Las 5 mejores mediciones para la eficacia energética

Informe de ingeniería
Las 5 mejores mediciones
para la eficacia energética
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Las 5 mejores mediciones para la eficiencia
energética
Su planta de procesos es única. Identificar dónde se consume la energía, y dónde se
puede ahorrar sigue siendo un desafío para muchos gerentes de planta. El consumo
de la energía dentro de las instalaciones industriales es muy complejo. Existen miles
de procesos de fabricación en funcionamiento y no existen dos exactamente
iguales, incluso dentro de la misma organización. Sin embargo, las oportunidades
para ahorrar energía son significativas y los resultados hacen que casi cualquier
mejora valga la pena. Entonces, la pregunta es ¿por dónde empezar?
En el presente informe identificamos cinco principales prioridades de medición que
deberían ser un factor a tener en cuenta para cualquier equipo de gestión de planta
que busque obtener una mejor comprensión del consumo de la energía de procesos.
Para cada una de estas áreas, unas prácticas efectivas de medición y monitorización le
permitirán realizar una mejor gestión del consumo de energía en toda la planta.
Estas son algunas de las principales prioridades de medición para mejorar la eficacia
energética, además de aumentar la seguridad y la confiabilidad:

Líquidos de servicios públicos: medición de caudales y gestión del consumo
Una planta papelera de Nueva Inglaterra está ahorrando USD 1 millón al año al
controlar más de cerca el vapor, el aire y el agua.

Aire comprimido: medición del caudal para identificar fugas y gestión del
consumo
En América del Sur, una planta química está ahorrando USD 750.000 al año gracias
una mejor manera de medir el caudal de aire comprimido.

Calderas: mejor medición del nivel del colector de vapor
En Estados Unidos, una planta papelera minimizó los disparos de las calderas
durante la puesta en marcha a través de mediciones más precisas del nivel de la
caldera.

Intercambiadores de calor: predicción y detección de obstrucciones
Las refinerías de petróleo están utilizando instrumentación inalámbrica para brindarles
visibilidad a los operarios respecto del rendimiento de los intercambiadores de calor a fin
de alcanzar un menor consumo de combustible y una mejor calidad del producto.

Sistema de vapor: monitorización de purgadores de vapor
Barking Power, una planta generadora de energía del Reino Unido, encontró una
fuga en un purgador de vapor que les estaba costando USD 2.200 por día.
A continuación se explica cada ejemplo, por qué es importante y qué se puede
hacer para lograr el ahorro de energía.
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Líquidos de servicios públicos: medición de caudales
y gestión del consumo
Los líquidos de servicios públicos son el elemento vital de la planta. El agua, el
aire, el gas y el vapor son todos fundamentales para sus operaciones. La falta
de cualquiera de ellos podría provocar el cierre de la planta. Los clientes suelen
decirnos: “Por supuesto, puedo decirle cuánto gas natural compramos en un año,
pero no tengo ni idea de cuánto utiliza cada unidad de proceso”. Cada planta es
diferente, pero es razonable decir que, para la mayoría de las plantas, entre el 5%
y el 15% de la energía de un sitio se desperdicia en líquidos de servicios públicos
perdidos o derrochados. Esta podría ser una oportunidad para ahorrar entre
USD 1 millón y USD 15 millones por año.
Medir el caudal de todos los líquidos de servicios públicos en su planta es
importante para comprender los patrones de consumo. Los caudalímetros brindan
mediciones del caudal del proceso que son esenciales para la gestión energética.
Medir el caudal en varias ubicaciones del proceso ayuda a informar actividades que
son importantes para mejorar la eficacia energética, como equilibrar el caudal de
energía a los puntos de uso, detectar fugas y cambios inusuales en el consumo,
priorizar acciones de ahorro de energía y comunicar los indicadores clave de
rendimiento (KPI) al personal de planta.
El caudalímetro Annubar™ 3051SFA Rosemount™ es solo uno de los tantos
caudalímetros que ofrece Emerson™. Cada uno tiene características o funciones
únicas que lo hacen apto para tipos específicos de líquidos y aplicaciones. Por
ejemplo, los caudalímetros integrados de presión diferencial (DP) tienen un costo
de instalación mucho más bajo que algunos medidores convencionales. Si el
costo y tiempo de instalación es una preocupación importante, también debería
considerar implementar un sistema inalámbrico. Los instrumentos Smart Wireless
Rosemount se pueden instalar a tan solo una cuarta parte del costo de los
instrumentos cableados.
Recomendamos medir el caudal de cada líquido de servicios públicos en todos los
centros de control de la energía: los principales consumidores de energía o las
principales subsecciones de la planta. Los caudalímetros envían información a un
sistema de información de gestión energética (EMIS), que interpreta y analiza la
información, y que puede alertarlo sobre cambios que indiquen un desperdicio de
energía. El software Energy Advisor de Emerson es un simple agregado al OSIsoft®
PI System, líder de la industria, y a otras aplicaciones históricas. Con este software,
tendrá un sistema de información integral que le otorga visibilidad y una capacidad
de toma de decisiones energéticas para el funcionamiento de su planta. En pocas
palabras, el caudalímetro de Rosemount, junto con el software EMIS, le brinda la
oportunidad de recuperar parte del 15% de energía desperdiciada en sus sistemas
de servicios públicos.
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Para ayudar a compensar el costo de la subida de los precios del combustible, una
planta de celulosa y papel de Nueva Inglaterra implementó un programa integral de
gestión energética. “Rápidamente nos dimos cuenta de que, para ahorrar energía,
necesitábamos medirla”, explicó el gerente energético de la papelera. “Sabíamos
cuál era el consumo energético total, pero nunca habíamos medido las áreas
energéticas individuales”. Después de considerar distintas tecnologías de medición
del caudal, la papelera instaló dos redes inalámbricas, cada una con un Smart
Wireless Gateway que se integró a la perfección con su sistema de control DeltaV™.
Se instalaron un total de 60 caudalímetros inalámbricos Annubar 3051SFA
Rosemount en líneas de vapor, aire, agua templada, agua natural y condensado.
“Ahora podemos dar cuenta de casi todo el consumo de energía dentro de la
planta”, afirmó el ingeniero de proyecto. “La información inalámbrica nos permitió
centrar nuestra atención primero en las áreas de alta cantidad de energía y en las
que tienen el mayor impacto en nuestros costos”. El resultado para esta papelera
es que el proyecto se amortizó en menos de ocho meses, con ahorros de más de
USD 1 millón en costos de energía en el primer año.
Aire comprimido: medición del caudal para identificar
fugas y gestión del consumo
El sistema de aire comprimido de su planta consume mucha energía. Los sistemas
de aire comprimido generalmente tienen muchas fugas y otros problemas que
llevan al desperdicio de una gran cantidad de producto. Medir el caudal de un
sistema de aire comprimido ayuda a identificar las áreas de consumo excesivo y a
realizar una mejor gestión del consumo del aire en general. La mejor manera de
realizar la medición del consumo de aire es con varios puntos de medición del
caudal en todo el sistema de aire comprimido: las mediciones del caudal se pueden
realizar en cada compresor, en los cabezales y en cada ramificación principal.
Aumentar los puntos de medición del caudal le permite controlar más de cerca
las fugas y administrar mejor el estado del sistema de aire comprimido.
La medición del caudal se puede realizar de distintas maneras y cada tipo de
medición del caudal causará una pérdida permanente de presión (PPL) en cada
punto de medición. Estas pérdidas permanentes de presión se agregan al gran
desperdicio de energía causado por los compresores. Por esta razón, es
fundamental dar cuenta de la PPL causada por la instalación de caudalímetros
adicionales en un sistema de aire comprimido. El caudalímetro Annubar 3051SFA
Rosemount tiene un impacto mucho menor sobre la presión que otros
instrumentos de medición. Por ejemplo, promedia solo el 5% de la PPL de un
caudalímetro de placa de orificio, el tipo de dispositivo de medición de caudal más
utilizado. Este nivel más bajo de PPL es insignificante en el cálculo de energía
consumida en el sistema de aire comprimido.
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En un caso registrado, una planta química de América del Sur logró un drástico
aumento en la eficacia del sistema de aire comprimido y redujo los costos de
electricidad. En este caso, el consumo de aire comprimido estaba subiendo
rápidamente, aumentando los costos operativos e impulsando la necesidad de una
mayor capacidad. Esta planta estaba preocupada por el riesgo de escasez de aire
comprimido, lo cual podía llegar a provocar la falla del equipo neumático. Los
ingenieros descubrieron que los caudalímetros de placa de orificio estaban creando
una PPL alta en el sistema de aire comprimido. Su solución incluyó la remoción
de los caudalímetros de placa de orificio y la instalación de 10 caudalímetros
Annubar de Rosemount: nueve para monitorizar la salida de cada uno de los nueve
compresores y uno para medir el caudal en el cabezal principal. Estos 10 puntos de
medición del caudal les permitieron a los operadores identificar el aumento del
consumo en forma temprana, sin la pérdida innecesaria de presión del sistema que
estaban causando las placas de orificio. Como resultado de la instalación de los
caudalímetros Annubar de baja pérdida de presión, esta planta tuvo una mejora del
10% en la eficacia general del sistema de aire comprimido y una reducción anual de
USD 750.000 en costos de electricidad, con el beneficio agregado de una presión
mejorada de la línea en ubicaciones remotas del sistema.
Calderas: mejor medición del nivel del colector de vapor
En las calderas, el nivel del agua contenida en el colector de vapor debe controlarse
con precisión para optimizar la producción de vapor, maximizar la eficiencia de las
calderas y mantener un funcionamiento seguro. Si el nivel del agua es muy bajo,
existe el riesgo de que se dañe la caldera y un riesgo significativo de costosos
disparos de la caldera. Si el nivel del agua es muy alto, el agua podría trasladarse con
el vapor, lo que reduce la eficacia de la transferencia de calor y puede causar daños a
la turbina corriente abajo. El rendimiento más eficiente del sistema de vapor es
cuando las calderas están operando en forma estable y se evitan costosos ciclos
repetidos de parada, purga y puesta en marcha. Las mediciones confiables del
nivel del colector son un factor importante a la hora de alcanzar la condición de
funcionamiento deseada.
Tradicionalmente, el nivel del agua de la caldera de vapor se mide a través de
distintos métodos, que incluyen procesos mecánicos simples y distintos sistemas
de calibración electrónica. El código para recipientes a presión y calderas (BPVC)
requiere una indicación visual local del nivel de agua del colector. Esto se logra
mediante el uso de vidrios, indicadores de nivel magnéticos o sistemas tales como
el sistema de calibración electrónica Hydrastep™ de Emerson. El BPVC también
requiere mediciones de nivel adicionales y redundantes del líquido del colector de
la caldera. Se utilizan sistemas electrónicos más avanzados para controlar el nivel
del agua de la caldera. Estos sistemas avanzados para el control del nivel del
colector de la caldera emplean mediciones de nivel por presión diferencial. Estas
mediciones se pueden ajustar a los parámetros de presión y temperatura de la
caldera para compensar la densidad y obtener mejores cálculos del nivel.
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En algunas situaciones, un transmisor de radar de onda guiada (GWR) ofrece una
alternativa para la medición del nivel del colector de vapor. Los transmisores GWR
pueden medir el nivel de una manera que es completamente independiente de la
densidad del líquido, de modo que no se necesita la complejidad que implica la
compensación de densidad. En una instalación típica, el transmisor GWR se monta
en la parte superior de una cámara que es externa a la caldera, con una sonda que
se extiende desde el GWR hasta el fondo de la cámara. Al utilizar información del
nivel en la estrategia de control, se puede lograr el control del nivel del colector.
Para cumplir con los requisitos de BPVC para la redundancia en las aplicaciones del
nivel del colector de la caldera, se puede utilizar una medición de nivel por presión
diferencial además del radar de onda guiada. Juntos, estos dispositivos ofrecen una
solución de poco mantenimiento que brinda un alto grado de precisión para el
control del nivel del colector de la caldera.
Veamos un ejemplo: una importante papelera de Estados Unidos estaba sufriendo
una pérdida de la producción y el aumento de los costos de los servicios públicos
debido al disparo de la caldera durante las puestas en marcha de rutina. Los
disparos de la caldera eran causados por un error de lectura del nivel de la caldera
de un transmisor de presión diferencial instalado con las líneas de impulsión. El
transmisor de nivel por presión diferencial se calibró para la presión y temperatura
de operación de toda la caldera. Sin embargo, durante la puesta en marcha,
cuando la caldera estaba fría, las diferencias de densidad del agua y el vapor
causaron errores en las lecturas del nivel de presión diferencial. La solución fue
complementar la medición por presión diferencial con un radar de onda guiada
5301 de Rosemount con compensación dinámica de vapor. Con lecturas de nivel
más precisas durante todas las condiciones de los procesos, desde la puesta en
marcha hasta el resultado total, se logró minimizar los disparos de la caldera. La
papelera ahora disfruta de una mayor eficacia de la caldera, una menor cantidad de
paradas del proceso no planificadas y una mayor producción.
Intercambiadores de calor: predicción y detección de
obstrucciones
Las instalaciones de procesos pueden tener cientos de intercambiadores de calor,
que pueden obstruirse con el tiempo, afectando directamente a la capacidad de
producción, los costos de mantenimiento y el consumo energético. La obstrucción
de los intercambiadores de calor puede aumentar a causa de muchos factores, que
incluyen sedimentos, corrosión, descomposición y cristalización. Sin embargo,
debido a la dificultad y al alto costo percibido de la monitorización en tiempo real,
muchos intercambiadores de calor solo reciben una verificación periódica, durante
las rondas de campo. Los operadores, que utilizan métodos de medición visuales y
manuales, suelen tener dificultades para detectar signos de contaminación y, con el
tiempo, se producen acumulaciones. La acumulación impide la transferencia de
calor, reduce la producción y aumenta el consumo de energía. Los costos de
energía aumentan cuando la obstrucción requiere que se suministre más calor
para un cambio de temperatura necesario.
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¿No sería grandioso si pudiera mantener la capacidad de producción óptima y
detener las pérdidas energéticas en hasta un 10% anual al saber siempre cuándo
es momento de limpiar los intercambiadores de calor? Estos dos resultados son
posibles con el uso de la solución Heat Exchanger Health Monitoring de Emerson.
Brinda mediciones de temperatura y presión establecidas en tendencias,
registradas y analizadas para alertar a los operadores sobre posibles problemas
de diseño u obstrucción antes de que surjan. Estas herramientas les brindan a los
operadores toda la información (transferencia de calor calculada, coeficiente de
transferencia de calor del intercambiador, factores de obstrucción y costo de la
degradación) que necesitan los ingenieros para mantener los intercambiadores de
calor en niveles de rendimiento óptimos.
La solución Heat Exchanger Health Monitoring de Emerson está compuesta por
software e instrumentos listos para utilizar. Los transmisores de presión inalámbricos
de Rosemount se utilizan para detectar aumentos en la presión diferencial en lados
calientes o fríos del intercambiador de calor, lo que indica que un intercambiador
específico necesita limpieza. Los caudalímetros por presión diferencial inalámbricos
de Rosemount miden el caudal a través de cualquiera de los dos lados del
intercambiador para calcular la transferencia de calor y para detectar tasas altas de
obstrucción. Los transmisores inalámbricos de temperatura de puntos múltiples de
Rosemount pueden monitorizar hasta cuatro canales de temperatura, lo que permite
medir los diferenciales de temperatura de entrada/salida para los lados fríos y
calientes del intercambiador. El Smart Wireless Gateway conecta la red del
instrumento de organización automática con el sistema host y las aplicaciones de
datos. AMS™ Suite de Emerson: los gráficos de activos para las operaciones (Asset
Graphics for Operations) ofrecen visualizaciones gráficas en tiempo real que indican
un funcionamiento anormal, incluyendo notificaciones de tasas altas de obstrucción
o “limpieza necesaria” del intercambiador.
Implementar la monitorización del estado de los intercambiadores de calor puede
mejorar la planificación de la producción al permitirle programar con precisión la
limpieza de los intercambiadores de calor más obstruidos a fin de mantener una
transferencia de calor óptima y reducir la pérdida de energía en hasta un 10%.
La monitorización del estado de los intercambiadores de calor produjo grandes
resultados para las refinerías de petróleo. En cada refinería de petróleo hay cientos
de intercambiadores de calor. La obstrucción gradual de los intercambiadores de
calor reduce la transferencia de calor, lo que requiere que se queme más
combustible. Con el tiempo, el calentador de crudo alcanzará su capacidad
máxima, que luego puede limitar la producción de la refinería y reducir la calidad
del producto. Agregar instrumentos inalámbricos de presión y temperatura es
económico y fácil de implementar, y les brinda a los operadores visibilidad del
rendimiento de los intercambiadores de calor. Al monitorizar las temperaturas de
entrada y salida, y los caudales de proceso tanto del lado frío como del caliente, los
operadores pueden disminuir el consumo de combustible y reducir los costos de
energía, además de garantizar una mayor utilización de la unidad y una calidad de
producto más constante.
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Sistema de vapor: monitorización de purgadores
de vapor
La mayoría de las plantas industriales utilizan calor de vapor para brindar la energía
que impulsa los procesos. Los componentes evidentes de este sistema de vapor
son las calderas y las líneas de distribución de vapor. Un componente fundamental
del sistema de vapor que se suele pasar por alto son los purgadores de vapor: las
válvulas mecánicas que dejan salir el agua condensada del sistema pero mantienen
el vapor adentro. Una planta grande puede tener miles de purgadores de vapor
distribuidos en todo el sistema de vapor.
Cuando un purgador de vapor falla, lo hace en una de dos maneras: abierto o cerrado.
Un purgador de vapor abierto tiene fugas y desperdicia una energía valiosa. Un
purgador de vapor cerrado permite que el agua condensada se acumule en la tubería
de vapor, creando problemas de confiabilidad y causando eventos de “golpe de ariete”
que pueden dañar el sistema de vapor y cualquier equipo conectado de la planta. Los
purgadores de aire tienen una vida útil promedio de aproximadamente cinco años, de
modo que el reemplazo periódico de los purgadores en falla es esencial para el correcto
funcionamiento del sistema de vapor.
Los purgadores de vapor en falla no siempre son evidentes. Por lo general, se detectan
durante las rondas de inspección manual que se programan solamente en forma anual,
o incluso con menor frecuencia. La factura de energía de una planta promedio puede
ser de entre USD 20 millones y USD 30 millones por año y, según el Departamento de
Energía de EE. UU.(1), “en los sistemas de vapor que no recibieron mantenimiento
durante tres a cinco años, es posible que haya fallado entre el 15% y 30% de los
purgadores de vapor instalados, permitiendo que escape el vapor activo”.
El transmisor acústico inalámbrico 708 Rosemount, que opera en una red
Smart Wireless de Emerson, monitoriza los purgadores de vapor de manera
continua y detecta las deficiencias inmediatamente. El dispositivo en sí mismo no es
intrusivo y es muy fácil de instalar: simplemente se ajusta a la tubería con bandas de
montaje de acero inoxidable, corriente arriba del purgador de vapor. Pequeño y
liviano, este dispositivo se puede instalar sin inconvenientes en espacios limitados
y áreas peligrosas. Recomendamos monitorizar todos los purgadores principales:
los que tengan altas probabilidades de pérdida de vapor si fallan estando abiertos y
los que tengan una función indispensable en el proceso. Los transmisores 708 de
Rosemount se organizarán automáticamente en una red que ofrecerá información
en tiempo real sobre el estado del sistema de vapor.
En Barking Power, una planta generadora de energía del Reino Unido, se instalaron
35 transmisores acústicos en los purgadores de vapor. En la primera semana de
operación, esta nueva tecnología identificó una fuga en un purgador de vapor
sobrecalentador de alta presión. Se calculó que el costo de esa fuga era de más de
€ 1.400 (USD 2.200) por cada 24 horas de funcionamiento. “Estos dispositivos nos
dan un mejor panorama de lo que está pasando”, aseguró Tony Turp, ingeniero de
1.
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Departamento de Energía de EE. UU. Oficina de Fabricación Avanzada. Eficiencia Energética y Energía Renovable. Consejos de vapor Hoja n.º 1 DOE/GO-102012-3401.
Enero de 2012. Archivo PDF.
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control senior. Además destacó que la planta ahora puede hacer un mejor uso de
sus recursos de mantenimiento al planificar las reparaciones por adelantado. “En
general, mejoramos la eficacia de la planta, disminuimos las pérdidas de vapor y
mejoramos la seguridad y productividad de nuestro personal”, agregó Turp.
La empresa petroquímica sudafricana Sasol Technology instaló transmisores
acústicos en 20 purgadores de vapor principales y obtuvo aproximadamente
USD 42.000 en ahorros anuales en costos de vapor. Además, como las inspecciones
manuales de dichos purgadores ahora se redujeron a unas pocas al año, la empresa
también logró un ahorro de USD 15.627 en costos de mantenimiento anuales.
“Con una monitorización acústica en línea, la planta ahora recibe una advertencia
temprana cuando fallan los purgadores”, explicó el Dr. André Joubert, gerente de
sistemas de control e instrumentación de Sasol. “En general, los transmisores
acústicos inteligentes se amortizaron en menos de tres meses”.
No se puede gestionar lo que no se mide
Arriba se presentaron varios ejemplos en los cuales las plantas industriales utilizaron
mejores tecnologías de medición para ahorrar energía y así reducir los costos
operativos. Una planta papelera de Nueva Inglaterra está ahorrando USD 1 millón al
año al controlar más de cerca su consumo de vapor, aire y agua. En América del Sur,
una planta química está ahorrando USD 750.000 al año gracias una mejor manera
de medir el caudal de aire comprimido. En Estados Unidos, una planta papelera
minimizó los disparos de las calderas durante la puesta en marcha a través de
mediciones más precisas del nivel de la caldera. Las refinerías de petróleo están
utilizando instrumentación inalámbrica para brindarles visibilidad a los operarios
respecto del rendimiento de los intercambiadores de calor a fin de alcanzar un
menor consumo de combustible y una mejor calidad del producto. Una planta
generadora de energía encontró una fuga en un purgador de vapor que les estaba
costando USD 2.200 por día. Una compañía petroquímica de Sudáfrica ahorró
aproximadamente USD 42.000 anuales en costos de vapor al instalar transmisores
acústicos. Su situación es única, pero implementar al menos una de estas cinco
estrategias de medición lo iniciará en el camino del ahorro de energía en su planta.
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Para obtener recursos adicionales sobre el uso de mediciones para
aumentar la eficacia y la confiabilidad energéticas en toda la planta,
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Rosemount y el logotipo de Rosemount son marcas comerciales de
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