Scientia et Technica Año XXVIII, Vol. 28, No. 03, julio-septiembre de 2023. Universidad Tecnológica de Pereira. ISSN 0122-1701 y ISSN-e: 2344-7214
117
Identificación de oportunidades de mejora
energético-productivas de una planta de
agroquímicos
Identification of opportunities for energy-productive improvement of an
agrochemicals plant
G. Valencia-Ochoa ; A. Morales-Medrano ; D. Villalda-Castillo
DOI: https://doi.org/10.22517/23447214.24764
Artículo de investigación científica y tecnológica
Abstract— In order to identify and provide a generalized status,
very clear guidelines were developed regarding the activities,
techniques, procedures, and tools leading to the establishment,
implementation and continuous improvement of the plant's energy
consumption management system, which has allowed guiding the
organization to a systematic approach to achieve energy
performance involving efficiency, safety, use and consumption of
energy. The work carried out has allowed the company to identify
the savings potentials of the company, in addition to knowing what
is the action plan that will allow the company to continuously
reduce the cost of energy consumption and the production of
greenhouse gas emissions. Finally, a detailed review of the
company's current capabilities is carried out, where strengths and
weaknesses are identified with a view to the implementation of an
Energy Management System based on ISO 50001:2018, an
exercise built with the participation of key personnel of the
company, in the company of energy managers, finding favorable
aspects regarding communication between areas, staff training,
management systems and energy planning, among others.
Index Terms— Energy Characterization, Energy Performance
Energy Planning. Greenhouse Effect, Improvement
Opportunities,
Resumen— Con el objetivo de identificar y de brindar un estado
generalizado, el presente artículo desarrolla pautas referentes a las
actividades, técnicas, procedimientos y herramientas conducentes
al establecimiento, implementación y mejoramiento continuo del
sistema de administración del consumo de energía de la planta.
Estas pautas a su vez, organizan un enfoque sistemático para
lograr un desempeño energético que involucra eficiencia,
seguridad, uso y consumo de la energía. El trabajo realizado ha
permitido descubrir los potenciales de ahorro y saber cuál es el
plan de acción que le permitirá a la compañía reducir
continuamente costo del gasto energético y de la producción de las
emisiones de gases de efecto invernadero. Finalmente, se realiza
una revisión detallada de las capacidades actuales de la empresa,
identificando fortalezas y debilidades con miras a la
implementación de un Sistema de Gestión de Energía basado en la
norma ISO 50001:2018, ejercicio construido con la participación
del personal clave de la empresa, junto con los gestores
energéticos, encontrando aspectos favorables tales como el proceso
Este manuscrito fue sometido el 19 de junio de 2021, aceptado el 14 de julio
de 2023 y publicado el 20 de septiembre de 2023
G. Valencia-Ochoa trabaja en la facultad de ingeniería de la Universidad del
Atlántico, Ing. Mecánico, Magister en Ingeniería, Doctor en ingeniería, e-mail
guillermoevalencia@mail.uniatlantico.edu.co
comunicativo entre las áreas, la capacitación del personal y los
sistemas de gestión y de planificación energética.
Palabras claves— Caracterización Energética, Desempeño
Energético, Efecto Invernadero, Oportunidades de Mejora,
Planificación Energética.
I.
INTRODUCCIÓN
N los últimos 150 años, el creciente aumento del consumo
de la producción industrial ha ocasionado una aceleración
del cambio climático, esto debido a la producción de gases
del efecto invernadero, impulsados en su mayor parte por el
carbón, por el petróleo y por otros combustibles fósiles [1]. La
deforestación, la expansión industrial y la intensa agricultura
también han contribuido a aumentar las emisiones
anteriormente mencionadas en la atmósfera [2].
Existen en la actualidad dificultades ambientales que
conllevan a tomar medidas inmediatas [3]. A parte de los daños
provocados por el hombre, la alta producción de energía – la
cual libera al ambiente el 68% del total de emisiones de gas –
también hace parte de las causales. Como prevención conjunta
por ejemplo, se firmó en 1997 el Protocolo de Kyoto,
comprometiendo a los países firmantes a reducir las emisiones
de gases [4]. Para lograr este objetivo, colaboraron
representantes técnicos y normativos de los 56 países miembros
del acuerdo, estipulando los estándares mínimos de emisión,
que llevarían al mejoramiento de la gestión de la energía. La
firma de este protocolo efectivamente contribuyó a la reducción
de las emisiones de CO2 durante la primera década [5].
Otra de las medidas preventivas para contribuir a la
disminución de gases es lo que se conoce como sistema de
gestión de la energía (SGEn), el cual trae consigo una cultura
de uso racional y eficiente de la energía, enmarcado dentro del
cumplimiento de requisitos legales y de reducción de emisiones
de gases contaminantes [6]. En este sentido, la combinación de
distintos sistemas de energía se ha convertido en un tema clave
dentro de los círculos políticos de los diferentes países a la hora
A. Morales-Medrano, Ing. Químico, Especialista y Magister en Gestión
Energética, e-mail amorales@monomeros.com.co
D. Villalda-Castillo, Ing. Agroindustrial, Magister en ciencia y Tecnología de
los Alimentos, Profesora del departamento de Ingeniería de la Universidad
Francisco de Paula Santander e-mail doraclemenciavc@ufps.edu.co
E
118
Scientia et Technica Año XXVIII, Vol. 28, No. 03, julio-septiembre de 2023. Universidad Tecnológica de Pereira.
de preparar sus planes para cumplir las directrices del acuerdo
de Kyoto. Por ejemplo, en las recientes negociaciones de Bonn
para la aplicación del Acuerdo de París [7], el presidente
Emmanuel Macron, de Francia presentó un plan detallado para
su país que incluyó el cierre de todas sus centrales eléctricas de
carbón para el año 2021 y la prohibición de todas las nuevas
centrales eléctricas y de las exploraciones de fuentes de
combustibles fósiles en sus territorios [8].
Desde lo empresarial por otra parte, en el año 2011 la
publicación de la norma ISO 50001:2018 permitió estandarizar
los requerimientos necesarios para las empresas, mediante una
metodología que propuso una mejora continua de la eficiencia
energética y una disminución de las emisiones de gases a la
atmosfera [9].
Tras el creciente agravamiento de las condiciones
ambientales del planeta, se proponen esfuerzos conjuntos
mediante la optimización de los procesos utilizados en la
industria; los planes de bienestar de los gobiernos; y el
protocolo de Kyoto con el cual se mantienen los niveles
mínimos de incremento de la temperatura media [7].
A parte de estos esfuerzos, el hombre también ha tornado su
atención en adelantar trabajos investigativos enfocados a la
contextualización e implementación de la norma NTC-ISO
50001:2018 en todos los sectores y en implementar un sistema
con una metodología de PHVA (planear, hacer, verificar,
actuar) [9]. Esta metodología de evaluación energética
desarrollada integra el aspecto de reducción de energía con los
requisitos de revisión a objetivos, metas y planes de acción de
la norma, permitiendo así que se reduzcan los tiempos y otros
recursos necesarios para facilitar la implementación de la
norma[10].
En la actualidad, en la industria nacional se están llevando a
cabo investigaciones en todos los sectores con el fin de lograr
avances en el desarrollo y estudio de la eficiencia energética de
las industrias, así como para cumplir con los objetivos de
reducción de emisiones a la atmósfera. Como resultado, los
esfuerzos para implementar la norma NTC-ISO 50001 están
evolucionando de acuerdo con el crecimiento industrial del
país. Actualmente, dicha implementación se está llevando a
cabo en industrias específicas [11]. El objetivo de esta
investigación es proporcionar un punto de partida para lograr la
implementación de la norma en una planta de agroquímicos, así
como transmitir las acciones y oportunidades de mejora a otras
industrias similares.
Este estudio ha permitido identificar las áreas involucradas
en el desarrollo del producto y los equipos especializados en
una planta productora de agroquímicos. Además, se han
obtenido los potenciales de ahorro de la empresa y se ha
propuesto mejoras para reducir el consumo asociado a la
producción y mejorar la gestión en las prácticas operativas de
cada proceso.
En este sentido, se ha llevado a cabo una caracterización del
uso de energía térmica y eléctrica. Se realizaron análisis
utilizando la información histórica proporcionada por los
departamentos de operación y mantenimiento. Esto ha
permitido establecer una ruta de medición y estudio de los
parámetros de operación de los usos significativos
identificados. Estos parámetros han sido evaluados mediante
equipos especializados, con el objetivo de generar un
benchmarking del estado actual y determinar los potenciales de
mejora para lograr la máxima eficiencia en el uso de los
recursos en esta línea de producción.
II.
METODOLOGÍA
A.
Normatividad en Gestión Energética
1)
EN 16001: 2009
La norma EN 16001:2009 es un estándar de gestión de
energía desarrollado por el British Standards Institute. Su
objetivo es integrar la gestión de la energía en la estructura
empresarial, permitiendo a las organizaciones el ahorro de la
misma, reducir sus costos y mejorar tanto la eficiencia
energética como el rendimiento empresarial. El enfoque
principal de esta norma es lograr una mejora continua en el
rendimiento energético. La norma EN 16001: 2009 ofrece una
gama de posibles metodologías que podrían utilizarse tanto para
satisfacer el estándar como para garantizar el desarrollo y el
funcionamiento de un sistema de gestión de la energía efectivo
y documentado. Esta norma no establecerá ningún requisito de
rendimiento energético ni garantiza resultados óptimos de
energía [9].
2)
ANSI / MSE 2000: 2008
American National Standards Institute (ANSI) / Sistema de
gestión de energía (MSE) 2000: 2008 es una norma de gestión
de energía desarrollada por el Instituto de Tecnología de
Georgia. Esta norma define los requisitos para los sistemas de
gestión de energía que ayudan a una organización a adoptar un
enfoque sistemático hacia la mejora continua en el rendimiento
energético. Según la norma, el rendimiento energético puede
incluir la reducción de la intensidad energética, el aumento del
uso de recursos de energía renovable y la reducción de los
costos de energía. Este sistema de gestión cubre el suministro,
la demanda, la confiabilidad, la compra, el almacenamiento, el
uso y la eliminación de los recursos energéticos primarios y
secundarios. De acuerdo con esta norma, las organizaciones
Fig. 1. Modelo de sistema de gestión de la energía según la norma ISO
50001:2018 [12].
Scientia et Technica Año XXVIII, Vol. 28, No. 03, julio-septiembre de 2023. Universidad Tecnológica de Pereira.
119
deben
especificar
objetivos
razonables
de
mejora
del
rendimiento en función de su proceso de planificación de la
gestión de la energía. ANSI / MSE 2000 se utilizó como uno de
los recursos para desarrollar el estándar de gestión de energía
ISO 50001:2018 [9].
3)
ISO 50001:2018.
La norma ISO 50001:2018 especifica los requisitos
aplicables al uso y consumo de energía, incluidas las prácticas
de medición, documentación e informes, diseño y adquisición
de equipos, sistemas, procesos y personal que contribuyen al
rendimiento energético, como se muestra en la Fig. 1. Esta
norma proporciona una metodología para la mejora continua
del rendimiento energético sin especificar explícitamente
ningún criterio de rendimiento que deba satisfacerse con
respecto a la energía. Este estándar se basa en el marco de
mejora continua de Planificar-Hacer-Verificar-Actuar (PHVA)
en el contexto de la gestión de la energía [9].
B.
Importancia de la norma ISO 50001:2018
Uno de los principales objetivos de la aplicación de la
norma ISO 50001:2018 es permitir el mejoramiento continuo a
nivel de desempeño energético en cualquier instalación.
Ninguno de los procedimientos de evaluación de energía puede
satisfacer completamente los lineamientos de la norma de
gestión de energía ISO 50001:2018. Por lo tanto, existe una
necesidad real de procesos de evaluación de energía que
aborden directamente la norma ISO 50001:2018. La Fig.
2¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.¡Error!
No se encuentra el origen de la referencia.¡Error! No se
encuentra el origen de la referencia. proporciona los
requisitos específicos de la sección de planificación energética
de ISO 50001:2018.
C.
Evaluación Energética según ISO 50001:2018
El objetivo de un Sistema de Gestión Energética según ISO
50001:2018 es, en particular, mejorar el rendimiento energético
de una organización. Esto significa alcanzar resultados
mensurables de eficiencia energética, uso de energía y consumo
de energía [12].
La norma ISO 50001:2018 está organizada en sistemas de
gestión existentes. Se basa en el proceso de mejora continua
siguiendo el ciclo PHVA y la integración de la gestión
energética en las operaciones diarias de la organización como
se presenta en la Fig. 3.
La categoría probablemente más importante es la
planificación energética, que conduce a actividades de mejora
continua de la eficiencia energética. Además, el estándar
proporciona declaraciones sobre qué hacer para implementar
con éxito un Sistema de Gestión Energética.
La organización determina el grado de alcance y el
calendario del proceso de mejora continua en su totalidad
discreción. Se basa en los principios económicos, tecnológicos
y de desarrollo de la tecnología. otras consideraciones.
Asegurar la mejora continua, sin embargo, todos los locales y
actividades de la organización deben ser documentados y
observados.
Fig. 2. Requerimientos del Sistema de Gestión Energética de acuerdo con la
norma ISO 50001:2018 [13].
1)
Planificación
En esta etapa se completan las evaluaciones energéticas,
determinando algunos factores entre los que se incluyen la línea
Fig. 3. Integración de la Gestión Energética [12].
de base energética, los indicadores de rendimiento energético,
los objetivos energéticos estratégicos y operativos y los planes
de acción.
2)
Implementación
En esta etapa se establecen los planes de acción para la
implementación del sistema.
120
Scientia et Technica Año XXVIII, Vol. 28, No. 03, julio-septiembre de 2023. Universidad Tecnológica de Pereira.
TABLA I
OPORTUNIDADES DE MEJORA Y EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA IDENTIFICADAS EN LA PLANTA
Oportunidad identificada
PO
MSEP
RT
Ahorro
mensual
estimado
(MMBTU)
Ahorro
mensual
estimado
(pesos)
Reemplazo de la caldera de 57 Tm/h por una de 16 Tm/h
x
4,347
68 MCOP
Programa de mantenimiento de las trampas de vapor
x
1,151
18 MCOP
Recuperación de condensados
x
2,301
36 MCOP
Reemplazo de turbinas por motores eléctricos
x
2,301
36 MCOP
Reemplazo del chiller de absorción por un chiller eléctrico
x
5,754
90 MCOP
Reemplazo del compresor de aire de instrumentos
x
256
4 MCOP
Remplazo de luces fluorescentes por luces led
x
A definir
Obtención de energía fotovoltaica para las áreas administrativas de la empresa
x
639
10 MCOP
Programa de aislamiento de las líneas de vapor
x
2,301
36 MCOP
Aumento de producción del vapor de cogeneración
x
7,032
110 MCOP
Reemplazo de motores actuales por motores de alta eficiencia
x
A definir
Eliminación de cabezales de vapor fuera de servicio
x
2,301
36 MCOP
Re-compresión mecánica o térmica del vapor de los sistemas de evaporación.
x
19,818
310 MCOP
Precalentamiento del aire de combustión del horno DX-1531 con los gases residuales de
combustión
x
9,590
150 MCOP
PO: Prácticas operacionales; MSEP: Modificación de sistemas energético-productivos; RT: Reconversión Tecnológica.
3)
Monitoreo
En esta etapa se pueden monitorear, medir y documentar
los procesos relacionados con la energía. requisitos para la
implementación, mantenimiento y mejora del sistema.
III.
RESULTADOS
A.
Identificación de las oportunidades de mejora energética
Con base en los resultados obtenidos de la evaluación
energética, se han identificado las posibilidades de
perfeccionamiento que se detallan en la Tabla I Se puede
apreciar que estas oportunidades de mejora se centran en los
equipos de mayor consumo dentro de la instalación, aquellos
que no se ajustan adecuadamente a los procesos debido a su
tamaño excesivo, así como los que presentan un estado
deficiente, lo que afecta directamente el óptimo funcionamiento
energético de la planta. Con el objetivo de mejorar la eficiencia
energética y lograr un rendimiento económico más favorable,
en la siguiente sección se ofrece una evaluación técnico-
económica de los proyectos basada en las oportunidades de
mejora que generan un mayor impacto en el sistema.
B.
Proyecto de mejora: Reemplazo de trampas de vapor
Utilizando los balances de materia y energía en la red de
distribución de vapor, se ha logrado estimar la cantidad de
pérdidas que oscilan entre 4 y 5 Tm/h de vapor. Esta cifra se
limita durante la operación del Complejo sin la caldera de alta
presión, momento en el cual se detectó un déficit de vapor de
4,4 Tm/h.
Es importante destacar que siempre ha habido pérdidas en
el sistema de distribución de vapor, pero la continua liberación
de vapor no permite determinar con precisión el nivel de
pérdida. Además, esta condición de liberación no justificaba la
implementación de ningún proyecto de recuperación de vapor
o condensado, ya que solo aumentaría las liberaciones. Sin
embargo, con la puesta en marcha del servicio del K-521/6, se
eliminó la liberación continua de vapor, lo que ha permitido
llevar a cabo los aviones de optimización de la red de
distribución de vapor.
1)
Identificación de las pérdidas
El entendimiento de las diferentes formas de pérdida de
calor es crucial para evaluar las posibilidades de mejora, ya que
permite determinar la importancia relativa de los distintos
mecanismos de pérdida de energía. Esto a su vez facilita la
priorización de las causas más relevantes de las pérdidas
energéticas.
En este informe se mencionan las pérdidas de vapor
ocasionadas por fugas, trampas defectuosas y la falta de
recuperación de condensados. Estas pérdidas son fácilmente
identificables y corregibles debido a su naturaleza evidente.
Fig. 4. (a) Trampa de vapor en mal estado. (b) Fuga de válvula de exhosto
Scientia et Technica Año XXVIII, Vol. 28, No. 03, julio-septiembre de 2023. Universidad Tecnológica de Pereira.
121
a)
Pérdidas de trampas de vapor
Forman parte del conjunto de pérdidas evidentes, ya que no
se requiere el uso de instrumentos para detectarlas. La Fig. 4
presenta una serie de fotografías que ilustran trampas con un
funcionamiento deficiente. Estas trampas fueron seleccionadas
debido a su importancia en los cabezales de vapor y al hecho de
que no descargaron hacia los cabezales de retorno de
condensados.
La Tabla II exhibe las pérdidas de vapor provocadas por
una única trampa defectuosa en cada uno de los cuatro
cabezales. Este tipo de mal funcionamiento, conocido como
"Leaking" y que es común en las trampas termodinámicas
utilizadas en el Complejo, ha sido documentado.
Se puede observar que únicamente cuatro trampas directas,
“una en cada cabezal”, generan pérdidas anuales cercanas a los
USD 62.334. Esto resalta la importancia de tener en cuenta que
la planta de servicios industriales cuenta con un total de 200
trampas, lo que sugiere que el potencial de pérdidas económicas
es significativo.
b)
Eliminación de cabezales de vapor de líneas de
fuera de servicio
Después de llevar a cabo el cierre y las pruebas en las líneas
de distribución, se emitió una recomendación formal para
bloquear las líneas que estaban fuera de servicio. Hasta ahora,
se han realizado la mayoría de los recortes de los cabezales de
vapor, pero es crucial completar esta actividad de manera
rápida.
Las
estimaciones
iniciales
indican
que
existe
un
potencial de ahorro cercano al 25% de las pérdidas térmicas de
los cabezales, por lo tanto, es necesario llevar a cabo esta tarea
en su totalidad lo más pronto posible.
Según se muestra en la Tabla III, las pérdidas térmicas de
los cabezales de alta generan una pérdida anual de USD 60,466
debido únicamente a la transferencia de calor al medio. Se
estima que al eliminar los cabezales fuera de servicio, se
lograría una reducción del 25% en estas pérdidas. Esto
implicaría un ahorro anual de USD 15.116 solamente en los
cabezales de alta.
C.
Proyecto de mejora: Reducción del consumo de gas
natural del complejo, por optimización en la generación de
aire de instrumentos
Después de que el tren de Caprolactama saliera de servicio,
se identificó una oportunidad para reducir el consumo de gas
natural en el Complejo. Esta oportunidad se encontró al utilizar
los compresores K-521/26, que originalmente eran utilizados
como compresores de aire en la planta de Ciclohexanona, para
generar el aire de instrumentos del Complejo. Anteriormente,
este servicio era provisto por el compresor K-003, que era
accionado por una turbina de vapor. El vapor de escape de esta
turbina se dirigió al cabezal de media presión a una presión de
12 kg/cm². Sin embargo, este vapor se aprovechaba solo
parcialmente, lo que requería ventilar parte del vapor
producido. Esta operación ineficiente resultó en pérdidas
estimadas de 117.824 USD/año.
En la IV y la tabla V se describen los resultados obtenidos
TABLA II
RESUMEN DEL CÁLCULO DE PÉRDIDAS POR TRAMPAS EN MAL ESTADO
CÁLCULOS
Datos de entrada:
Vapor de alta
Vapor de extracción
Vapor de media
Vapor de baja
Tamaño de la trampa "pulgadas"
3/4
Tipo de falla
Leaking "LK"
Presión de la línea P
in.t
(psig)
600
Presión del condensado P
out.t
(psig)
0
NÚmero de horas de operación "h
t.y "
8760
1/2
Rapid cycling "RC"
228
0
8760
½
Rapid cycling "RC"
171
0
8760
1/2
Rapid cycling
"RC"
71
0
8760
Cálculos intermedios:
P
out.t
≥ P
in.t
/2 ?
No
No
No
No
P
out.t
300
113,76
85,32
35,55
FT
0,25
0,20
0,20
0,20
FS
0,90
0,90
0,90
0,90
CV
12,43
5,53
5,53
5,53
Resultados:
Pérdidas horarias de vapor L
t .y
330 kg/hora
45 kg/hora
33 kg/hora
14 kg/hora
Pérdidas anuales de vapor L
t .y
2891 Tm/año
390 Tm/año
293 Tm/año
123 Tm/año
Cálculo económico
Costo actual del vapor "USD/Tm"
16,86
16,86
16,86
16,86
Costo anual de las pérdidas "USD"
USD 48,738
USD 6,583
USD 4,942
USD 2,071
Total
USD 62,334
122
Scientia et Technica Año XXVIII, Vol. 28, No. 03, julio-septiembre de 2023. Universidad Tecnológica de Pereira.
TABLA III
RESUMEN DE LAS PERDIDAS ENERGÉTICAS EN LOS CABEZALES DE VAPOR DE
ALTA
Concepto
Cabezal de
alta nuevo
Cabezal de
alta viejo
Total
Calor perdido
(Btu/h)
384,021
287,386
767,406
Equivalencia del calor
perdido en toneladas de
vapor (Tm/h)
0,235
0,176
0,411
Costo anual generado por
las pérdidas de calor
(USD/año)
34,573
25,893
60,466
TABLA IV
CONSUMO MEDIO DE GAS NATURAL CON EL COMPRESOR K-003.
Compresor
Mes
Gas [KPCD]
Prod 15-15-15
Febrero
5262
1175
Marzo
5292
1110
K-003
Abril
5261
1088
Mayo
5267
1085
Junio
5218
1092
Julio
5203
1205
Promedio
5242 KPCD
1129 Tm
TABLA V
CONSUMO MEDIO DE GAS NATURAL CON EL COMPRESOR K-521
Compresor
Mes
Gas [KPCD]
Prod 15-15-15
Septiembre
5217
1130
K-521
Octubre
5148
1118
Noviembre
5067
1168
Promedio
5141 KPCD
1148 Tm
mediante
la
modificación
del
funcionamiento
de
los
TABLA VI
PRODUCCIÓN DE VAPOR DE ALTA EN EL COMPRESOR K-003 EN SERVICIO
Mes
Vapor de alta
Marzo
746,87
Abril
686,93
Mayo
667,00
Junio
744,30
Julio
682,32
Promedio
705,48 Tm/día
compresores descrita anteriormente, alcanzando la reducción de
TABLA VII
PRODUCCIÓN DE VAPOR DE ALTA EN EL COMPRESOR K-003 EN SERVICIO
Mes
Vapor de alta
Septiembre
653,60
Octubre
658,68
Noviembre
657,14
Promedio
656,47 Tm/día
gas natural del Complejo, permitiendo observar el rendimiento
energético de los distintos resultados de los escenarios.
Según los datos de consumo promedio, se ha logrado una
reducción de 101 KPCD (millas de pies cúbicos por día) en el
consumo de gas natural desde la puesta en marcha del
compresor K-521. Esto equivale a un ahorro económico de
187.275 USD/año. Cabe destacar que existen escenarios
específicos que generan beneficios económicos aún mayores
debido a la puesta en marcha de este compresor. Esto se
evidencia especialmente cuando ciertas plantas que utilizan
vapor como medio de calentamiento, como NPK, TCP y
SoluNKP, se encuentran fuera de servicio.
Estos resultados muestran claramente los beneficios
económicos obtenidos al implementar el compresor K-521,
tanto en términos de reducción del consumo de gas natural
como en el aprovechamiento eficiente de otros medios de
calentamiento disponibles en el Complejo.
1)
Reducción en la generación del vapor de alta
De manera análoga al análisis de la reducción del Gas
Natural, se compararon las producciones de vapor de la caldera
de planta de fuerza, obteniendo los siguientes resultados como
se observan en las tablas VI y VII.
Al observar los dos períodos analizados, se evidencia una
reducción neta de 2.042 Tm/h en la generación de vapor de alta
presión por parte de la caldera de la planta de servicios
industriales.
Estos resultados indican una disminución significativa en
la producción de vapor de lata presión durante el periodo de
análisis. Esto puede atribuirse a las mejoras implementadas en
el sistema, que han permitido optimizar y reducir el consumo
de vapor en la caldera de la planta de fuerza.
D.
Proyecto de mejora: Modificación de caldera acuotubular
para operar en un rango de 12 a 38 TMH.
En el escenario operativo actual, el mínimo consumo de
gas natural en el complejo se da al operar con una sola caldera
a una generación de 20 Tm/h de vapor. Sin embargo,
actualmente la carga mínima de vapor que se puede obtener es
de 28 Tm/h.
Debido a la anterior limitación, si el complejo requiere
operar a 20 Tm/h, se debe operar la Caldera a la mínima carga
posible actual de 28 Tm/h y ventear 8 Tm/h para suministrar el
vapor requerido. El venteo de 1 Tm de vapor de alta tiene un
costo de 22 USD. De este modo, el costo asociado a la
limitación de la caldera 4 puede llegar a representar hasta 4.224
USD/día.
Se ha identificado que la limitación de las calderas para
obtener menores cargas consiste en que no es posible disminuir
el flujo de aire por debajo de 17.000 ACFM, correspondiente al
flujo de aire requerido para producir 28 Tm/h de vapor de alta,
ya que el dámper de control ubicado en la succión del soplador
de la caldera se encuentra completamente cerrado a esta
condición y actualmente no existe otra manera de disminuir el
flujo de aire distinta a la manipulación del dámper. Por lo tanto,
en el presente documento se propone una solución técnica para
solventar esta limitación en la Caldera en cuanto a
requerimiento de aire, con el fin de poder disminuir la
producción de vapor en la misma y así optimizar el consumo de
gas natural del Complejo.
1)
Limitación actual de flujo de aire de la caldera
La caldera de generación de vapor de alta presión fue
Scientia et Technica Año XXVIII, Vol. 28, No. 03, julio-septiembre de 2023. Universidad Tecnológica de Pereira.
123
diseñada y fabricada para una producción nominal de vapor de
125.000 lb/h (57 Tm/h) @ 42 kgf/cm2g y 385 °C. De las tres
calderas es la única cuyo soplador opera con motor de 460 V,
ya que los de los de las Calderas 1 y 2 son de 660 V.
El soplador es modelo “AIRFOIL – DESIGN 1904 – SIZE
3612 – DIDW – 105% WIDTH – W/O EVASE” de la firma
Chicago Blowers. Se observa que el soplador fue diseñado para
un flujo máximo de 46,855 CFM y presión de descarga de 17,74
INWG que equivale a una generación de vapor de 78 Tm/h
(margen de seguridad del 37% con respecto al aire requerido
para la producción de vapor nominal de la Caldera.
El flujo de aire requerido para las diferentes cargas de
generación de vapor se controla manipulando un dámper
ubicado en la succión del soplador. Actualmente, cuando se
cierra completamente (0.00 % abertura) el dámper de succión
del soplador se obtiene un flujo de aire mínimo de 17.000 CFM,
correspondiente a una generación de vapor de 28 Tm/h. De este
modo, el “turn down ratio” mínimo actual de la caldera
corresponde al 50% de la carga nominal de 57 Tm/h.
Dicha limitación se debe a que no se pude obtener un
menor flujo de aire ya que el dámper con que se controla el flujo
Fig. 5. Nueva curva del soplador de la caldera de alta presión
se encuentra totalmente cerrado y actualmente no hay una
forma segura de seguir disminuyendo el flujo luego de alcanzar
una producción mínima de 28 Tm/h de vapor.
a)
Revisión de los sistemas
Para iniciar las revisiones pertinentes a los sistemas
definidos con anterioridad, el proceso de prueba de capacidad
del soplador con el nuevo motor de 1200 rpm ha arrojado
resultados significativos. Se ha logrado determinar que el flujo
máximo de aire de combustión alcanza las 54 Tm/h, mientras
que el flujo mínimo es de 13 Tm/h, como se muestra en la Fig.
5. Con base en esta información, se ha tomado la decisión de
establecer un nuevo límite operativo para la caldera, que se
encuentra dentro de los límites de operación del soplador.
b)
Límites de producción de vapor
Tras considerar la nueva capacidad operativa del soplador,
se ha tomado la decisión de mantener la proporción original de
la caldera en relación al flujo de aire, teniendo en cuenta la
carga máxima de la caldera y la capacidad máxima de aire que
puede suministrar el soplador. En condiciones de diseño,
cuando la caldera está operando a su carga máxima de 57 Tm/h,
el soplador tiene la capacidad de suministro de aire para generar
más de 63 Tm/h (la capacidad máxima de carga de la caldera ).
En base a esta revisión, se ha establecido un límite máximo
de flujo de 38 Tm/h para la caldera. Esto significa que el
soplador es capaz de suministrar suficiente aire de combustión
para generar hasta 54 Tm/h de vapor sobrecalentado. Esta
disponibilidad de aire garantiza que, en caso de que la válvula
de gas se abra por completo, haya suficiente aire adicional para
evitar la formación de una atmósfera explosiva. Esta medida se
toma para garantizar la seguridad en la operación de la caldera.
Para definir el límite inferior de generación de vapor de la
caldera, se consultó el data sheet de los quemadores
encontrando una flexibilidad (turn down) de 1-4, lo cual se
define como la relación entre el máximo y mínimo flujo de gas
natural, que entregan los quemadores asegurando que la
combustión se realice de manera eficiente o controlable. Es
decir, los quemadores están diseñados para permitir la
reducción de carga de la caldera hasta ¼ de su valor máximo de
diseño, o bien 14,25 Tm/h.
Por tanto, para conservar la proporción original de la
caldera (24 a 57) Tm/h, se establece el nuevo rango de
operación entre (16 y 38) Tm/h, rango que se encuentra por
encima del límite inferior de seguridad y por debajo del límite
máximo definido por disponibilidad, y una vez definido este
nuevo umbral de operación, se ajustan los sistemas restantes
definidos anteriormente.
Fig. 6. Nueva curva del soplador de la caldera de alta presión
c)
Sistema de gas natural
Una vez definido el rango de operación de la caldera, se
utilizó la curva de flujo de gas natural vs presión de gas, tomada
del manual de la caldera con el fin de graficar la región de
operación de la válvula de gas natural de la caldera,
identificando así el flujo máximo y mínimo antes y después de
la modificación de la caldera. En la Fig. 6 se observan dos
regiones completamente delimitadas, las líneas rojas
corresponden al flujo máximo y mínimo de gas por diseño de la
caldera (63-24) Tm/h, y las verdes acotan el flujo de gas
posterior a la modificación (38-18) Tm/h. La utilidad práctica
de esta gráfica radica en que se puede observar directamente la
presión de los quemadores, variable que es de habitual
seguimiento por el tablerista de la planta de servicios
industriales.
Otra utilidad extraída de esta gráfica es el ajuste de la
válvula autoregulada del cabezal de gas principal de la caldera,
a la cual se modificó el setting de presión (originalmente en 31
psig) a 16 psig para la modificación propuesta, en base al
máximo flujo de gas que permite la válvula FCV-4101 con una
presión máxima para los quemadores de 4,2 psig. Este valor se
obtuvo a partir de la simulación de la válvula FCV-4101 como
124
Scientia et Technica Año XXVIII, Vol. 28, No. 03, julio-septiembre de 2023. Universidad Tecnológica de Pereira.
TABLA VIII
MODIFICACIÓN DE CABEZAL PRINCIPAL DE GAS DE LA CALDERA
Especificaciones
Diseño
Modificación
Fabricante
Fisher
Fisher
Características de flujo
Lineal
Lineal
Tamaño de la válula
2-1/2"
2-1/2"
Flujo masico del gas
7653 lb/h
5070 lb/h
Densidad del gas
0,043 lb/ft³
0,043 lb/ft³
Gravedad específica (G)
0,5648
0,5648
Temperatura del gas
69,8 °F
69,8 °F
Flujo volumétrico del gas
22201,6 gpm
14707,8 gpm
Presión de entrada
31,0 psig
15,7 psig
Presión de salida
13,0 psig
4,2 psig
ΔP
18,0 psi
11,5 psi
P2/P1
0,6061
0,6201
Cv calculado
101,5
101,5
Cv real
101,5
101,5
C1 (@ 100%)
34
34
Cg (gas) (@ 100%)
3450
3450
(1)
Si P2/P1 > 0,53 Ese es un criterio de selección con el cual se evita la
formación de flujo crítico.
(2)
El dato de C
1
@ 100% = 34,0 se encuentra reportado en el catálogo
Fisher para esta válvula.
se muestra en la VIII.
Para el sistema de regulación de gas natural se tiene el
siguiente resumen:
-
Setting de presión de la válvula auto-regulada (PCV-
0G403A): 16 psig
-
Presión máxima de quemadores 4,2 psig, equivalente
a 492 CFM de gas natural.
-
Presión mínima de quemadores 0,7 psig, equivalente a
203 CFM de gas natural.
-
Con estos nuevos valores de operación se modificarán
los cortes en el sistema de gas natural en el apartado
correspondiente.
En las sesiones de revisión de los nuevos parámetros de
operación de la caldera se determinó que los ajustes anteriores
aplican para la línea de bajo fuego, cuya válvula pasará a operar
en el rango (16 a 0,7) psig, recordando que el rango de diseño
es (30 a 1,2) psig.
En cuanto a los valores de setting de presión de la válvula
de gas piloto se establece el rango de reducción (16 a 2) psig, el
valor de diseño es de (30 a 2) psig, nótese que, aunque se hace
evidente el cambio de presión del cabezal 16 psig, se conserva
el valor de setting de presión 2 psig.
d)
Sistema de aire de combustión
En base a la nueva curva de operación del soplador con el
nuevo motor de 1200 rpm, se hace la revisión y los ajustes de
diseño del sistema de aire de combustión, para adaptar los
mismos criterios de diseño en la modificación propuesta. De
dicha revisión se encontró que la práctica común para la
selección de sopladores es utilizar un margen de seguridad
cercano al 20% respecto al requerimiento de aire teórico, con el
fin de compensar los eventos definidos a continuación:
-
Exceso de aire requerido para combustión completa de
gas natural: (5 – 10) %
-
Fugas de aire a través del precalentador de aire de
combustión: 2%
-
Fugas de aire a través de la caldera o la cubierta del
calentador: 7,5%
Adicionalmente es recomendable adicionar un margen de
seguridad del 5 al 10% como contingencias ante imprevistos
TABLA IX
RELACIÓN DE VAPOR/ AIRE EN CONDICIONES DE DISEÑO (ANTES DE LA
MODIFICACIÓN)
Descripción
Aire
Vapor
Flujo con
dámper de
succión al 100%
abierto
81 Tm/h
100%
68 Tm/h
100%
Flujo a carga
pico (100%
flujo gas)
68 Tm/h
84%
60 Tm/h
88%
Flujo a carga de
diseño (MCR)
64 Tm/h
79%
57 Tm/h
83%
Flujo de aire
teórico con
relación al MCR
59 Tm/h
73%
N.A.
N.A.
Mínima carga
operativa
caldera (35%
aire)
28 Tm/h
35%
25 Tm/h
37%
Corte por bajo
flujo aire (30%)
24 Tm/h
30%
21 Tm/h
32%
Mínimo flujo
gas posible en
quemadores
16 Tm/h
19%
14 Tm/h
20%
TABLA X
RELACIÓN DE VAPOR/ AIRE EN CONDICIONES DE DISEÑO (DESPUÉS DE LA
MODIFICACIÓN)
Descripción
Aire
Vapor
Flujo con
dámper de
succión al 100%
abierto
54 Tm/h
100%
45 Tm/h
100%
Flujo a carga
pico (100%
flujo gas)
45 Tm/h
84%
40 Tm/h
88%
Flujo a carga de
diseño (MCR)
Objetivo
43 Tm/h
80%
38 Tm/h
84%
Flujo de aire
teórico con
relación al MCR
39 Tm/h
73%
N.A.
N.A.
Mínima carga
operativa
caldera (35%
aire)
19 Tm/h
35%
17 Tm/h
37%
Corte por bajo
flujo aire (30%)
16 Tm/h
30%
14 Tm/h
32%
Mínimo flujo
gas posible en
quemadores
16 Tm/h
29%
14 Tm/h
31%
durante la operación. Estos resultados son explicados en las
tablas IX y X
Scientia et Technica Año XXVIII, Vol. 28, No. 03, julio-septiembre de 2023. Universidad Tecnológica de Pereira.
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Conservando las relaciones de diseño de la caldera se
escalan los nuevos flujos de operación, para la nueva condición
de la caldera.
La tabla x muestra que el ajuste del criterio original de los
datos de diseño de la caldera para el sistema de aire de
combustión es aplicable de manera satisfactoria a la
modificación propuesta en la caldera. Se puede observar que,
con el cambio del motor y el nuevo límite de operación de la
caldera de 38 Tm/h, todavía se dispone de un exceso de aire del
18% para hacer frente a las contingencias previamente
definidas. Este exceso de aire tiene en cuenta todas las
necesidades, excepto el aire adicional requerido para la
combustión del gas natural, el cual ya está incluido en los
valores de la tabla.
IV.
CONCLUSIONES
Con base en los resultados obtenidos de la caracterización
energética, se ha identificado que la compañía cuenta con todas
las herramientas y la capacitación necesaria para cumplir con el
Sistema de Gestión Energética de acuerdo con la norma ISO
50001:2018. Esto permite desarrollar mejoras tecnológicas de
mediana y alta inversión. Además, es importante seguir el plan
de acción propuesto por los gestores energéticos para cerrar las
brechas identificadas, así como continuar monitoreando y
evaluando los ahorros obtenidos con la implementación del
sistema. Asimismo, se recomienda documentar el Sistema de
Gestión Energética de la compañía, con el objetivo de estar
preparados para una auditoría externa y obtener la certificación.
La implementación de este sistema permitirá a la compañía
obtener beneficios económicos considerables, como ahorros
logísticos y de planta de aproximadamente COP 9 mil millones,
asociados a una programación integral de la producción de la
planta de fertilizantes. Además, se espera mejorar las utilidades
operativas, que podrían aumentar del 5,8% al 7,3%. Asimismo,
se buscará maximizar el uso de los activos de producción de
energía eléctrica y optimizar el consumo de materias primas,
insumos y servicios industriales utilizados en la producción.
Es importante destacar que el Sistema de Gestión Energética
es un ciclo de mejora continua, y la planificación energética
juega un papel fundamental como base de las estrategias para
mejorar el rendimiento energético. Por lo tanto, es crucial que
la compañía cuente con controles de gestión rigurosos para
garantizar el correcto funcionamiento del sistema. En este
sentido, se propone una serie de acciones y documentación que
deben llevarse a cabo para obtener la certificación, cumpliendo
con los requisitos de la norma y abordando las brechas
identificadas en la empresa. Esto permitirá la implementación
exitosa de la norma NTC-ISO 50001.
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Requisitos con orientacion para su uso, 1st ed. Suiza: ISO, 2011.
Guillermo Valencia Ochoa, Nació en
Barranquilla, Atlántico, Colombia en 1984.
Obtuvo su licenciatura en Ingeniería
Mecánica de la Universidad del Norte,
Colombia; Magíster en Ingeniería
Mecánica, línea de Conversión de Energía,
de la Universidad del Norte, Colombia.
Doctorado en Ingeniería, con enfoque en
Energía,
Termodinámica
y
Medio
Ambiente, de la Universidad Pontificia Bolivariana, Colombia.
También es profesor asistente del Programa de Ingeniería
Mecánica, Especialización en Gestión Eficiente de Energía y
Maestría en Gestión de Energía de la Universidad del Atlántico.
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-9428-7492
Alexis Morales Medrano, Nació en
Barranquilla, Atlántico, Colombia.
Obtuvo una licenciatura en Ingeniería
Química de la Universidad del Atlántico
en Barranquilla, Colombia. Desde 2019
hasta 2021, formó parte del Grupo de
Investigación en Eficiencia Energética de
la Universidad del Atlántico. Durante la
última década, ha estado trabajando en el
sector energético, implementando sistemas de gestión
energética en empresas industriales.
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7697-9348
126
Scientia et Technica Año XXVIII, Vol. 28, No. 03, julio-septiembre de 2023. Universidad Tecnológica de Pereira.
Dora Villada Castillo, Ingeniera
Agroindustrial de la Universidad La Gran
Colombia, Colombia; Máster en Ciencia y
Tecnología de Alimentos de la
Universidad de Pamplona, Colombia;
Especialista en Docencia y
Administración Universitaria de la
Universidad de Santander, Colombia.
Actualmente, profesora de tiempo completo en el
Departamento de Ciencias Ambientales de la Universidad
Francisco de Paula Santander, Colombia. Reconocida como
Investigadora Asociadoa (I) por Colciencias. Área de
investigación: Uso de Bioproductos y Residuos
Agroindustriales.
ORCID: https://orcid.org/0000-0003-3794-928X