15 10

IDENTIFICACIÓN DE OPORTUNIDADES DE MEJORAMIENTO EN EL AREA DE ENERGÍA DE MANUELITA S.A., QUE APORTEN EN EL INCREMENTO

DE LA EFICIENCIA DE LAS CALDERAS 5, 6 Y 7.

NATALY SOFFIA GONZALEZ SILVA

UNIVERSIDAD AUTONOMA DE OCCIDENTE FACULTAD DE INGENIERIA

DEPARTAMENTO DE ENERGETICA Y MECANICA PROGRAMA INGENIERIA MECANICA

SANTIAGO DE CALI 2007

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IDENTIFICACIÓN DE OPORTUNIDADES DE MEJORAMIENTO EN EL AREA DE ENERGÍA DE MANUELITA S.A., QUE APORTEN EN EL INCREMENTO

DE LA EFICIENCIA DE LAS CALDERAS 5, 6 Y 7.

NATALY SOFFIA GONZALEZ SILVA

Trabajo de pasantía para optar el título de Ingeniera Mecánica

Director NESTOR ARTURO PINCAY

Ingeniero Mecánico

UNIVERSIDAD AUTONOMA DE OCCIDENTE FACULTAD DE INGENIERIA

DEPARTAMENTO DE ENERGETICA Y MECANICA PROGRAMA INGENIERIA MECÁNICA

SANTIAGO DE CALI 2007

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Santiago de Cali, 24 de Julio de 2007

Nota de aceptación: Aprobado por el Comité de Grado en cumplimiento de los requisitos exigidos por la Universidad Autónoma de Occidente para optar el título de Ingeniera Mecánica.

Ing. NESTOR ARTURO PINCAY Director

13

CONTENIDO

Pág. INTRODUCCION 15 1. GENERALIDADES 15 2. GENERACION DE VAPOR, INSPECCION Y DIAGNOSTICO DEL ESTADO DE LAS CALDERAS

20

2.1. PARAMETROS PARA UNA BUENA OPERACIÓN DE LAS CALDERAS

23

2.1.1. Calidad del combustible 23 2.1.2. Relación aire/combustible 25 2.1.3. Calidad del agua 28 2.2. GENERADORES DE VAPOR 31 2.2.1. Caldera 7 31 2.2.2. Calderas 5 Y 6 34 2.3. REPORTES DE LAS CALDERAS 5, 6 Y 7 36 2.3.1. Análisis de aguas 36 2.3.2. Emisión de gases 37 2.3.3. Consumo de combustible 40 2.3.4. Inspecciones en el área de las calderas 5, 6 Y 7 43 2.3.5. Inspecciones de mantenimiento en el área de calderas 5, 6 Y 7 68 3. EVALUACION DE EFICIENCIA DE CALDERAS 82 3.1. VERIFICACION DE INSTRUMENTOS DE MEDICION 82 3.2. MATERIALES Y METODOS 85 3.2.1. Trabajo en campo 86 3.2.2. Trabajo en el laboratorio 88 3.3. RESULTADOS 88 4. CALCULO DE EFICIENCIA ENERGETICA 100 5. ANALISIS DE RESULTADOS 103 6. GRUPO DE MEJORAMIENTO DEL AREA DE ENERGIA 105 6.1. GARANTIZAR LA CONFIABILIDAD DE LOS EQUIPOS 108 6.2. HACER GESTION ENERGETICA 109 6.3. OPTIMIZAR LOS PROCESOS 111 6.4. ADOPTAR EL MODELO DE ATENCION DIFERENCIADO 118 6.5. REALIZAR VIGILANCIA TECNOLOGICA 119 6.6. POTENCIAR EL RECURSO HUMANO 120 7. RUTAS DE INSPECCION 124 8. CONCLUSIONES 125 9. RECOMENDACIONES 126 BIBLIOGRAFIA 127 ANEXOS 128

14

LISTA DE TABLAS

Pág. Tabla 1. Equipos que conforman la etapa de preparación de caña 18 Tabla 2. Análisis próximo para bagazo 2006 24 Tabla 3. Análisis próximo para carbón 2006 26 Tabla 4. Condiciones de operación caldera 7 32 Tabla 5. Condiciones de operación calderas 5 y 6 34 Tabla.6. Comparación de resultados de análisis Nalco-Mansa, septiembre de 2006

37

Tabla 7. Comparación de resultados de análisis Nalco-Mansa, octubre de 2006.

37

Tabla 8. Condiciones de alturas mínimas para emisión de gases 38 Tabla 9. Resumen de resultados de la evaluación de emisiones de la caldera 7, 23 y 24 de octubre 2006

39

Tabla 10. Consumo de bagazo en calderas entre los periodos 2001-2006 40 Tabla 11. Comparativo de consumo de carbón 2001-2006 41 Tabla 12. Formato para registro de mediciones 85 Tabla 13. Instrumentación para la medición de gases y temperaturas de combustión

85

Tabla 14. Puntos de medición de temperaturas de combustión 87 Tabla 15. Análisis para la caracterización de combustibles y residuos de combustión

88

Tabla 16. Análisis próximo de bagazo 88 Tabla 17. Análisis de cenizas 89 Tabla 18. Parámetros operacionales de la caldera 89 Tabla 19. Gases de combustión a la salida de la caldera - Entrada al calentador de aire lado oriental

89

Tabla 20. Gases de combustión a la salida de las calderas - Entrada al calentador de aire lado occidental

90

Tabla 21. Gases de combustión a la salida del calentador 90 Tabla 22. Temperaturas de combustión 92 Tabla 23. Análisis próximo de bagazo 93 Tabla 24. Análisis de cenizas 93 Tabla 25. Parámetros operacionales de la caldera 93 Tabla 26. Gases de combustión – Entrada del calentador 94 Tabla 27. Gases de combustión - Salida del calentador 94 Tabla 28. Temperaturas de combustión 96 Tabla 29. Análisis elemental de carbón 96 Tabla 30. Análisis próximo de carbón 96 Tabla 31. Análisis de granulometría 96 Tabla 32. Análisis de cenizas 97 Tabla 33. Parámetros operacionales de caldera 97

15

Tabla 34. Gases de combustión - Entrada calentador 97 Tabla 35. Gases de combustión - Salida calentador 98 Tabla 36. Temperaturas de combustión 99 Tabla 37. Pérdidas de energía por excesos de aire 103

16

LISTA DE FIGURAS

Pág. Figura 1. Patios Caña 17 Figura 2. Distribución de los equipos de preparación en la línea del tándem 1

18

Figura 3. Distribución de los equipos de preparación en la línea del tándem 2

18

Figura 4. Esquema del sistema de generación de vapor 20 Figura 5. Distribución de vapor - Programa Experion 21 Figura 6. Circuito de transporte de bagazo 22 Figura 7. Sistema de transporte de ceniza 23 Figura 8. Sistema de distribución de aires en las calderas 27 Figura 9. Vista aérea de los 9 tanques de almacenamiento de agua 29 Figura 10. Pantalla de control de operación de las calderas, Experion. 31 Figura 11. Pantalla de bagazo 33 Figura 12. Alimentador de carbón 35 Figura 13. Zapatones de alimentador de carbón quemados 36 Figura 14. Registros históricos de emisiones de partículas a la atmósfera de las calderas 6 y 7

39

Figura 15. Consumo de bagazo en calderas 2001-2006 40 Figura 16. Comparativo de consumo de carbón 2001-2006 41 Figura 17. Carbón recibido a la descarga de la parrilla 42 Figura 18. Material refractario del cabezal frontal deteriorado 43 Figura 19. Ausencia de zapatas en parrilla 44 Figura 20. Zapatas quemadas 44 Figura 21. Alimentador de carbón N°1 con zapatones desalineados y residuos de carbón

44

Figura 22. Alimentador de carbón N°2 en buen estado 45 Figura 23. Alimentadores de bagazo 45 Figura 24. Separación de chiller con la pared 46 Figura 25. Deterioro de refractario exponiendo los orificios de sobrefuego y reinyección

46

Figura 26. Descamación de los tubos de pared de agua (zona de alta temperatura)

47

Figura 27. Tabletas refractarias caídas y desalineadas 47 Figura 28. Deterioro de la superficie de la tubería 48 Figura 29. Parte interna del calentador 48 Figura 30. Tubería de super heater 49 Figura 31. Alimentador de bagazo 49 Figura 32. Pared posterior caldera 5 50 Figura 33. Desalineamiento de las zapatas de parrilla 50

17

Figura 34. Ventilador de tiro inducido con 100% de apertura de dampers

51

Figura 35. Calentador de gases 51 Figura 36. Nariz del hogar de la caldera 52 Figura 37. Capa de ceniza incrustada en las pantallas de bagazo (se remueve fácilmente)

52

Figura 38. Incrustación externa en los tubos 52 Figura 39. Deformación de manhole del cenicero por el calor generado debido a la combustión que se genera en el cenicero por la mezcla de aire y combustible sin quemar

53 Figura 40. Deterioro de superficies internas del lavador de gases por corrosión, afectado directamente por el contenido de azufre de los gases

53 Figura 41. Láminas de tolvas alimentadoras de bagazo con deformación y desgaste.

54

Figura 42. Incrustación de ceniza. 54 Figura 43. Damper de tiro forzado sin desgaste 54 Figura 44. Ladrillos refractarios mal ubicados y ausencia de algunos de ellos, provocando pérdida de calor y permitiendo entradas de aire

55

Figura 45. Se observan superficies brillantes de los tubos, se considera señales de desgaste abrasivo

55

Figura 46. Señal de fuga encontrada en un tubo por la nariz de la caldera, la parte blanca indica exceso de soda en el agua

55

Figura 47. Desgaste de cadenas de alimentador de bagazo 56 Figura 48. Reparación de fuga de tubo de pared 56 Figura 49. Flama en manhole del cenicero 57 Figura 50. Entrada de aire por falta de junta entre tolva y pared de la caldera

58

Figura 51. Láminas de tolvas de bagazo deterioradas 58 Figura 52. Tapa del calentador 58 Figura 53. Ciclones 59 Figura 54. Manhole superheater 59 Figura 55. Deterioro láminas del domo inferior 60 Figura 56. Láminas domo superior 60 Figura 57. Techo de la caldera 61 Figura 58. Deterioro de aislamientos en ciclones 61 Figura 59. Paredes de caldera en el primer nivel presenta entradas de aire, la parte oscura indica láminas quemadas por la salida de llama cuando la caldera se presuriza

61 Figura 60. Techo del calentador con orificios de entradas de aire por falta de sello en las uniones

61

Figura 61. Falta de aislamiento en ductos al pie de la válvula de seguridad del domo de vapor, lado caldera 6

63

Figura 62.Láminas infladas a lado del domo de vapor indicando deterioro de aislamientos

63

18

Figura 63. Falta de aislamientos en junta de expansión entre la caldera y el calentador, nivel 7

63

Figura 64. Lado occidental calentador-nivel 7, se observa que alguna vez realizaron un trabajo en esta área y no realizaron el trabajo de refractarios

64 Figura 65. Pared lateral domo inferior lado caldera 6 64 Figura 66. Entrada inspección super heater-nivel 7 lado oriental, falta de sello y deterioro de lámina (deformada y quemada)

64

Figura 67. Falta de sello soplador de hollín 65 Figura 68. Deterioro de tolvas de alimentación de bagazo 65 Figura 69. Desprendimiento de lámina en pared posterior de la salida del calentador

65

Figura 70. Falta de aislamiento (aprox 14m2), tolva de reinyección. Parte posterior-nivel 3

66

Figura 71. Puerta de inspección, falta de sello, no presenta aislamiento, pared posterior hogar-nivel 3 lado oriental.

66

Figura 72. Deterioro y desalineación de ductos de aire de distribución neumática

66

Figura 73. Dilatación de láminas lado oriental-nivel 2 67 Figura 74. Esquina lado caldera 6 parte posterior. Aquí se rompió el tubo el día 20 de noviembre de 2006, después de la reparación quedaron las láminas en mal estado-nivel 1

67 Figura 75. Cabezal lado motor parrilla 2 67 Figura 76. Se encontraron indentaciones en varios tubos, lo que significa deterioro de la superficie de estos puntos

68

Figura 77. Fuga por fisura en un tubo y desgaste del tubo siguiente producido por el agua

69

Figura 78. Identificación de fuga en un tubo ubicado en la nariz de la caldera lado occidental (a), solución al problema con aplicación de soldadura por orientación del inspector (b)

69 Figura 79. Boquilla del ducto de aire secundario en la entrada al hogar de la caldera en mal estado, lo que ocasiona mala distribucion del flujo sobre el volumen del hogar

70 Figura 80. Boquilla del ducto de aire secundario en la entrada al hogar de la caldera después de ser reparada

70

Figura 81. Cambio de concrax en pantallas de bagazo 70 Figura 82. Cambio de tolvas de alimentadores de bagazo, antes (a), después (b)

71

Figura 83. Cambio de cordón y manto refractario por falta de sello lateral en parrilla

71

Figura 84. Zapatas quemadas y falta de sello central de parrilla 71 Figura 85. Se encontraron superficies brillantes en tubería, por esto se realizó prueba de espesores. Se obtuvo buenos resultados.

72

Figura 86. Tubo espaciador del super heater rozando con la pared lateral de tubos

72

19

Figura 87. Sello entre la tubería del sobrecalentador y el techo en las estado

72

Figura 88. Angulo metálico punteado indebidamente a la tubería del banco principal

73

Figura 89. Tubería del calentador de aire rota 73 Figura 90. Escombros encontrados en el calentador 73 Figura 91. Tubos del calentador de aire tapados con ceniza 74 Figura 92. Problemas en ubicación de tubos en el calentador 74 Figura 93. Deterioro de tablas refractarias (a) y deformación de láminas y ángulos internos (b)

74

Figura 94. Deterioro de boquilla de ceniza de reinyección, provocando entrada de aire por falta de sello

75

Figura 95. Se encontraron objetos que no se explica como llegaron al domo de vapor y ausencia de tuercas

75

Figura 96. Incrustaciones en tubería 75 Figura 97. No se encontraron muestras de lodos en los cabezales, indicando buen tratamiento en el agua de alimentación

76

Figura 98. Tolva de ceniza con tabletas refractarias desalineadas 76 Figura 99. Boquilla de sobrefuego carbón demasiado corta, puede generar erosion sobre la tuberia

77

Figura 100. Boquilla sobrefuego carbón demasiado cerca de la tubería de agua

77

Figura 101. En la revisión de los alimentadores de carbón se detectó la necesidad de una revisión mecánica para ajustes de elementos, como se observa en la imagen, una de las paletas impulsadotas se encontraba completamente floja

78 Figura 102. Serio desgaste en el eje de cola de la parrilla por falta de holgura entre la pared y el mismo, generando fricción en este elemento

78

Figura 103. Sello central de la parrilla en avanzado estado de deterioro 79 Figura 104. Pantallas de bagazo con presencia de incrustación de ceniza sobre su superficie, representa una disminución de la transferencia de calor

79 Figura 105. Acumulación de ceniza sobre los tubos chiller 79 Figura 106. Deformación de refuerzos de ángulo 80 Figura 107. Compuertas de acceso en la parte posterior de la parrilla con sello en mal estado permitiendo la entrada de aire a temperatura ambiente y generando mayor esfuerzo para su manipulación por parte del operario

80 Figura 108. Al realizar trabajos sobre los alimentadores de bagazo, no se tuvo la precaucion de cubrir la superficie de la parrilla quedando cubierta con concreto refrectario tapando los orificios de paso de aire del tiro forzado

80 Figura 109. Noviembre 2006 - Caldera 5 83 Figura 110. Noviembre 2006 - Caldera 6 83 Figura 111. Enero 2007 - Caldera 5 84

20

Figura 112. Enero 2007 - Caldera 6 85 Figura 113. Oxígeno en gases de combustión – Caldera 7 91 Figura 114. Monóxido en gases de combustión – Caldera 7 91 Figura 115. Temperaturas de combustión – Caldera 7 92 Figura 116. Oxígeno en gases de combustión – Caldera 6 95 Figura 117. Monóxido de carbono en gases de combustión - Caldera 6 95 Figura 118. Oxígeno en gases de combustión - Caldera 5 98 Figura 119. Monóxido de carbono en gases de combustión - Caldera 5 99 Figura 120. Ciclo PHVA, metodología utilizada para el funcionamiento de los grupos de mejoramiento continuo en Manuelita S.A.

106

Figura 121. Pilares de trabajo de Manuelita S.A. para ser competitiva en el mercado mundial

107

Figura 122. Dinámica manejada en las reuniones del grupo de mejoramiento de energía.

108

Figura 123. Miel y soda sobre las paredes y los equipos de control 109 Figura 124. Daños en el aislamiento de las paredes de tubos de agua de las calderas

109

Figura 125. Formación de avisperos en pared posterior de la caldera 5 110 Figura 126. Muestra de material incrustado en la pared posterior de la caldera

110

Figura 127. Partículas retenidas en las mallas del filtro en la línea de retorno de condensados hacia el desaireador

111

Figura 128. Restos de madera y bagazo retenidos en las mallas del filtro en la línea de retorno de condensados hacia el desaireador

111

Figura 129. Incremento de consumo en productos químicos en el año 2006

112

Figura 130. Soda cáustica 2005-2006 113 Figura 131. Presencia de dureza en ppm, en agua interna y agua de alimentación - 2006

114

Figura 132. Altos consumos de hierro 2006 115 Figura 133. Caída de bagazo a la bagacera por el conductor 9 116 Figura 134. Tobogán del conductor 9 a la mesa 10 116 Figura 135. Alimentación de cal del cargador 117 Figura 136. Enganche de pala para botar afrecho y desechos de refinería

117

Figura 137. Configuración del sistema de lavado de gases en calderas 119 Figura 138. Incauca S.A. Excesiva acumulación de ceniza en el penthouse por falta de sello con el hogar

119

Figura 139. Incauca S.A. Domo de vapor con fisura grave (reparada) y muestras de mala calidad del agua de alimentación

120

Figura 140. Antigua entrada a la bagacera 121 Figura 141. Operario evacuando taco de ceniza en el punto de transferencia entre bandas

122

21

Figura 142. Boquillas inadecuadas y en mal estado en la aplicación de agua sobre la ceniza proveniente del sistema de limpieza de gases de las calderas

122 Figura 143. Polución de ceniza en el ambiente debido a la mala configuración de las entregas de ceniza entre bandas transportadoras

123

22

LISTA DE ANEXOS

Pág. Anexo A. Termografías 128 Anexo B. Ruta de inspección ventilador de tiro inducido 130 Anexo C. Ruta de inspección de turbobombas y turbinas 131 Anexo D. Control de operación de los lavadores de gases de calderas 133 Anexo E. Rutas de inspección de mantenimiento de calderas 135 Anexo F. Seguimiento de operación de las calderas 173 Anexo G. Seguimiento variables operacionales de las calderas 174 Anexo H. Curva de indicadores de eficiencia antes del mantenimiento – Octubre de 2006

175

Anexo I. Curva de indicadores de eficiencia después del mantenimiento – Enero de 2007

176

Anexo J. Articulo 177

23

RESUMEN

La generación de vapor es de gran importancia dentro del total de los costos de producción debido al consumo de combustible, mantenimiento, consumo de agua y químicos para su tratamiento, etc. Toda empresa busca reducir estos costos que se requieren tanto para un buen funcionamiento como los generados por tiempos perdidos. Las calderas deben generar y entregar vapor en la cantidad, calidad y oportunidad requeridas por los equipos de consumo, de una forma continua y en operación económica y segura. Conocer las condiciones del aire, combustible, gases de combustión, agua y vapor; nos conduce a un mayor aprovechamiento de la energía del combustible con los mínimos costos de operación. Es posible mejorar los métodos y procedimientos de la organización a través de las personas aportando sus conocimientos, aplicando la metodología PHVA (planear, hacer, verificar y actuar) originando la participación de los operarios del área de energía que involucra calderas y planta eléctrica de Manuelita S.A para la solución de problemas. Para identificar las oportunidades de mejoramiento para una óptima operación del área y encontrar alternativas de solución, se estudió el catálogo de las calderas, se realizaron reuniones diarias durante los meses enero y febrero del presente año con los operarios logrando una continua retroalimentación, se realizaron mediciones para la evaluación de la eficiencia de las calderas 5, 6 y 7, inspecciones en días normales de operación y en días de mantenimiento de las mismas, se evaluaron las rutas de inspección de equipos, planteando ajustes o creación de nuevas rutas. Se encontró la necesidad de capacitar a los trabajadores del área para un buen proceso de mejoramiento continuo.

15 15

INTRODUCCIÓN

Cuando una organización adelanta proyectos y actividades de mejoras de la calidad, debe hacerse en una serie coherente y disciplinada de pasos, basados en metodologías de calidad. Normalmente un trabajador dedica su tiempo a realizar las tareas que le ha sido asignada “hacer que el balón ruede”, y cuando se activa la alarma corren a querer controlar los daños resultantes del desorden y de los problemas periódicos. Este enfoque de “apagar incendios” produce ajustes inadecuados y a corto plazo. Se forman comités o grupos ocasionales para abordar los problemas más visibles y de mayor envergadura; pero con frecuencia sucede que las soluciones presentadas atacan solo los síntomas del problema. El proceso de análisis y solución de problemas, es una secuencia normalizada de actividades que facilita la solución de problemas o la realización de mejoramientos, en una forma organizada donde se aplican soluciones efectivas que garantizan su duración a largo plazo. Como parte de los objetivos del diagnóstico energético del plan maestro energético que se desarrolla en Manuelita S.A., se encuentra evaluar la generación de vapor como un potencial de ahorro, para esto es importante conocer la operación de la caldera, las transformaciones de energía que se realizan en ella, identificar y cuantificar la porción de energía que se pierde como energía no aprovechable en la generación y distribución de vapor, con el fin de tener mayores oportunidades de mejorar la eficiencia reduciendo la energía no útil. El trabajo de mejoramiento continuo en el área es un gran complemento para el plan maestro energético por la identificación de problemas y orientación a la solución de los mismos, aportando de esta manera a la optimización de la generación de vapor. En este documento se conoce el proceso de mejoramiento que da inicio con el cambio de actitud del personal, consecuentemente con la identificación de problemas, análisis y búsqueda de soluciones en el área realizado por el Grupo de Mejoramiento de Energía de Fábrica del Ingenio Manuelita.

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1. GENERALIDADES La industria azucarera en Colombia presenta una gran ventaja por las condiciones de clima y suelos excepcionales que posee el Valle del Cauca, es uno de los pocos lugares del mundo donde es posible cosechar caña de azúcar los 365 días del año. La caña de azúcar está conformada por un tronco compuesto de una parte sólida denominada fibra, que constituye el bagazo una vez molida la caña, y una parte líquida que es un jugo rico en sacarosa que al ser extraído y cristalizado en el ingenio, forma el azúcar. Manuelita S.A. cultiva 39 variedades de caña de azúcar, es cosechada de forma manual un 60% (72% quema y 28% verde) y mecanizada un 40%, se planea la cosecha según su maduración, fechas que son conocidas predeterminadamente por la edad y en el alce se da prioridad a la caña que se encuentra entre 28 y 30 horas desde su corte o quema debido al rápido deterioro (inversión de sacarosa) que produce una disminución de rendimiento en azúcar, además se cuenta con un informe cronológico cada 12 horas, que incluye las actividades del día en campo en determinada hacienda y suerte, conociendo de la misma manera la variedad de caña cosechada. La caña es transportada en canastas y vagones por camiones, tracto mulas y tractores, que al llegar a la fábrica pasan por una báscula donde registra la carga neta de caña transportada conociendo las toneladas de caña que entran continuamente. En el momento de ingreso a patios caña, se toman muestras aleatorias para analizar en el laboratorio el contenido de materia extraña (tierra, hojas, cogollos, materiales ajenos a la caña), posteriormente pasan a descarga o almacenamiento. En la zona de patios caña se realiza la descarga y almacenamiento, siendo aquí donde se encuentran dos líneas de alimentación y el paredón. Actualmente Manuelita S.A. cuenta con dos tandemes de molienda cada uno con su respectiva línea de alimentación, el tándem uno trabaja con 130 TCH (tonelada de caña hora) y el tándem dos con 340 TCH, para un total de 470 TCH.

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Las descargas son realizadas por grúas tipo hilo sobre las mesas que alimentan directamente el conductor horizontal del tándem 1 y del tándem 2, y en el paredón se realiza la descarga de caña para almacenamiento (rumas), donde interviene únicamente caña de cosecha manual (caña entera), que luego es alimentada al conductor horizontal por el cargador en el momento conveniente para evitar espacios en la etapa de preparación de la caña. La caña de cosecha mecánica tiene prioridad para descargar en las mesas ya que esta no se puede almacenar, pues la inversión de sacarosa empieza de los extremos hacia el centro de la caña, por lo tanto al estar en trozos entre 20 cm. y 25 cm. presenta mayor área de exposición y tiende a deteriorarse más rápidamente.

Figura 1. Patios Caña

La eficiencia en producción está definida por la capacidad de molienda y los valores de extracción de sacarosa. La preparación de la caña es la parte inicial del proceso, siendo este uno de los factores que afecta sobre el nivel de extracción de sacarosa y como consecuencia el nivel de producción, consiste en incrementar el volumen de alimentación hacia los molinos, que se logra mediante el aumento de densidad, para facilitar la extracción al romper la estructura de la caña. Manuelita S.A. cuenta con una eficiente molienda pero no con buena etapa de preparación, en la tabla siguiente se presentan los equipos que conforman las líneas de preparación para cada tándem.

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Tabla 1. Equipos que conforman la etapa de preparación de caña

Equipos Línea Tándem 1

Línea Tándem 2

Función

Conductor horizontal de

tablillas 1 1

Transporta la caña que es alimentada por las mesas, a los equipos de preparación.

Nivelador 1 1 Nivela La altura de la caña transportada por el conductor horizontal.

Picadora 3 2 Corta la caña en partes pequeñas.

Conductor inclinado

1 1 Transporta la caña preparada a los tandemes de molinos.

Figura 2. Distribución de los equipos de preparación en la línea del tándem 1.

Figura 3. Distribución de los equipos de preparación en la línea del tándem 2.

Las bandas transportadoras (conductor inclinado), conducen los trozos de caña de azúcar resultantes de la etapa de preparación al tándem de molinos, teniendo como resultado la extracción de sacarosa (jugos) y bagazo.

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El bagazo del último molino es utilizado como combustible en las calderas para generar vapor o como materia prima en la elaboración de papel. El jugo obtenido en los molinos es pesado en básculas, luego pasa al tanque de alcalización que controla la acidez del jugo (ayuda a sedimentar la mayor parte de las impurezas que trae el jugo). El jugo alcalizado es bombeado a los calentadores donde se eleva su temperatura a un punto cercano al punto de ebullición y luego es llevado a los clarificadores que se encargan de su purificación. Las impurezas o cachaza (utilizado como abono), son eliminadas por los filtros rotatorios al vacío, y el jugo clarificado pasa a los evaporadores, donde se le extrae el 80% del contenido de agua hasta convertirlo en jarabe, luego se cristaliza la sacarosa que dicho jarabe contiene, en los tachos al vacío, cuando los cristales están listos (se produce azúcar crudo), pasan a las centrífugas (cilindros recubiertos con una malla fina que giran a gran velocidad) para extraerles a los cristales las melazas que aún los empapa. El azúcar resultante se disuelve en agua caliente, obteniéndose un licor que es enviado a la refinería, donde se eliminan las impurezas que el puede contener, es clarificado por absorción en cisternas que contienen carbón orgánico granulado, removiendo los compuestos los compuestos coloreados presentes, luego se repite todo el proceso seguido por el jugo hasta obtener en su segundo paso por las centrífugas el azúcar refinada (producto muy blanco que se fabrica dos veces).

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2. GENERACIÒN DE VAPOR, INSPECCION Y DIAGNOSTICO DEL ESTADO DE LAS CALDERAS

Las calderas utilizadas en los ingenios son de alta presión y temperatura dado que el vapor generado es utilizado en la generación de potencia eléctrica y mecánica. En Manuelita, el vapor se genera en tres calderas (5, 6 y 7) para una capacidad nominal de 600,000 lb./h de vapor. Esta energía térmica se consume en diversas etapas del proceso de producción de azúcar y alcohol carburante, el vapor generado por estas calderas es llevado a turbinas que accionan los molinos de los tandemes 1 y 2, picadoras del tándem 2, generadores eléctricos, bombas de agua de alimentación calderas y ventiladores de tiro inducido de las calderas. Por su parte, el vapor de escape generado en estos procesos es utilizado en diferentes equipos de transferencia de calor donde básicamente se busca eliminar el agua que originalmente contiene la caña y el agua adicionada en los diferentes procesos de la fábrica aumentando la concentración de sacarosa haciendo que esta precipite en forma de cristales. Figura 4. Esquema del sistema de generación de vapor

Los principales consumidores del vapor de escape son los evaporadores, los calentadores y los tachos. Un uso también importante del vapor de escape es el de recalentar las masas cocidas antes de la centrifugación y la limpieza de los tachos.

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Todos los sobrantes de vapor vivo que se dan por momentos y los de escape no aprovechados se descargan a la atmósfera. Figura 5. Distribución de vapor - Programa Experion

La caldera 5 opera con carbón y las calderas 6 y 7 con bagazo, estos combustibles son transportados por bandas y traviezas, donde su destino es controlado por compuertas, desde el cuarto de control. Las calderas 5 y 6 tienen la opción de alternar combustible, pues tienen los dos tipos de alimentadores: bagazo y carbón, mientras que la caldera 7 cuenta únicamente con alimentadores de bagazo. En el caso del bagazo, como se observa en la siguiente figura, los conductores presentan opciones para direccionarlo según la necesidad, es decir, dirigido a 2 o 3 calderas, a la bagacera y/o al destino de almacenamiento de Propal. Este proceso da inicio con la travieza 1 que transporta el bagazo procedente de la molienda del tándem 1 y la travieza 6 que transporta el proveniente del tándem 2.

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Figura 6. Circuito de transporte de bagazo.

Por lo general el carbón es suministrado por Propal como parte de un negocio entre estas dos empresas donde el bagazo es vendido a Propal para la fabricación de papel y Propal dentro de sus obligaciones contractuales debe reemplazar ese bagazo por carbón equivalente en energía almacenada a unas condiciones definidas. Si la calidad del bagazo como combustible disminuye, Manuelita asume las pérdidas que se generan. El carbón que llega al Ingenio en camiones es pesado y posteriormente se descarga y almacena en forma de pilas en la zona denominada carbonera. A continuación este combustible se transporta hacia una tolva con capacidad aproximada de 12 ton y se envía a un triturador de martillos a través de un tornillo sinfín, posteriormente pasa por una báscula para luego ser distribuido a las calderas correspondientes.

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Figura 7. Sistema de transporte de ceniza.

2.1. PARÁMETROS PARA UNA BUENA OPERACIÓN DE LAS CALDERAS 2.1.1. Calidad del Combustible. La cantidad y composición de las cenizas son variables importantes para caracterizar la combustión del combustible, dado que tienen un efecto significativo en el desempeño de las calderas al tiempo que propician la formación de depósitos de sales y minerales, que incrementan la erosión y la corrosión y reducen el coeficiente de transferencia de calor. Bagazo. La composición, la consistencia y el poder calorífico del bagazo, son características que dependen del clima, del tipo de suelo sobre el cual crece la caña, la variedad de caña, método cosechado, cantidad de lavado de la caña, y la eficacia del proceso de molienda. El bagazo contiene elementos considerados como materia extraña, clasificada como materia extraña mineral y vegetal. La primera está constituida por silicio, magnesio, calcio, sodio, potasio, óxidos de azufre, hierro, entre otros. La segunda, por residuos de cosecha como hojas verdes, cogollos, etc. Después de quemar el bagazo en las calderas, como resultado de la combustión quedan residuos inorgánicos o cenizas cuya cantidad y composición dependen de los componentes y las características físicas y químicas de la materia extraña. En un proyecto cooperativo realizado entre Cenicaña e Incauca, observaron que en periodos de lluvia o cuando la cosecha es mecánica, se presenta un incremento en el porcentaje de cenizas de 4% a 10% en base húmeda reduciendo así el PCS hasta un 20% y para un contenido de cenizas entre 2%

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y 10% base húmeda observaron que por cada unidad porcentual de incremento, el PCS disminuyó entre 2% y 3%. La reducción del PCS para diferentes contenidos de humedad en bagazo es más significativa cuando el contenido de cenizas se incrementa. Desde el punto de vista energético es conveniente reducir la humedad del bagazo como alternativa para contrarrestar el efecto de las cenizas. Como referencia, el PCS de un bagazo con 50% de humedad y 6% de cenizas es similar al PCS de un bagazo con 48% de humedad y 8% de cenizas. La variabilidad de estos parámetros según análisis realizados en el laboratorio por SGS se observa en la siguiente tabla. Tabla 2. Análisis próximo para bagazo 2006

Fecha Humedad (total) % Ceniza seca %

Btu en base seca

Btu en base

húmeda

31-Ene-06 55.68 11.96 7265 3219.848

15-Feb-06 47.59 8.31 7574 3969.5334

28-Feb-06 52.06 9.15 7399 3547.0806

15-Mar-06 51.31 12.45 7469 3636.6561

31-Mar-06 45.67 16.42 7367 4002.4911

15-Abr-06 57.45 8.9 7428 3160.614

15-May-06 47.44 26.38 6219 3268.7064

30-May-06 50.23 14.2 7103 3535.1631

15-Jun-06 51.88 12.39 7321 3522.8652

30-Jun-06 45.5 34.25 5573 3037.285

15-Jul-06 54.69 6.51 7663 3472.1053

30-Jul-06 50.49 7.63 7780 3851.878

15-Nov-06 49 14.2 7278 3711.78

30-Nov-06 50.03 22.93 6752 3373.9744

Promedio 50.64 14.69 7156.50 3522.14

Máx. 57.45 34.25 7780.00 4002.49

Min. 45.50 6.51 5573.00 3037.29

Desv. Estandar 3.574 7.991 601.315 295.524

Carbón. A causa de la amplia variedad de carbones (antracita, carbón bituminoso, semibituminoso), la calidad del carbón es una consideración importante; ya que puede afectar la tasa de combustión, consumo específico, tasa de ensuciamiento y depósito de escorias de las superficies de transferencia térmica, corrosión y erosión por cenizas volantes, impacto ambiental, entre otros. Sobre la combustión del carbón mineral, se emiten a la atmósfera gases peligrosos que contienen azufre y cenizas de efectos perjudiciales. Para hacer la combustión del carbón ambientalmente segura y

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aceptable, se utiliza el lavador de gases de combustión en las calderas 5 y 6, en la caldera 7 aún no se cuenta con este equipo. Para definir la composición física y química del carbón, se realizan los análisis elemental y próximo. Con el análisis elemental se obtienen los elementos químicos del combustible y con el análisis próximo se obtiene materia volátil, cenizas, humedad, carbón fijo, y para fines comerciales se incluye azufre y poder calórico. La siguiente tabla resume los resultados de análisis próximos realizados al carbón por la SGS durante el 2006. Tabla 3. Análisis próximo para carbón 2006

2.1.2. Relaciones aire/combustible. Esta relación se debe mantener a un nivel tan bajo como sea posible con el fin de ahorrar combustible. En la cámara de combustión debe haber un exceso de aire de 30% para asegurar una combustión completa, cuando este exceso es mayor puede tener lugar una

Calidad del Carbón - 2006

Hum.Total Cenizas Volátiles Carbón Fijo Azufre P C S (BTU/Lb)

Fecha Base Seca

Base Húmeda

Base Seca

Base Húmeda

Base Seca

Base Húmeda

Base Seca

Base Húmeda

Base Seca

Base Húmeda

31-Ene-06 6.90 24.09 22.43 30.90 28.77 45.01 41.90 1.52 1.42 10708.00 9969.15

15-Feb-06 5.92 25.37 23.87 29.92 28.15 44.71 42.06 2.06 1.94 10442.00 9823.83

28-Feb-06 5.83 25.54 24.05 29.72 27.99 44.74 42.13 1.88 1.77 10439.00 9830.41

15-Mar-06 4.25 23.07 22.09 29.06 27.82 47.87 45.84 2.08 1.99 10586.00 10136.10

30-Mar-06 10.10 19.76 17.76 35.17 31.62 45.07 40.52 1.06 0.95 11364.00 10216.24

15-Abr-06 8.72 22.65 20.67 37.00 33.77 40.35 36.83 1.36 1.24 11034.00 10071.84

15-May-06 8.27 23.07 21.16 33.62 30.84 43.31 39.73 1.20 1.10 10901.00 9999.49

31-May-06 8.54 21.86 19.99 34.39 31.45 43.75 40.01 1.02 0.93 10780.00 9859.39

15-Jun-06 12.02 24.14 21.24 33.62 29.58 42.24 37.16 1.20 1.06 10190.00 8965.16

30-Jun-06 9.75 26.94 24.31 31.19 28.15 41.87 37.79 1.16 1.05 10449.00 9430.22

15-Jul-06 5.66 17.91 16.90 38.71 36.52 43.38 40.92 1.13 1.07 11397.00 10751.93

31-Jul-06 5.78 26.48 24.95 32.83 30.93 40.69 38.34 2.03 1.91 10451.00 9846.93

15-Ago-06 6.46 28.47 26.63 29.54 27.63 41.99 39.28 1.72 1.61 9939.00 9296.94

31-Ago-06 5.60 20.81 19.64 29.22 27.58 49.97 47.17 1.28 1.21 11450.00 10808.80

15-Sep-06 5.08 24.81 23.55 36.94 35.06 38.25 36.31 1.41 1.34 10722.00 10177.32

30-Sep-06 5.77 24.23 22.83 33.49 31.56 42.28 39.84 1.62 1.53 10837.00 10211.71

31-Oct-06 6.35 22.95 21.49 34.38 32.20 42.67 39.96 0.44 0.41 11073.00 10369.86

15-Nov-06 8.78 25.16 22.95 31.25 28.51 43.59 39.76 0.30 0.27 10590.00 9660.20

30-Nov-06 8.06 22.49 20.68 32.07 29.49 45.44 41.78 1.37 1.26 10891.00 10013.19

Promedio 7.25 23.67 21.96 32.79 30.40 43.54 40.39 1.36 1.27 10749.63 9970.46

Máx. 12.02 28.47 26.63 38.71 36.52 49.97 47.17 2.08 1.99 11450.00 10808.80

Mín. 4.25 17.91 16.90 29.06 27.58 38.25 36.31 0.30 0.27 9939.00 8965.16

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combustión incompleta, que también malgastará el combustible. El exceso de aire está también influido por las necesidades de controlar las emisiones de NOx y SO2. Los elementos fundamentales que producen calor en los combustibles son el carbono, el hidrógeno y sus compuestos. El azufre cuando se oxida rápidamente, es también fuente de alguna energía térmica, pero su presencia en los combustibles presenta efectos nocivos. El aire tiene un 23 por 100 de oxigeno en peso y un 21 por 100 en volumen. El resto del aire es en su mayor parte nitrógeno, que no toma parte real en la combustión pero afecta al volumen de aire necesario y a la formación de NOx. La combustión incompleta da como resultado humos y un menor rendimiento de la operación. La mezcla uniforme de combustible y aire permite que cada partícula de combustible esté rodeada de aire para que haya una óptima combustión. Si no se suministra suficiente aire u oxigeno, la mezcla es rica en combustible; así que la llama se reduce, con una llama que tiende a ser larga con humo. La combustión tampoco es completa, y los gases (producto de la combustión) tendrán combustible no quemado, como partículas de carbono o monóxido de carbono en vez de dióxido de carbono, se desarrollará menos calor por el proceso de combustión. Si se suministra demasiado oxígeno o aire, la mezcla y la combustión son pobres, dando lugar a una llama más corta y más limpia o clara. Para poder mezclarse íntimamente el oxígeno con los gases y partículas del combustible que se está quemando, en la acción de la llama debe producirse una turbulencia. El sistema de distribución de aire comburente se encuentra constituido por los aires primario, secundario y reinyección. El control de la llama puede verse afectada por el suministro de aire primario que es impulsado por el ventilador de tiro forzado y se introduce al hogar de la caldera bajo la parrilla después de pasar por el calentador de aire, el aire secundario es impulsado por el ventilador de sobrefuego carbón y/o bagazo que es introducido al hogar por encima de la capa depositada de combustible, el aire de reinyección de carbón inquemado en las cenizas volantes, como su nombre lo indica reinyecta los volantes capturados en las tolvas para sufrir un segundo ciclo de combustión. Este aire se toma del ventilador de sobrefuego carbón.

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El exceso de aire se lleva algo del calor desprendido en el hogar y lo traslada al exterior por la chimenea. Cuando los gases de combustión salen por la chimenea como humo negro, es indicio de insuficiente aire; demasiado aire, formalmente produce un denso humo blanco; un humo transparente, ligeramente gris es signo de una relación razonablemente buena. Figura 8. Sistema de distribución de aires en las calderas

Ventilador de tiro inducido. Impulsa los productos de la combustión de la caldera y los dirige a la chimenea para su descarga a la atmósfera. El ventilador de tiro inducido puede crear unas condiciones de vacío parcial en el hogar y el aire atmosférico penetra en él a través de juntas defectuosas o grietas de la cubierta del hogar, provee la presión diferencial en el hogar para asegurar el flujo de gases y vence la resistencia al flujo presentada por las obstrucciones de tubos, paredes del hogar, bafles (directores), compuertas, revestimientos y escorias de la chimenea. Sin tiro la llama o proceso de combustión muere por falta de aire. Ventilador de tiro forzado. Toma aire de la atmósfera y lo entrega a través de conductos, los ventiladores de tiro forzado producen alguna presión de aire corriendo el riesgo de que los gases del hogar escapen de la caldera a través

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de juntas o grietas, esto reduce la eficiencia o rendimiento de combustión incrementando el exceso de aire requerido en el hogar. Ventilador de distribución neumática. Se introduce a través de unos orificios que se encuentran en cada uno de los alimentadores de bagazo para lograr una distribución uniforme en la parrilla. Ventilador de sobrefuego carbón y/o bagazo. Ingresa al hogar por unos ductos, encima de la capa depositada de combustible de forma que el oxígeno pueda unirse en combustión con los puntos más ventajosos. 2.1.3. Calidad del agua. El agua de alimentación que requiere el sistema de generación de vapor proviene de dos fuentes principales. Condensados de vapor de escape. Vapor proveniente de las calderas, que después de ceder su energía en forma de trabajo en las diferentes áreas de la planta regresa como condensado a las calderas. Condensados vegetales. Vapor proveniente del mismo proceso (evaporación en jugos vegetales) que se aprovecha como fuente de energía en evaporadores, calentadores y tachos donde se condensa y envía a tanques de almacenamiento. Los condensados vegetales y de vapor de escape se almacenan en nueve tanques con capacidad de 150.000 galones cada uno, en donde se realiza análisis por laboratoristas para determinar su composición y tratamiento con productos químicos para controlar la calidad del agua. Tanque 1. Se almacena para atemperación de las 3 estaciones reductoras (400 psi a 300 psi, de 300 psi a 125 psi y de 300 psi a 25 psi) y atemperación de vapor de escape de los molinos del tándem 1, tándem 2 y planta eléctrica. Esta agua se encuentra en condiciones adecuadas para utilizar como reserva de agua de alimentación a calderas. Tanque 2. Se almacena para agua de maceración de molinos del tándem 1 y tándem 2, esta agua proviene del retorno de condensados que presentan dulce, por lo tanto no es apta para utilizar como agua de alimentación para calderas.

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Tanque 4. Esta agua se utiliza para el lavado de centrifugas, es del mismo tipo de agua del tanque 2. Tanque 3, 5, 6, 7, 8 y 9, almacenan el agua de alimentación de calderas, a la que se le realiza tratamientos químicos para una óptima condición y así prevenir problemas de operación de las calderas. Posteriormente el agua es bombeada al desaireador, donde se elimina en gran proporción los gases disueltos presentes y se distribuye a las 3 calderas. Figura 9. Vista aérea de los 9 tanques de almacenamiento de agua

� Control de calidad del agua pH. El pH en el agua de alimentación se encuentra dentro de la especificación según las normas ASME (7.5 – 10.0), además este parámetro esta muy bien controlado ya que presenta poca variabilidad. Hierro. Es el contaminante más frecuente y peligroso en los sistemas de generación de vapor, se presenta como consecuencia de la corrosión. El hierro en la forma de óxido se deposita en la caldera constituyéndose en una de las principales causas de falla de tubos. Dureza. Es la concentración de sales solubles en el agua, principalmente de calcio y magnesio que pueden ocasionar incrustación en la tubería de la caldera. La norma ASME establece un valor máximo de 0.3 ppm CaCO3 en el agua de alimentación.

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Sílice. Es un compuesto químico que debe ser controlado en el agua de calderas para evitar la incrustación interna de la tubería. Según las especificaciones en el agua de alimentación debe mantenerse por debajo de 0.03 ppm. Alcalinidad total. Incluye todos los componentes disueltos que son capaces de formar reacción con ácido: hidróxidos, carbonatos, bicarbonatos, fosfatos y silicatos. La alcalinidad total es un parámetro que se encuentra bien controlado tanto en el agua de alimentación como en el agua interna. Las especificaciones exigen una alcalinidad por debajo de 40ppm en el agua de alimentación y menor a 250 ppm en el agua interna de caldera. Fosfatos. Compuesto químico utilizado en el agua de calderas para prevenir la incrustación por dureza. Conductancia. La conductividad es la capacidad de una solución para transportar una corriente eléctrica. Esta capacidad depende de la presencia de iones y su concentración total así como de la temperatura de la solución a la que se hace la medición. La conductividad se utiliza para medir sólidos disueltos en el agua de alimentación, vapor y agua interna de calderas. La conductividad en el agua interna controla la purga continua. Las especificaciones indican mantenerla por debajo de 800 mSc. Sulfito residual. Para eliminar el oxígeno disuelto en el agua de calderas con el fin de prevenir la corrosión interna, se adiciona al agua de alimentación el compuesto químico sulfito de sodio. El sulfito residual es el exceso del compuesto químico añadido que no reacciona con el oxígeno disuelto en el agua. Dentro de la caldera debe haber una cantidad mínima de sulfito residual. Alcalinidad hidroxilo libre. Es el exceso de alcalinidad que debe mantenerse en el agua de calderas para prevenir la corrosión y permitir la precipitación de lodos para mantener la sílice en solución. Ciclos de Concentración. Cuando se genera vapor los sólidos disueltos permanecen en la caldera donde se concentran. La razón entre la cantidad de sólidos en la caldera y los de agua de suministro se define como razón de concentración. Expresado de otra manera, el número de ciclos de concentración de una caldera es simplemente la reciproca del % de purga: En el diseño de las calderas se especifica que la cantidad de extracción debe ser proporcional al agua alimentada, con una purga continua de 5% de la capacidad nominal a plena carga.

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Para mantener un porcentaje de purga en las calderas de 5% o menor, los ciclos de concentración deben mantenerse mínimo en 20. 2.2. GENERADORES DE VAPOR Figura 10. Pantalla de control de operación de las calderas, Experion.

2.2.1. Caldera 7. Capacidad de generación de 300 Klb/h a una presión de 400 psig. Esta caldera fue construida por Distral S.A de Colombia y entró en operación a partir de enero 6 de 1994. En los primeros años de operación la caldera se alimentó con mezclas de bagazo y carbón en una proporción de 80% y 20%, a partir del 2002 se ha operado con 100% bagazo. Caldera tipo spreader/stoker, consta de: Hogar (27192 ft3) Cuatro paredes de agua aleteadas Sobrecalentador de vapor (3401 ft2) Atemperador Calentador de aire (58049 ft2) Sopladores de Hollín Sistema de combustión para bagazo 6 Alimentadores Distribuidor neumático

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Ventilador de distribución neumática Ventilador sobrefuego de bagazo Parrilla móvil con descarga trasera Sistema de reinyección de cenizas Ventilador de tiro forzado Ventilador de tiro inducido Tabla 4. Condiciones de operación caldera 7

CALDERA 7 Presión de Diseño (PSI): 500 Combustible: Bagazo Porcentaje de carga (%) MCR Pico 75 Vapor sobrecalentado (lb/h) 300000 328489 223218 Presión de salida del sobrecalentador (PSIG)

400 400 400

Temperatura salida del sobrecalentador (°F)

700 700 700

Presión en el domo de la caldera (PSI) 462 475 435 Temperaturas Agua de alimentación (°F) 199 199 199 Aire entrada a la unidad (°F) 80 80 80 Aire salida calentador de aire (°F) 476 485 447 Gases salida calentador de aire (°F) 660 681 602 Gases salida de la caldera (°F) 422 437 381 Exceso de aire saliendo (%) 30 30 30 Aire entrada de la caldera (lb/h) 488324 541896 358913 Consumo de Combustible (lb/h) 142926 158997 104565 Eficiencia de la unidad P.C.S (%) 65 64.28 66.62 Eficiencia de la unidad P.C.I (%) 82.13 81.22 84.18

Esta caldera opera con 100% bagazo, que es transportado desde los tándemes de molienda a través de conductores y bandas, como se mencionó anteriormente. El bagazo es alimentado a la caldera por medio de 6 chutes, por el cual el bagazo es conducido a través de cadenas de arrastre hacia el hogar donde es esparcido por un distribuidor neumático para asegurar una distribución homogénea, las partículas menos densas se queman en suspensión y las demás se esparcen sobre la parrilla. El bagazo se mezcla con el aire que es introducido por el ventilador de tiro forzado por medio de unos orificios de la parrilla, realizando la combustión y crea una turbulencia

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para garantizar que las partículas estén completamente rodeadas de aire. El aire que se introduce pasa previamente por el calentador de aire para incrementar su temperatura, aspecto que mejora la eficiencia de la combustión. Debido a que en la caldera la mayor parte del combustible se quema en suspensión, los productos gaseosos arrastran gran cantidad de partículas. La caldera cuenta con un sistema de reinyección de cenizas en donde los inquemados del proceso de combustión se recirculan reduciendo así las perdidas por combustible no quemado. Las cenizas volantes que son aquellos productos sólidos de combustión que debido a su pequeño tamaño de partícula son arrastrados por los gases que se generan durante la combustión, son recogidas en las tolvas del banco principal y devueltas a la caldera impulsándolas con una parte del aire suministrado por el ventilador de sobrefuego carbón. El material particulado final, correspondiente principalmente a cenizas volantes productos de combustión son eliminadas en su mayoría al pasar por el sistema colector conformado por ocho ciclones ubicados a la salida de los gases del calentador de aire antes del ventilador de tiro inducido. Figura 11. Pantalla de bagazo

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2.2.2. Calderas 5 y 6. Capacidad de generación de 150 Klb/h a una presión de 300 psig. Estas calderas al igual que la caldera 7 fueron construidas por Distral S.A de Colombia. Caldera tipo spreader/stoker, consta de: Hogar (11543 ft3) Cuatro paredes de agua Sobrecalentador de vapor (1613 ft2) Atemperador Calentador de aire (28222 ft2) Sopladores de Hollín Sistema de combustión para bagazo/carbón 4/4 Alimentadores Distribuidor neumático Ventilador de distribución neumática Ventilador sobrefuego de bagazo Parrilla móvil con descarga trasera Sistema de reinyección de cenizas Ventilador de tiro forzado Ventilador de tiro inducido Tabla 5. Condiciones de operación calderas 5 y 6

CALDERA 6 CALDERA 5 Presión de Diseño (PSIG): 500 500 Combustible: Bagazo Carbón Porcentaje de carga (%) MCR Vapor sobrecalentado (lb/h) 150000 150000 Presión de salida del sobrecalentador (PSIG)

300 300

Temperatura salida del sobrecalentador (°F)

615 570

Presión en el domo de la caldera (PSIG) 300 Temperaturas Agua de alimentación (°F) 220 220 Aire entrada a la unidad (°F) 80 80 Aire salida calentador de aire (°F) 358 323 Exceso de aire saliendo (%) 30 30 Aire entrada de la caldera (lb/h) 223759 203.692 Consumo de Combustible (lb/h) 64577 19951 Eficiencia de la unidad P.C.S (%) 64.44 81.03

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La caldera 6 antes del paro total de mantenimiento realizado en diciembre de 2006 operaba con mezcla (% de carbón y % de bagazo) debido a su baja generación solo con bagazo, pero después las labores de mejoramiento la caldera quedó operando con este único combustible. Para esta caldera el bagazo es alimentado por medio de 4 chutes de la misma forma como se explica para la caldera 7. La caldera 5 antes del mantenimiento de diciembre en ocasiones operaba con mezcla para compensar el consumo de combustible de la caldera 6, ahora ya opera solo con carbón, por lo tanto aquí se cumple lo que se explicó anteriormente sobre el transporte del carbón. Este carbón llega por medio de una banda al sinfín que distribuye al los cuatro alimentadores, mecanismo que se muestra a continuación: Figura 12. Alimentador de carbón

El carbón es impulsado a través de paletas que giran con una velocidad que debe ser controlada para que el carbón no sea lanzado muy atrás de la parrilla, la cortina dosifica el carbón que va cayendo por la tolva, los zapatones son para que reboten los carbones que son lanzados muy alto y caigan en la parte delantera de la parrilla, estos zapatones son refrigerados por los bafles que se observan en la figura, los cuales tienen unos orificios que inyectan aire, en el informe de inspección de mantenimiento realizados entre mayo 23 y 27 del 2005 se reporta que en ausencia de uno de estos bafles, se presentaron ampollas sobre los zapatones del lado no protegido.

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Figura 13. Zapatones de alimentador de carbón quemados

Los residuos sólidos de la parrilla se descargan a los músicos que por medio de unas traviezas las cenizas son transportadas a una banda con dirección al silo que es el lugar donde se concentran las cenizas de las tres calderas siendo luego evacuadas por volquetas para su deposición final. 2.3. REPORTES DE LAS CALDERAS 5, 6 Y 7 Para poder dar un diagnóstico sobre las eficiencias de las calderas 5, 6 y 7, se realizó un estudio que incluye reportes del estado del agua de alimentación de calderas y del agua de las calderas como tal, reportes de emisiones atmosféricas, consumo de combustible (carbón-bagazo), se realizaron inspecciones en el área de calderas y evaluación de rutas. 2.3.1. Análisis de aguas. Nalco de Colombia Ltda., es la empresa encargada de hacer estudios y seguimiento a la calidad del agua de alimentación y de calderas de Manuelita, comparando continuamente los resultados del laboratorio de aguas Manuelita S.A (Mansa) y Nalco, a continuación se presentan los últimos reportes: Tabla 6. Comparación de resultados de análisis Nalco-Mansa, septiembre de 2006

Análisis Agua de Alimentación

Agua Caldera 5

Agua Caldera 6

Agua Caldera 7

MANSA NALCO MANSA NALCO MANSA NALCO MANSA NALCO PH 9.1 9.2 10.5 10.6 10.6 10.4 10.3 10.5 Conductividad 37 37.5 840.3 851.7 837.2 823.7 537.57 650 Dureza 0 0 3.7 3.8 3.9 4.2 4.2 3.9 Alcalinidad Total 30 28 166 170 156 169 158 148 Alcalinidad OH -- 61 62 51 56 47 44 Sulfitos -- 22 20 17 19 24 20 Hierro 0.055 0.05 0.391 0.305 0.468 0.513 0.422 0.556 Sílice 0.042 0.051 0.791 0.815 0.803 0.901 0.763 0.803

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Estos análisis de comparación muestran similitud indicando reactivos bien preparados y procedimientos bien realizados. El hierro total en el agua de alimentación esta por encima de lo estipulado por ASME (promedio/mes: 0.11 ppm; control ASME: 0.05 ppm máx). Falta precisión en el análisis de dureza del agua de alimentación, ya que en calderas está en un promedio de 6 ppm mientras en el agua de alimentación aparece como 0.0 ppm; el promedio calculado por Nalco indica que el valor real en alimentación es de 0.2 a 0.3 ppm, indicando posibles entradas de dureza en los condensados. A partir de octubre empezó a realizar mediciones para el control de cobre ya que es una variable exigida por ASME. Hay buen control de PH y sulfito residual (clave para control de corrosión por oxígeno). Tabla 7. Comparación de resultados Nalco-Mansa, octubre de 2006.

Análisis Agua de Alimentación Agua Caldera 5 Agua

Caldera 6 Agua

Caldera 7 MANSA NALCO MANSA NALCO MANSA NALCO MANSA NALCO PH 8.9 9 10.7 10.5 10.4 10.1 10.7 10.4 Conductividad 3.7 3.6 33.67 35 36 33 36 38 Dureza 0 0 6.9 7 4.2 4 3.9 4 Alcalinidad Total 32 35 192 210 168 156 170 160 Alcalinidad OH -- -- 75 80 57 55 61 58 Sulfitos -- -- 21 18 16 14 19 17 Hierro 0.050 0.041 0.749 0.68 0.503 0.601 0.541 0.614 Sílice 0.036 0.049 0.461 0.586 0.372 0.412 0.355 0.421

En octubre el hierro total en el agua de alimentación esta en promedio 0.050 ppm; (control ASME: 0.05 ppm máx.); se mantuvo un buen promedio por el trabajo realizado en equipo Mansa/Nalco: solo se presentaron dos puntos altos; 9 de octubre donde se presentó una contaminación en la zona de evaporadores (limpieza) y el 23 de octubre después de un arranque por una parada del sistema y bajo nivel en tanques de almacenamiento. El día 9 de octubre por la contaminación que se presentó se aumentó las siguientes variables: Hierro total, alcalinidad, conductividad y dureza, el PH disminuyó. En el Cobre el límite máx exigido por la ASME es de 0.025 ppm y los datos obtenidos los días 18 y 27 de octubre arrojaron resultados menores a 2 ppb. 2.3.2. Emisión de gases. Normas para la evaluación de las emisiones atmosféricas del ingenio Manuelita S.A. Teniendo en cuenta el tipo de combustible utilizado en las calderas del Ingenio, es necesario aplicar en el caso de la caldera Nº 5 la normatividad para calderas a base de carbón (Dec. 02/82), y en el caso de las calderas Nº6 y Nº7 la normatividad para otras industrias.

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Para el caso de las emisiones de SO2 en las unidades evaluadas, se considera la reglamentación correspondiente a calderas, hornos y equipos que utilizan combustible sólido o líquido (Dec. 02/82). Norma de emisión para partículas. Con base al calor liberado por el combustible en esta unidad, y teniendo en cuenta la metodología indicada en la normatividad vigente, se encuentra que la norma de emisión para partículas en la caldera Nº 5 del ingenio es de 112.97 Kg/h. Para el conjunto de las calderas Nº 6 y Nº 7, tomando como base la producción de azúcar asociada con la operación de estas calderas y siguiendo la metodología de la normatividad vigente, se obtiene una norma de emisión de 215.51 Kg/h. El decreto 02 del 11 de enero de 1982, establece que las calderas que utilicen cualquier combustible sólido o líquido, no podrán emitir a la atmósfera los gases provenientes de la combustión si el punto de descarga no cumple con una altura mínima, cuyo valor se especifica en el Articulo Nº 79., dicha altura se determina de acuerdo con el contenido de azufre en el combustible y con el calor total liberado en cada caldera. Tabla 8. Condiciones de alturas mínimas para emisión de gases

Caldera Nº Combustible

Contenido de Azufre, %p/p

Calor liberado, (Kcal/h)

Altura reglamentaria ( m )

Altura real (m)

5 Carbón 1.07 39.50 x 106 20.0 38.1 6 Bagazo 0.16 46.44 x 106 23.2 38.1 7 Bagazo 0.16 132.29 x 106 36.6 60.0 Dado que en todos los casos la altura real supera el valor mínimo reglamentario, se encuentra que las chimeneas de las calderas del Ingenio Manuelita S.A., cumplen con la norma de emisión para SO2. Para el contaminante NOx, la normatividad Colombiana no especifica límites permisibles de emisión en fuentes fijas. En la siguiente figura se presenta una comparación entre las emisiones reales de partículas y las normas de descarga (evolución histórica de emisiones).

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Figura 14. Registros históricos de emisiones de partículas a la atmósfera de las calderas 6 y 7

Ingesam Ltda. realizó la evaluación de emisiones atmosféricas de las calderas los días 23 y 24 de octubre de 2006 bajo condiciones estables de operación, las observaciones fueron las siguientes: Tabla 9. Resumen de resultados de la evaluación de emisiones de la caldera 7, 23 y 24 de octubre 2006 Ensayo Fecha Emisión de partículas (Kg/h) Emisión de SO2 (Kg/h) Emisión de NOx

1 Oct 23/06 243.5 30.5 104.3 2 Oct 24/06 314.6 27.2 105.7

Promedio 279.1 29.4 105.0 La norma de emisión para partículas como se menciona anteriormente para el conjunto de calderas 6 y 7 que son operadas con bagazo, es de 215.51 Kg/h como se mencionó anteriormente. La emisión de material particulado reportada en el informe del 7 de junio de 2006 para la caldera 6 fue de 57.7 Kg/h. La emisión promedio registrada en la caldera 7 en esta evaluación fue de 279.1 Kg/h. Esto significa que el conjunto de calderas 6 y 7 emiten un total de 336.8 Kg/h, condición que supera la norma calculada para estas unidades (215.51 Kg/h). La contribución de la caldera 7 es muy alta y resulta determinante en el incumplimiento de la norma para el conjunto de calderas 6 y 7. La variabilidad en las emisiones depende entre otros factores de sus condiciones de operación, del estado del sistema de control de emisiones (altamente sensible

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a la abrasión) y de las características del combustible, las cuales dependen estrechamente de las condiciones climatológicas, pues en época de lluvias el bagazo se carga de gran cantidad de suciedad que finalmente eleva la emisión de partículas a la atmósfera. 2.3.3. Consumo de combustible 2006. En el 2006 se generaron serias pérdidas económicas por exceso de consumo de carbón, aspecto que debe cambiar en el 2007 con el buen mantenimiento de las calderas y los proyectos de mejoramiento en esta área. A continuación se presenta a nivel de información el consumo de combustible que reporta el sistema PIMS (software de manejo interno en el que se conocen datos diarios de la fábrica). Tabla 10. Consumo de bagazo en calderas entre los periodos 2001-2006 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Total Caña Molida (ton) 2,631,279.06 2,668,282.13 2,774,487.53 2,871,544.34 2,785,950.32 2,839,118.29

Bagazo % caña 31.87 29.62 30.21 30.44 31.11 31.42

Total bagazo (ton) 838,588.64 790,345.17 838,172.68 874,098.10 866,709.14 892,050.97 Bagazo entero entregado a Propal (ton) 206,536.53 210,988.04 185,296.63 122,873.03 123,152.87 181,805.00

Bagazo Quemado (ton) 631,052.11 578,357.13 651,876.05 750,225.07 742,556.27 709,245.97

Figura 15. Consumo de bagazo en calderas 2001-2006

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Los resultados que aparecen a continuación, muestran un significativo aumento de consumo de carbón en el 2006 con respecto a los años anteriores. La quema de carbón en el 2006 supero en un 101.5 % el consumo total de carbón en el 2005. Tabla 11. Comparativo de consumo de carbón 2001-2006

Figura 16. Comparativo de consumo de carbón 2001-2006

El mayor consumo de carbón durante el 2006 se presentó entre los meses Mayo – Agosto, representando el consumo de este periodo de cuatro meses aproximadamente un 44.7 % del consumo total de carbón. Entre los análisis de falla realizados para identificar la razón de este sobreconsumo se identificó varias situaciones. El triturador de carbón no estaba operando eficientemente, permitiendo el paso de trozos de mayor tamaño del requerido para una buena combustión, se realizó seguimiento a este equipo y se tomaron las decisiones pertinentes para su calibración. Como

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Carbón sustituto (ton) 47,940.00 46,021.19 42,218.71 28,552.73 22,278.08 45,528.49

Carbón excedente (ton) 6,653.00 8,848.05 6,580.48 10,961.21 21,369.67 42,404.51

Consumo total de carbón (ton) 54,593.00 54,869.24 48,799.19 39,513.94 43,647.75 87,933.00

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consecuencia de esta inadecuada granulometría tenemos que las cenizas tomadas a la descarga de la parrilla estaban conformadas por un considerable contenido de carbón que no alcanzó a hacer combustión yendo directo a la disposición final de cenizas, en palabras textuales “botando la plata”. Además de las consecuencias de desperdicio, la granulometría afecta el alimentador de carbón cuando se trata de situaciones en el límite, es decir, un carbón de gran tamaño puede atascar el mecanismo del alimentador de carbón, teniendo serios problemas al tener que inhabilitarlo, como tener que operar la caldera con mezcla de combustible y caídas de presión repentinas teniendo que programar el paro de dicha caldera para el siguiente fin de semana, en lo contrario si el carbón llega con una granulometría muy pequeña, entonces la cortina del alimentador no podrá controlar la caída del combustible a este, provocando que la parrilla se llene impidiendo la entrada del aire forzado para su combustión, teniendo la posibilidad de que la parrilla se queme y de la misma manera caída de presión. Igualmente se realizó seguimiento al alimentador de carbón debido que la parrilla es de descarga trasera y las paletas de dicho alimentador lo estaban lanzando muy atrás de la parrilla impidiendo también que el carbón complete su proceso para que haga combustión completa. Figura 17. Carbón recibido a la descarga de la parrilla.

Según las toneladas de carbón y bagazo quemadas durante el año 2006, y considerando los rendimientos nominales (6.9 ton vapor/ ton carbón, 2.08 ton vapor/ton bagazo), las calderas 5, 6 y 7 en conjunto deberían generar 4´530,460.82 KLb de vapor. Como se reporta en el sistema PIMS la generación real fue de 3´842,797.00 KLb de vapor lo que significa 687,663.82 KLb menos que la generación nominal. El vapor generado por debajo del nominal significa un sobreconsumo de 45,300.65 ton de carbón o 150,276.18 ton de bagazo.

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Datos comparativos entre el año 2005 y 2006 arrojan los siguientes resultados: La generación de vapor en el 2006 supera en 132,016.00 KLb, el total del vapor generado durante el 2005. El consumo de carbón en el 2006 se incremento en 44,285.57 ton. En el 2006 se quemaron 33,186.53 ton de bagazo menos que en el 2005. La caña molida fue mayor en 53,167.97 ton. Se entregaron 58,654.13 ton extras de bagazo a PROPAL 2.3.4. Inspecciones en el área de las calderas 5, 6 Y 7. En el área de calderas se realizaron inspecciones antes del paro de mantenimiento de fábrica para conocer en que estado operaban, identificando problemas en sitio como mecánicos, de refractarios, entradas de aire, entre otros. Estas inspecciones se realizaron en plena operación de los generadores de vapor y en los paros programados de mantenimiento semanal. Los problemas que se identificaron se incluyeron en el programa de mantenimiento semanal de cada caldera y los que requerían mayor tiempo para su reparación se programaron para el paro total de fábrica en diciembre de 2006. Cada fin de semana sale de línea una caldera (24 horas) para mantenimiento, al finalizar el programa de mantenimiento, se realiza una inspección que incluye: hogar, super heater, calentador, lavador de gases y ventilador de tiro inducido (VTI), según las áreas de la caldera programadas. En las siguientes imágenes se muestra claramente el resultado de inspecciones realizadas en las calderas 5, 6 y 7. � Caldera 6, Octubre 16 de 2006. La inspección en esta caldera únicamente fue en el hogar. Figura 18. Material refractario del cabezal frontal deteriorado

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Figura 19. Ausencia de zapatas en parrilla

Figura 20. Zapatas quemadas

La ausencia de zapatas en la parrilla representa un problema ya que por estos espacios se van porciones de combustible utilizado como carbón, bagazo y/o cenizas, provocando combustión debajo de la parrilla con la presencia del aire de tiro forzado (VTF) quemando de esta forma las zapatas. Figura 21. Alimentador de carbón N°1 con zapatones desalineados y residuos de carbón.

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Estos residuos de carbón son muestra de una no adecuada granulometría de este combustible, el problema que se presenta con esto es que con una baja granulometría no hay buen control de la alimentación de bagazo, pues este bajaría por gravedad sin ser dosificado por la cortina antes de ser lanzado por las paletas, generando un serio problema como llenado de parrilla. Figura 22. Alimentador de carbón N°2 en buen estad o

La caldera 6 tiene cuatro alimentadores de carbón, se identificó deterioro de refractarios alrededor de cada uno de ellos. Figura 23. Alimentadores de bagazo

En la inspección se movieron las lengüetas para mejorar la distribución del bagazo, de tal forma que se alcance a quemar en suspensión sin crear acumulación inapropiada, reduciendo incrustaciones del mismo sobre los tubos.

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Figura 24. Separación de chiller con la pared

Se encontró un chiller separado de la pared aproximadamente 6”, se considera debido al calor que produce la dilatación del chiller con ayuda de la incrustación que se forma en el espacio formado con la pared. Figura 25. Deterioro de refractario exponiendo los orificios de sobrefuego y reinyección

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Figura 26. Descamación de los tubos de pared de agua (zona de alta temperatura)

Los tubos con descamación en una zona de alta temperatura, puede ser generada por cenizas que se adhieren a las paredes o señales de inicio de quema de tubos siendo una señal de posible incrustación interna afectando directamente en una buena transferencia de calor. La revisión está programada para diciembre. En la parte media del hogar de la caldera, aproximadamente a 7 metros de la parrilla se observaron las tablas refractarias caídas, produciendo pérdidas por radiación y entradas de aire por las paredes de la caldera. Figura 27. Tabletas refractarias caídas y desalineadas

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� Caldera 6, Octubre 23 de 2006. Como resultado de la inspección realizada el 16 de octubre, se consideró parar nuevamente la caldera 6. En esta ocasión se realizó la inspección completa: hogar, VTI, VTF, calentador, super heater, como se menciona al inicio del documento. Los dampers de los ventiladores forzado (VTF) e inducido (VTI) se encontraron en buen estado y posición requerida. Hogar de la caldera. Los tubos deteriorados que se observan en la figura, presentan una superficie rugosa, esta erosión puede ser causada por un alto contenido de azufre en el combustible, o descascaramiento de la delgada capa de cenizas que se forma en la superficie del tubo, producto de la combustión. Se realizará medición de espesores en el mantenimiento general. Figura 28. Deterioro de la superficie de la tubería

Calentador de gases. En el calentador se observaron pocos tubos tapados, otros con leve incrustación interna, en general la tubería se encontró en buen estado. Figura 29. Parte interna del calentador

b.

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Super Heater. Se encontraron abrazaderas sueltas debido a la presión que ejercen los tubos al dilatarse por el calor, a su vez se observaron varios tubos sujetadores deteriorados a causa de las altas temperaturas que se manejan en esta zona. Figura 30. Tubería de super heater

� Caldera 5, Octubre 30 de 2006. La caldera 5, en general se encontró en mejores condiciones que la caldera 6, con relación a refractarios, parrilla, alimentadores de carbón, tubos, menos incrustación, no se encontraron tablas refractarias fuera de su lugar.

Los alimentadores de bagazo se utilizan muy poco porque la caldera quema únicamente carbón, es necesario utilizar el aire del distribuidor neumático para evitar que se queme la lengüeta y el mismo distribuidor. Figura 31. Alimentador de bagazo

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En el mantenimiento recubrieron los tubos de la pared posterior con exceso de concrax (cemento refractario), esto impide una buena transferencia de calor, incluso se encontró que alcanzó a tapar los orificios de aire de sobrefuego carbón y reinyección. Figura 32. Pared posterior caldera 5

El desalineamiento de zapatas tiene la misma consecuencia que la ausencia de las mismas, es decir, por estos espacios se van cenizas que con el aire de sobrefuego hace combustión debajo de la parrilla, quemando de esta manera las zapatas. Este calor generado afecta también las vigas sobre las que se soporta la parrilla viajera. Figura 33. Desalineamiento de las zapatas de parrilla

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Figura 34. Ventilador de tiro inducido con 100% de apertura de dampers

En el ventilador de tiro inducido VTI se probó la correcta apertura de los dampers, completamente cerrado al cero por ciento (0%), con 50% de apertura y completamente abiertos 100%, observando que un damper se quedó pegado, este problema quedó registrado para su solución ya que afecta en el balance de aires de la caldera. Figura 35. Calentador de gases

Los tubos del calentador de gases de gases se lavaron el mantenimiento, como resultado se obtuvieron los lodos que se observa en la figura, es necesario instalar un drenaje en esta zona para eliminar esta acumulación. En el super heater se encontraron abrazaderas sueltas e incrustaciones en los tubos de la misma manera que se encontró en la caldera 6 en la inspección de octubre 26 de 2006. En la nariz de caldera se presenta deterioro de lámina y refractarios evidenciado por rotos y ausencia de tabletas.

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Figura 36. Nariz del hogar de la caldera

� Caldera 5, Noviembre 13 de 2006 Figura 37. Capa de ceniza incrustada en las pantallas de bagazo (se remueve fácilmente)

Figura 38. Incrustación externa en los tubos

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Se formó incrustación de un material duro en la pared posterior y chiller pared de agua lado oriental. Al parecer es una mezcla de concrax y ceniza, cabe resaltar que en estas zonas se realizó la excesiva aplicación de concrax en el paro de mantenimiento el día 30 de octubre del presente año, como se menciona en el reporte de la fecha. Figura 39. Deformación de manhole del cenicero por el calor generado edbido a la combustión que se genera en el cenicero por la mezcla de aire y combustible sin quemar

Figura 40. Deterioro de superficies internas del lavador de gases por corrosión, afectado directamente por el contenido de azufre de los gases

En esta inspección a diferencia de la que se realizó el 30 de octubre, se pudo revisar el lavador de gases para el cual se debe realizar un buen mantenimiento porque se encontró en mal estado. El ventilador de tiro inducido se encontró en muy buenas condiciones, sin inconvenientes en apertura de dampers. Los problemas en los refractarios de las paredes y la ausencia de zapatas en la parrilla persisten.

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� Caldera 6, Noviembre 19 de 2006. Las tabletas refractarias caídas que se observaron en la inspección de octubre 16 de 2006, se encontraron en la misma posición, es decir no hubo incremento de su deterioro. Figura 41. Láminas de tolvas alimentadoras de bagazo con deformación y desgaste.

Figura 42. Incrustación de ceniza

Figura 43. Damper de tiro forzado sin desgaste

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� Caldera 7, Noviembre 26 de 2006 Figura 44. Ladrillos refractarios mal ubicados y ausencia de algunos de ellos, provocando pérdida de calor y permitiendo entradas de aire

Figura 45. Se observan superficies brillantes de los tubos, se considera señales de desgaste abrasivo

Figura 46. Señal de fuga encontrada en un tubo por la nariz de la caldera, la parte blanca indica exceso de soda en el agua

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De la misma manera que la caldera 6, las láminas de las tolvas de los 6 alimentadores de bagazo deformadas y desgastadas, reducen el área de alimentación, incrementando la posibilidad de generar tacos de este combustible. Figura 47. Desgaste de cadenas de alimentador de bagazo

Se encontró un desgaste severo en cadenas de alimentadores de bagazo, de no cambiarse se hubiera generado un paro repentino de la caldera, además de generar otros daños graves. Figura 48. Reparación de fuga de tubo de pared

El día 20 de noviembre se presentó fuga en un tubo de pared, generando un paro no programado para su reparación evitando que esta fuga afecte los tubos siguientes a este. En esta caldera no se observó problemas de refractarios en las paredes porque es tubería aleteada, la falta de zapatas no es una situación muy grave porque

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el bagazo se quema en suspensión y genera muy poca ceniza. Se sugiere poner refuerzos en las láminas de las tolvas para evitar deformaciones de ese tipo y los tacos en los chutes. Como resultado de la falta de ladrillos refractarios en la pared frontal son las láminas externas de las entradas de inspección al hogar quemadas. Inspección Externa de Calderas. Se realizaron inspecciones de entrada de aire en las tres calderas, deterioro de láminas y aislamientos para programación de mantenimiento de fábrica, los resultados se presentan a continuación: � Caldera 5, Octubre 27 de 2006. En la entrada al cenicero de la caldera 5, se encontró que la entrada del aire forzado mezclado con las cenizas que contenían trozos de carbón enteros, hicieron combustión produciendo la flama que se observa en la figura levemente. Figura 49. Flama en manhole del cenicero

La caldera cuenta con 4 tolvas alimentadoras de carbón, dichas tolvas no tienen junta con la pared de la caldera, presentándose una separación aproximadamente de 5”, siendo estos puntos unas de las entradas de aire considerables encontradas en la inspección.

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Figura 50. Entrada de aire por falta de junta entre tolva y pared de la caldera

Figura 51. Láminas de tolvas de bagazo deterioradas

En la zona del techo del calentador, se observaron una cantidad de orificios pequeños entre las cenizas, esto indica deterioro de láminas que se podrá observar mejor en el momento de la remoción de cenizas. Figura 52. Tapa del calentador

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Se realizarán termografías el día 13 de diciembre a las paredes de la caldera para evaluar pérdidas por radiación y mejorar aislamientos en el paro total de mantenimiento (véase anexo A). Las láminas de los ciclones se encuentran en mal estado, presentan corrosión y tiene varias muestras de soldadura tapando orificios no deseados “parches”. Figura 53. Ciclones

Las cenizas son tomadas como señal de entrada de aire, ya que la caldera debe ser hermética. En manhole del super heater se puede observar dicho problema por falta de sello. Figura 54. Manhole superheater

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� Caldera 6, Octubre 31 de 2006. En la inspección de entradas de aire en la caldera 6, se encontraron orificios de mayor tamaño que los encontrados en la caldera 5. En el techo del calentador no se pudo hacer la revisión deseada por seguridad. Se observaron láminas en el lado del domo inferior, con deformación (inflada) y deterioro (rotos), de la misma manera en el lado del domo superior. Figura 55. Deterioro láminas del domo inferior

Figura 56. Láminas domo superior

En el techo de la caldera se encontró gran cantidad de cenizas, este polvillo se prende fácilmente, deteriorando las láminas permitiendo la salida de gases peligrosos producto de la combustión, convirtiéndose en alto riesgo.

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Figura 57. Techo de la caldera

� Caldera 7, Octubre 31 de 2006. En la caldera 7 se identificó deterioro de aislamientos en ciclones y paredes de caldera en primer nivel. Figura 58. Deterioro de aislamientos en ciclones

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Figura 59. Paredes de caldera en el primer nivel presenta entradas de aire, la parte oscura indica láminas quemadas por la salida de llama cuando la caldera se presuriza

� Caldera 7, Diciembre 6 de 2006 Figura 60. Techo del calentador con orificios de entradas de aire por falta de sello en las uniones

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Figura 61. Falta de aislamiento en ductos al pie de la válvula de seguridad del domo de vapor, lado caldera 6

Figura 62. Láminas infladas a lado del domo de vapor indicando deterioro de aislamientos.

Figura 63. Falta de aislamientos en junta de expansión entre la caldera y el calentador, nivel 7

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Figura 64. Lado occidental calentador-nivel 7, se observa que alguna vez realizaron un trabajo en esta área y no realizaron el trabajo de refractarios

Figura 65. Pared lateral domo inferior lado caldera 6

Figura 66. Entrada inspección super heater-nivel 7 lado oriental, falta de sello y deterioro de lámina (deformada y quemada)

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Figura 67. Falta de sello soplador de hollín

Figura 68. Deterioro de tolvas de alimentación de bagazo

Figura 69. Desprendimiento de lámina en pared posterior de la salida del calentador

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Figura 70. Falta de aislamiento (aprox 14m2), tolva de reinyección. Parte posterior-nivel 3

Figura 71. Puerta de inspección, falta de sello, no presenta aislamiento. Pared posterior hogar-nivel 3 lado oriental.

Figura 72. Deterioro y desalineación de ductos de aire de distribución neumática.

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Figura 73. Dilatación de láminas lado oriental-nivel 2

Figura 74. Esquina lado caldera 6 parte posterior. Aquí se rompió el tubo el día 20 de noviembre de 2006, después de la reparación quedaron las láminas en mal estado-nivel 1

Figura 75. Cabezal lado motor parrilla 2

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En general, se observaron muchas láminas deterioradas, infladas y quemadas; acumulación de ceniza por falta de sello en varias zonas como se reportó anteriormente. La ausencia de aislamiento provoca algunas entradas de aire, hay paredes que son descubiertas para cambio de aislamiento pero esta actividad de mejora se realiza algún tiempo después, tiempo en el cual las pérdidas por radiación se incrementan, incluso se convierten en zonas de poca seguridad para los operarios. De igual manera se observaron tubos de pared descubiertos, que muestran señal de haber sido soldados, que indica que una vez se realiza la reparación de fuga, el área trabajada queda sin ningún tipo de aislamiento y lámina. 2.3.5. Inspecciones de mantenimiento en el área de las calderas 5, 6 Y 7. A continuación se reportan los problemas identificados en las inspecciones realizadas durante el paro total de fábrica por mantenimiento que tuvo lugar a partir del 26 de diciembre de 2006 hasta el 2 de enero de 2007. Los días 27, 28 29 de diciembre se realizaron inspecciones con el inspector de Boiler Tek. Ing. Terrance Everett y el coordinador de inspección Ing. Rod Ospina. Por cuestión de tiempo y de disponibilidad de personal, materiales, herramientas y repuestos, no todos los problemas encontrados en el recorrido con los inspectores, se lograron solucionar inmediatamente por lo tanto otros pasaron a ser programados para el paro de mantenimiento de fábrica que se realizará en semana santa del 2007. Para las inspecciones se creó una ruta de inspección para cada caldera (véase anexo E). El resultado fue el siguiente: � Caldera 7. En esta caldera se tuvo la ventaja de la construcción de andamios, por lo tanto se pudo observar en detalle cada parte del hogar. Los resultados fueron los siguientes: Figura 76. Se encontraron indentaciones en varios tubos, lo que significa deterioro de la superficie de estos puntos

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Figura 77. Fuga por fisura en un tubo y desgaste del tubo siguiente producido por el agua

Las pantallas de bagazo ya tenían nuevo refractario por lo tanto no se pudo observar el estado de los tubos, el inspector sugirió realizar medición de espesores para asegurar que los tubos no presentaban desgaste. Figura 78. Identificación de fuga en un tubo ubicado en la nariz de la caldera lado occidental (a), solución al problema con aplicación de soldadura por orientación del inspector (b)

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Figura 79. Boquilla del ducto de aire secundario en la entrada al hogar de la caldera en mal estado, lo que ocasiona mala distribucion del flujo sobre el volumen del hogar

Figura 80. Boquilla del ducto de aire secundario en la entrada al hogar de la caldera después de ser reparada

Figura 81. Cambio de concrax en pantallas de bagazo

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Figura 82. Cambio de tolvas de alimentadores de bagazo, antes (a), después (b)

Figura 83. Cambio de cordón y manto refractario por falta de sello lateral en parrilla

Figura 84. Zapatas quemadas y falta de sello central de parrilla

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Figura 85. Se encontraron superficies brillantes en tubería, por esto se realizó prueba de espesores. Se obtuvo buenos resultados.

Figura 86. Tubo espaciador del super heater rozando con la pared lateral de tubos

Figura 87. Sello entre la tubería del sobrecalentador y el techo en las estado

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Figura 88. Angulo metálico punteado indebidamente a la tubería del banco principal

Figura 89. Tubería del calentador de aire rota

Figura 90. Escombros encontrados en el calentador

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Figura 91. Tubos del calentador de aire tapados con ceniza

Figura 92. Problemas en ubicación de tubos en el calentador

Figura 93. Deterioro de tablas refractarias (a) y deformación de láminas y ángulos internos (b)

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Figura 94. Deterioro de boquilla de ceniza de reinyección, provocando entrada de aire por falta de sello

Figura 95. Se encontraron objetos que no se explica como llegaron al domo de vapor y ausencia de tuercas.

Figura 96. Incrustaciones en tubería.

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Figura 97. No se encontraron muestras de lodos en los cabezales, indicando buen tratamiento en el agua de alimentación.

Figura 98. Tolva de ceniza con tabletas refractarias desalineadas.

� Caldera 6. Los trabajos realizados en esta caldera fueron principalmente de refractarios, problema que no sufre la caldera 7 por ser tubería aleteada. En esta caldera solo se realizó inspección del hogar.

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Figura 99. Boquilla de sobref