Medidor de flujo másico térmico para la alimentación de quemadores de gas natural

Los medidores de vórtice (Silver STLU) y de turbina de gas (Silver SGW) son alternativas viables para este tamaño de tubería y presión, pero ambos miden el caudal volumétrico real en las condiciones de la línea y requieren compensación externa de temperatura y presión para generar Nm3/h.

¿Por qué utilizar el flujo másico térmico en aplicaciones de calderas de gas natural?

La medición del caudal de gas natural para el control de la combustión en calderas se reduce a un requisito fundamental: saber cuánto gas se está quemando en condiciones estándar en cada momento. Los sistemas de control de calderas funcionan en Nm³/h o SCFH, no en metros cúbicos reales a la presión de línea. Aquí es donde los caudalímetros térmicos másicos ofrecen una ventaja práctica sobre otras tecnologías.

Un caudalímetro térmico másico mide el flujo de gas detectando la transferencia de calor desde un sensor calentado al gas en circulación. El caudal másico es directamente proporcional al calor disipado. La salida se proporciona en unidades de masa o volumétricas estándar. No requiere transmisor de presión ni de temperatura externos, ni ordenador de flujo para realizar correcciones de densidad en tiempo real. El propio caudalímetro lo hace internamente.

Con una presión de funcionamiento de 2,2 bar y un caudal de 190-250 Nm³/h a través de una tubería DN100, esta aplicación se ajusta perfectamente al rango de funcionamiento de un caudalímetro térmico en línea o de inserción estándar. La velocidad real en la tubería en estas condiciones es de aproximadamente 3,5 a 4,5 m/s, lo que se encuentra dentro del rango medible y proporciona una buena relación señal/ruido en el sensor.

Para los operadores de calderas en Brasil y en toda Latinoamérica, la posibilidad de registrar el consumo de gas directamente en Nm³/h mediante Modbus RS485 en un sistema SCADA o BMS simplifica la puesta en marcha y las auditorías energéticas continuas. No es necesario aplicar factores de corrección en la lógica del sistema de control.

Especificación técnica: Alimentación de caldera de gas natural

Comparación triple: Masa térmica vs. Vórtice vs. Turbina de gas

Para la medición de calderas de gas natural en DN100, se suelen mencionar tres tecnologías. Las tres funcionan a 2,2 bar y con un caudal de 190-250 Nm³/h. Las diferencias radican en las unidades de salida, la complejidad de la instalación y los requisitos de mantenimiento a largo plazo.

Caudalímetro térmico másico Silver SRK-100 (recomendado)

El SRK-100 proporciona directamente la salida en Nm³/h o kg/h. Esto es importante para aplicaciones de calderas donde el sistema de control o la plataforma de monitorización de energía requieren un caudal volumétrico estándar. No se necesita instrumentación adicional. Un cable a la entrada de 4-20 mA, un cable RS485 a la red Modbus, y listo.

A 2,2 bar y temperatura ambiente, la densidad del gas es de aproximadamente 0,93 kg/Nm³ para gas natural suministrado por gasoducto. El SRK-100 viene calibrado de fábrica según las condiciones de referencia del cliente. Si la composición o la presión del gas varían significativamente, se requiere una recalibración o un factor de corrección; sin embargo, para un suministro estable de gas a una caldera industrial, esto rara vez representa un problema.

Sin partes móviles. La caída de presión a DN100 y 250 Nm³/h es inferior a 0,05 bar. En una línea de gas de baja presión a 2,2 bar, esto es insignificante. El SRK-100 admite 4-20 mA y RS485 Modbus RTU a 24 Vcc, cumpliendo exactamente con los requisitos del proyecto.

Caudalímetro de vórtice STLU plateado (Alternativa 1)

La limitación reside en la salida de medición. La unidad de medición de estado sólido (STLU) mide el caudal volumétrico real en las condiciones de la línea, no el caudal estándar. La conversión a Nm³/h requiere un conocimiento continuo de la presión y la temperatura reales del gas. Esto implica añadir un transmisor de presión y un sensor de temperatura, y luego seleccionar un modelo de vórtice con compensación P/T integrada o realizar el cálculo en el PLC. Para una aplicación sencilla de medición de calderas, donde el cliente desea Nm³/h directamente en la red Modbus, esto incrementa los costos de ingeniería y el cableado de campo.

La principal ventaja del STLU reside en su estabilidad de calibración a largo plazo. Los medidores de vórtice registran la frecuencia de desprendimiento de vórtices y no presentan desviaciones como los sensores térmicos tras años de uso en ambientes polvorientos o con composiciones de gas variables. Para la medición fiscal o aplicaciones que requieren una recalibración poco frecuente, el STLU con compensación integrada de temperatura/presión es la opción más recomendable.

Caudalímetro de turbina de gas Silver SGW (Alternativa 2)

Al igual que el vórtice, el SGW mide el caudal volumétrico real. La salida es una frecuencia de pulso proporcional al volumen real en las condiciones de la línea. La conversión a Nm³/h requiere un computador de caudal o compensación de temperatura/presión integrada en el transmisor. Esta es una práctica habitual en aplicaciones de transferencia de custodia de gas, donde los medidores de turbina son la tecnología predominante a nivel mundial.

El mantenimiento de los medidores de turbina se centra en el rotor. El gas natural suele ser un fluido limpio y seco, y la vida útil de los cojinetes del rotor es larga, aunque no nula. Cualquier contaminación por partículas en el suministro de gas acelera el desgaste de los cojinetes. Para una línea de gas de servicio industrial que se filtra y seca de forma fiable en la entrada, esto no representa un problema práctico. Sin embargo, conviene tenerlo en cuenta junto con las opciones de masa térmica y vórtice, que no tienen partes móviles.

Para esta aplicación de alimentación de caldera a 2,2 bar y un rango de caudal relativamente estrecho de 190-250 Nm³/h, el SGW es técnicamente capaz, pero añade una complejidad (computadora de caudal o compensación P/T) que no se justifica cuando el SRK-100 proporciona directamente la salida requerida. El SGW resulta más adecuado en aplicaciones donde se necesita precisión fiscal a mayor presión o un rango de modulación más amplio.

Consideraciones de instalación para tuberías de gas DN100

Los caudalímetros térmicos de masa para gas requieren un tramo recto mínimo de tubería aguas arriba y aguas abajo del sensor. Para un medidor en línea de DN100, el requisito típico es de 10 a 15 diámetros de tubería aguas arriba y 5 diámetros aguas abajo, sin codos, válvulas ni reductores. Para la instalación en la fábrica de Fazenda Rio Grande, esto debe planificarse en el diseño de tuberías durante la fase de ingeniería.

También están disponibles contadores de masa térmica de inserción en DN100. Estos se instalan mediante una única conexión de proceso (conexión de compresión o aislamiento con válvula de bola), lo que permite la conexión en caliente y la extracción sin necesidad de cerrar la línea de gas. Para una instalación nueva donde la tubería se cerrará para la puesta en marcha, se prefiere un contador en línea para mayor precisión. Para líneas existentes con acceso limitado, la inserción es una alternativa práctica.

A 2,2 bar, la línea de gas tiene baja presión y no requiere conexiones de proceso de alta presión. Son adecuadas las conexiones estándar con bridas o roscas. Confirme la norma de la brida con el equipo de ingeniería del proyecto, ya que los proyectos industriales brasileños suelen utilizar ANSI 150 lb o DIN PN16, según el origen de la especificación de la tubería.

Para el cableado RS485 Modbus RTU, utilice cable de par trenzado apantallado (Belden 9841 o equivalente) y limite el segmento a 1200 m sin repetidores. La salida de 4-20 mA puede conectarse simultáneamente a la tarjeta de entrada analógica DCS o BMS más cercana.

Medición de gas natural para calderas industriales: errores comunes de los ingenieros

Esto lo vemos con frecuencia en las instalaciones de nuestros clientes. La especificación del proyecto indica «medidor de flujo de gas, DN100, 4-20 mA». Se instala el instrumento. Se realiza la puesta en marcha. Entonces, el ingeniero de control se da cuenta de que la señal de 4-20 mA está en m³/h reales, no en Nm³/h, y el sistema de gestión de la caldera espera un flujo estándar. Alguien tiene que añadir un factor de corrección de densidad en la lógica del PLC, que luego debe actualizarse si cambia la presión de suministro.

Especificar la base de medición desde el principio, Nm³/h o kg/h en una condición de referencia definida (generalmente 0 °C, 101,325 kPa según las normas industriales brasileñas, o 15 °C, 101,325 kPa según algunos contratos de gas), evita este problema. Un caudalímetro térmico másico configurado con la condición de referencia correcta proporciona las unidades adecuadas desde el primer día.

Otro problema común es ignorar la variación en la composición del gas. El gas natural transportado por gasoducto en Brasil, especialmente en las regiones sur y sureste, tiene un poder calorífico y una densidad relativa relativamente estables, generalmente entre 0,58 y 0,65 con respecto al aire. Un medidor de masa térmica calibrado para esta composición funcionará con precisión en condiciones normales de operación. Si la instalación cuenta con capacidad para utilizar dos combustibles o recibe gas de diferentes puntos de suministro, confirme el rango de composición con la compañía de gas antes de realizar el pedido.

Aplicación del cliente: Instalación de calderas industriales, sur de Brasil

Una planta de fabricación en el estado de Paraná nos contactó para la instalación de medidores de gas natural en dos líneas de alimentación de calderas, cada una de DN100, con una presión de suministro de aproximadamente 2,0 bar y un caudal de 200-280 Nm³/h por línea. La planta utilizaba un sistema de gestión de edificios con red Modbus RTU para el monitoreo energético.

Suministramos dos caudalímetros térmicos en línea SRK-100, DN100, con partes en contacto con el fluido de acero inoxidable 316L, configurados para gas natural a 0 °C / 101,325 kPa de referencia. Ambos caudalímetros se configuraron con salidas de 4-20 mA escaladas a 0-350 Nm³/h y RS485 Modbus RTU con direcciones de esclavo individuales. La instalación fue sencilla, con un tramo recto ascendente de 12D disponible en ambas líneas.

El responsable de energía de la planta informó de que la conciliación mensual del consumo de gas con la factura de la compañía eléctrica mejoró significativamente tras la instalación. Anteriormente, estimaban el consumo basándose en las horas de funcionamiento de los quemadores. El registro directo de datos Modbus al sistema de gestión de calderas (BMS) les proporcionó datos de consumo horario por caldera, que utilizaron para identificar un quemador defectuoso en una unidad que consumía un 15 % más de gas que la caldera paralela para la misma producción de vapor.

Solicitar presupuesto

Para recibir una propuesta formal para un caudalímetro térmico de masa de gas natural para su caldera, envíe un correo electrónico a sales@silverinstruments.com con los siguientes datos:

• Tipo y composición del gas (gas natural, especificación del gasoducto o GHV si se conoce)
• Tamaño de línea DN y programa de tuberías
• Rango de caudal (Nm³/h mínimo y máximo)
• Presión de funcionamiento (bar g)
• Rango de temperatura de funcionamiento (°C)
• Condiciones de referencia para flujo estándar (0 °C o 15 °C, 101,325 kPa)
• Se requieren señales de salida (4-20 mA, RS485 Modbus RTU).
• Fuente de alimentación (24 V CC o 220 V CA)
• Clasificación de zonas peligrosas, si procede (zona ATEX, IECEx o INMETRO).
• Tipo de conexión de proceso (con brida, ANSI 150, DIN PN16 o roscada)
• Destino de entrega e Incoterms preferidos

Respondemos con el código del modelo, la hoja de datos, el precio y el plazo de entrega en el plazo de un día hábil para las configuraciones estándar.

Sitio web: www.silverinstruments.com | www.flow-meter.com.au