que un purgador dado ha sido bloqueado por una válvula, entonces ese purgador probablemente falló en modo de fuga (si el purgador estuviera bloqueado, normalmente no habría necesidad de aislarlo con válvula). Si el servicio de vapor está apagado (quizás durante una parada), se debe reemplazar, y eso también proporciona una estimación del valor de reemplazo asociado con un purgador bloqueado (Tabla 2). Luego, la planta puede aplicar los valores umbrales al diagnóstico de cada purgador individual para determinar la decisión de mantenimiento. Basado en un programa de este tipo en acción, la Tabla 3 demuestra cómo un simple análisis de hoja de cálculo usando declaraciones SI/ENTONCES puede proporcionar una acción recomendada para cada ubicación de purgador de vapor. La estrategia subyacente a este análisis de hoja de cálculo es la siguiente: «SI la ‘Pérdida ($)’ es mayor que el Valor Umbral en los purgadores de vapor con fugas, ENTONCES reemplazar el purgador; DE LO CONTRARIO, no se debe tomar ninguna acción».
Se presta mucha atención al reemplazo de purgadores con fugas; y con buena razón. Las fugas de los purgadores, como otros casos de fuga de vapor, representan la fruta de bajo crecimiento de un sitio de planta para una oportunidad rápida y de alto retorno. Sin embargo, se pueden obtener ahorros adicionales evaluando el registro de confiabilidad de toda la población de purgadores instalados. En algunas plantas de proceso, los registros históricos de mantenimiento e inspección proporcionan datos adecuados; y una vez que se realizan inspecciones anuales, habrá un registro factual de las fallas de purgadores del sitio. Luego, cuando las fallas totales (aquellas corregidas, más aquellas recién inspeccionadas pero aún no corregidas) durante el período de prueba sumen el total de la población de purgadores, entonces la población de purgadores ha «dado una vuelta» una vez, de manera análoga a las rotaciones de inventario. Usar tal método proporcionará una manera de medir la vida útil de los purgadores. Tal análisis puede, por supuesto, conducir al reemplazo de los purgadores existentes con versiones más confiables.
No ignore los purgadores fríos
A la luz de la mencionada oportunidad de alto retorno con los purgadores con fugas, las plantas tienden a dar mayor prioridad al reemplazo de tales purgadores de vapor que a lidiar con los purgadores de vapor bloqueados o fríos. Pero un purgador de vapor frío puede ser un presagio de un evento desastroso inminente. Ha habido casos en que los purgadores fríos -y, por lo tanto, las ubicaciones de descarga de condensado frío- causaron que turbinas críticas salieran de servicio, o causaron que compresores principales cerraran una planta durante un drenaje – fue necesario para mantener el rendimiento y la seguridad deseados del sistema.
TABLA 3. DECISIONES DE RESPUESTA DE MANTENIMIENTO
| # de Reporte | Aplicación del Purgador | Presión (psig) | Resultado de la Prueba | Fuga (#/hr) | Pérdida ($) | Acción |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Purgador 1 | Goteo | 650 | Pequeña Fuga | 23.2 | $1,837 | Reemplazar |
| Purgador 2 | Goteo | 650 | SOPLANDO | 133.92 | $10,605 | Reemplazar |
| Purgador 3 | Goteo | 250 | SOPLANDO | 77.12 | $4,810 | Reemplazar |
| Purgador 4 | Goteo | 250 | Gran Fuga | 50.46 | $3,147 | Reemplazar |
| Purgador 5 | Trazado | 250 | Fuga Media | 21.21 | $1,323 | Reemplazar |
| Purgador 6 | Goteo | 150 | Pequeña Fuga | 14.13 | $962 | Reemplazar |
| Purgador 7 | Trazado | 50 | NO EN SERVICIO | 0 | $0 | – |
| Purgador 8 | Goteo | 50 | BLOQUEADO | 0 | $0 | Reemplazar* |
| Purgador 9 | Goteo | 50 | Gran Fuga | 25.66 | $1,011 | Reemplazar |
| Purgador 10 | Trazado | 50 | Fuga Media | 18.98 | $748 | Reemplazar |
| Purgador 11 | Trazado | 50 | Pequeña Fuga | 6.11 | $241 | – |
| Purgador 12 | Goteo | 25 | BLOQUEADO | 0 | $0 | Reemplazar* |
| Totales | 370.79 | $24,684 | ||||
| Valor de Reemplazo por Bloqueo: | $3,000 | |||||
| Total General: | $27,684 |
(* Se reemplazan basado en el umbral para purgadores bloqueados)
En resumen, todos los purgadores fríos deben repararse o reemplazarse. Si, en algunos casos, realmente parece que no se necesita un purgador en la ubicación de descarga prevista, entonces se debe ejecutar un procedimiento adecuado de gestión del cambio (MOC) para retirar permanentemente el purgador del servicio. El MOC debe considerar cuidadosamente todas las consecuencias potenciales de tal acción, y asegurar que la eliminación del punto de drenaje sea una decisión absolutamente segura.
Tenga en cuenta que la tecnología no está congelada en el tiempo. Las plantas deben desarrollar cada vez más formas más eficientes de gestionar sus poblaciones de purgadores. Las mejores prácticas deben revisarse y modificarse (si es apropiado) una o más veces por año para seleccionar el dispositivo de drenaje de condensado más efectivo para la ubicación de descarga. Al menos un fabricante de purgadores ofrece un servicio anual para revisar aplicaciones, con recomendaciones actualizadas para la consideración de «mejores prácticas». Los consultores de ingeniería también pueden ser fuentes fructíferas para prácticas mejoradas de drenaje de condensado.
Balances y auditorías
Si bien una mejor gestión del condensado es ciertamente la estrategia más prometedora para mejorar la eficiencia del sistema de vapor en la planta de proceso típica actual, la revisión periódica del balance general de vapor de las instalaciones puede en muchos casos descubrir oportunidades de mejora no anticipadas. Por un lado, el balance de vapor no solo rastrea el flujo de vapor per se, sino que también puede ser útil para detectar nuevos desequilibrios de carga que pueden ser susceptibles de reequilibrio para ahorrar vapor de venteo.
Por ejemplo, un objetivo principal es siempre buscar un uso para el vapor que de otra manera se ventilaría/desperdiciaría. Un uso podría ser el precalentamiento de un fluido cercano. Otro ejemplo consiste en incorporar tecnología de bomba-purgador, para que el vapor de baja presión se vuelva adecuado para algunos equipos de intercambio de calor que anteriormente solo podían usar vapor de presión media. Este «purgado con potencia» del condensado evita la inundación del equipo cuando se usa vapor de baja presión y puede mejorar el rendimiento y la disponibilidad del sistema.
En otras aplicaciones del balance de vapor, una evaluación de las presiones de vapor primera y segunda (la más alta y la siguiente más alta) puede ayudar a identificar el «vapor faltante» costoso, una gran parte del cual a menudo se puede recuperar fácilmente. En muchos casos, este vapor faltante es el resultado de fugas en purgadores de vapor de alta presión, para las cuales un reemplazo o reparación inmediata puede justificarse fácilmente en la primera oportunidad disponible (Figura 6).
Un ejercicio valioso relacionado es una auditoría de todo el condensado de la planta. Si bien en el pasado puede no haber sido rentable recuperar ciertas fuentes de condensado perdido, los altos precios actuales de la energía pueden haber inclinado la balanza. Con cada aumento en los precios de la energía, particularmente de los Equivalentes de Combustible (FOES), se vuelve importante evaluar cada fuente potencialmente recuperable de condensado sobre una base de costo/retorno, para determinar si instalar un sistema de recuperación puede haberse vuelto justificable.
¿Presupuestos de capital o de gastos?
Surge una situación demasiado común en las plantas de proceso: un grupo de trabajo de eficiencia energética descubre una oportunidad, pero no hay fondos para apoyar el proyecto de mejora requerido. Y en aquellos casos donde los fondos sí están disponibles, el dinero está en un presupuesto de mantenimiento y, por lo tanto, está cargado con varias restricciones que limitan la cantidad de inversión que se puede realizar.
Una alternativa consiste en establecer presupuestos especiales de mejora energética por etapas, con requisitos estrictos de que se realicen las ganancias esperadas en cualquier etapa dada antes de liberar fondos adicionales. Tal enfoque de liberación por «puertas de etapa» (lo que en inglés se conoce como Stage-Gate) puede proporcionar los fondos necesarios para mejorar el rendimiento de una planta.
Los equipos financieros de una empresa pueden querer evaluar el retorno esperado de los proyectos de energía con otros proyectos de rendimiento para seleccionar el mejor retorno de la inversión. Algunos proyectos de mejora del sistema de vapor sí cumplen con los requisitos de fondos de capital, y pueden mejorar la rentabilidad de una planta al tiempo que logran una reducción deseada en los costos operativos. Consultores especializados en negocios/energía e individuos con capacitación como Gerente de Energía Certificado (C.E.M.) pueden ayudar a evaluar los aspectos financieros de un proyecto particular para determinar la viabilidad para el sitio.
Reflexiones finales
Las plantas de proceso bien gestionadas consideran todos los recursos de entrada en sus análisis de costos operativos. Algunos costos de recursos, notablemente la mano de obra de la planta, generalmente no sufren cambios drásticos de un año a otro. Otros recursos, como la energía o el vapor, están estrechamente ligados al costo de un FOE. Si bien puede gastarse mucho esfuerzo para obtener un suministro de combustible o energía más económico, la ganancia también puede lograrse en la mayoría de las plantas mediante un esfuerzo enfocado para mejorar la calidad del sistema de vapor.
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