3º Congreso de la Seccion ASME Bolivia

Octubre 6 y 7 del 2011

Análisis energético y exergético de calderas industriales

Ing. Carlos O. Alderetes

Conta Oil Gas Service SRL

Email: calderetes@contasrl.com / gmail.com

Resumen

La valoración energética de sistemas de vapor según la reciente norma americana

ASME-EA3-2009 tiene a las calderas industriales como un objetivo básico de estudio

por el potencial de optimización energética que presentan. Las calderas son equipos

críticos en muchas industrias tanto por su importancia operacional como por su impacto

económico y ambiental. En el presente trabajo se evalúan en una primera etapa dos

diseños de calderas siguiendo los estándares europeos y americanos (EN y ASME) que

tienen como base al Primer Principio de la Termodinámica. En una segunda etapa son

analizadas mediante un Análisis Exergético basado en el Segundo Principio. Se

presentan los fundamentos y resultados de los análisis indicando las oportunidades de

mejoras para lograr la optimización energética buscada. Se muestra la conveniencia de

implementar integralmente estas herramientas como parte de las buenas prácticas de

ingeniería

Palabras claves: calderas, valoración energética, balance energético y exergético

1. Introducción

El uso racional de los combustibles y la energía son preocupaciones principales en los

países desarrollados y competitivos, que se evidencian a través de numerosos programas

de investigación, promoción y beneficios varios a las industrias que promueven estas

políticas. Esta preocupación por el uso eficiente de la energía ha llevado en forma

reciente a la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (ASME) a impulsar y

establecer cuatro nuevos estándares (ASME Assessment Standards) destinados a

promover la valoración energética de diferentes servicios o facilities industriales con el

objeto de diagnosticar e identificar fuentes y oportunidades de mejoramiento energético

que permitan reducir estos requerimientos e incrementar su rendimiento en general.

Entres estos nuevos estándares se encuentra la norma ASME EA-3-2009 (Energy

Assessment for Steam Systems) [1] y su guía de aplicación ASME EA-3G-2010 [2] que

establecen un marco estandarizado para conducir programas y estrategias de valoración

energéticas en sistemas de vapor. Esta norma puede ser aplicada a todas las unidades

generadoras y consumidoras de vapor, incluyendo centrales de potencia y cogeneración

y en general a todos los equipos e instalaciones termotecnicas asociadas

Las calderas constituyen equipos esenciales y críticos en muchas plantas industriales,

pues a través del vapor producido en las mismas se ejecutan diversas operaciones

unitarias tales como calentamiento, evaporación, destilación, secado, etc., que son

fundamentales para los procesos productivos. Este vapor puede servir también para

generar tanto la energía necesaria para el proceso como para su venta a la red, tal es el

caso de las plantas que operan bajo sistemas de cogeneración

Los generadores de vapor son importantes no solo por su función operativa sino

también por su impacto económico y ambiental en el proceso. Dependiendo del tipo de

industria, del origen, costo y disponibilidad del combustible usado, la generación de

vapor puede ser de gran impacto sobre los costos totales de producción. También desde

la óptica ambiental, muchas industrias que utilizan algún tipo de biomasa como

combustible están obligadas a veces a realizar importantes inversiones tendientes a

mantener los efluentes gaseosos como sólidos de sus calderas dentro de los parámetros

fijados por las normas ambientales

En el marco de la implementación de estas buenas prácticas de ingeniería (BPE - Best

Practice Engineering) encontramos que estos equipos constituyen uno de sus principales

objetos de estudio por la potencial oportunidad de optimización energética que

presentan. Para este estudio encontramos dos grandes grupos de normas internacionales,

tales como las del Comité Europeo de Normalización (CEN) y sus estándares European

Norm (EN) y los ensayos de performance del ASME (PTC - Performance Test Codes)

que aplicados a los generadores de vapor permitirán monitorear las condiciones

operativas y eficiencia de los mismos

2. Ensayos de Calderas

Los dos grupos de estándares internacionales reconocidos y aceptados en las modernas

industrias como referentes y aplicables a las calderas de uso industrial se pueden

agrupar de la siguiente manera:

EN 12953-11-2004 - (Shell Boilers – Part 11: Acceptance test) [3]

EN 12952-15-2004 - (Water Boilers – Part 15: Acceptance test) [4]

ASME PTC 4-2008 (Fired Steam Generators) [5]

Las dos primeras corresponden a los estándares europeos aplicables a las calderas humo

y acuotubulares respectivamente y reemplazan a las viejas normas alemanas e inglesa

DIN 1942 o BSI 2885. El tercer estándar americano se aplica tanto a calderas

humotubulares como acuotubulares sean industriales como de potencia excepto las

calderas de recuperación de turbinas de gas (HRSG), de recuperación química y de

desechos industriales. Con relación al código ASME PTC 4-2008, es muy importante

destacar que en su prefacio establece claramente que es el único estándar reconocido y

vigente aplicable al ensayo de calderas, puesto que su difundida y antigua norma ASME

PTC 4.1 [6] y su conocido método abreviado (Short Form) han sido reemplazados y

anulados por el nuevo código (1998), ya que no contempla todos los avances

tecnológicos en el campo de la generación de vapor, instrumentación, control y métodos

de cálculos. Las diferencias entre ambos métodos se encuentran explicadas por el

comité de interpretación del ASME (PTC 4 Committee - (Technical Inquiry # 04-05).

Es frecuente encontrar trabajos técnicos que siguen tomando como referencia este

estándar superado [7],[8],[9]

3. Objeto de los ensayos

Los ensayos de calderas se implementan con diversos propósitos siguiendo los códigos

citados que establecen los objetivos, condiciones, procedimientos y reportes que deben

seguirse para su ejecución. Los propósitos más difundidos de estos ensayos son:

Comparar el rendimiento actual con el rendimiento garantizado

Comparar el rendimiento actual a una condición de referencia

Comparar diferentes condiciones o métodos de operación

Determinar la performance específica de algún componente en particular

Comparar el rendimiento cuando se usa combustibles alternativos

Comparar los efectos de las modificaciones en algunos equipos

De manera general en la tabla Nº1 se resumen otras variables características de la

operación que pueden ser de interés su medición y análisis

Tabla Nº1 – Objetivos secundarios de un ensayo

Estado del vapor: presión,

titulo y temperaturas a cargas distintas

Análisis de gases en distintos

puntos del circuito

Medición temperaturas de

tubos y paredes en lugares varios del equipo

Perdidas de carga en el

sobrecalentador a diferentes

estados de carga

Consumo de potencia equipos

auxiliares

Comportamiento de los

sistema de control e

instrumentación

Tiraje a distintas demandas Pureza y calidad del vapor

generado

Calidad del agua de caldera

con tratamientos varios

Temperatura de gases en

sitios diversos

Velocidad de los gases en

lugares varios

Presión, temperatura y

composición de gases en sitios varios del circuito

Temperatura del aire en

puntos varios

Infiltración de aire en

distintos puntos

Eficiencia separadores de

partículas

Para la consecución de estos objetivos las normas recomiendan dos métodos de ensayos

4. Métodos de Ensayos

Ambos estándares reconocen dos métodos para la ejecución de los ensayos, estos son:

Método Directo (EN) o Input-Ouput (ASME)

Método Indirecto (EN) o Balance Energy (ASME)

Los métodos presentan características particulares que hacen que su selección sea

evaluada cuidadosamente según el caso que se trate

5. Análisis de Caso Nº1 – caldera humotubular

Estas calderas son las más difundidas en la industria y son empleadas en casi la mayoría

de los casos para generar vapor saturado destinado a procesos de calentamiento, secado,

evaporación, etc. La figura Nº1 resume las variables del balance térmico del equipo

ensayado. La caldera en cuestión que opera con gas natural fue ensayada por el método

indirecto bajo el estándar europeo EN-12953-11-2004. Esta norma establece que el

método directo no es sugerido en estos equipos porque el error estimado en las

mediciones puede ser de tres a cuatro veces mayor que en el método indirecto.

Figura Nº1 – Balance térmico del equipo

Tomando la figura Nº1 como el sistema termodinámico que deseamos evaluar, los

balances de masas y energía en el mismo serán:

Balance de masas en el equipo

1 + λ ma = mgh (lado de los gases) (1)

mw = ms + mp (lado del agua) (2)

Balance de entalpías

Hi + Ja = Jg + Ql (lado de los gases) (3)

mw.iw = ms.is + mp.ip (lado agua) (4)

Donde: λ (exceso de aire), ma, Ja (flujo aire en kg/h y entalpía específica del aire en

kcal/kg), mgh, Jg (flujo de gases de combustión en kg/h gas y entalpia específica gases

en kcal/kg), mw, mp, ms, ip, , iw s, is (flujos másicos de agua de alimentación, purga y

vapor en kg/h y entalpías específicas del agua, purga y vapor en kcal/kg), Hi (poder

calorífico inferior del gas natural kcal/kg) y Ql (pérdidas totales de calor en kcal/kg)

Conocida la composición elemental del combustible y las condiciones operativas de la

caldera podemos resolver estas ecuaciones y plantear el balance térmico requerido por

la norma. El anexo “A” del estándar proporciona las ecuaciones y tablas

termodinámicas para hacer las distintas conversiones y cálculos para los flujos de gases

y aire entre distintos combustibles. En la tabla Nº2 se resumen las características del

equipo y los resultados del ensayo

Tabla Nº2 -Ensayo caldera Humotubular CA 150

Descripción Datos Observaciones

Modelo caldera: humotubular CA 150 3 pasos fondo húmedo

Presión de trabajo 12 ate Medido

Superficie calefacción caldera 360 m2

Combustible usado gas natural

Poder calorífico inferior gas natural (Hi) 8600 Kcal / Nm3 Calculado

Producción de vapor promedio 15 ton / h Medido

Tiempo ejecución ensayo 2 horas Medido

Humedad relativa ambiente promedio 50% Medido

Temperatura de referencia 25ºC Medido

Temperatura promedio agua alimentación 90ºC Medido

Promedio temperatura gases salida calderas 320ºC Medido

Promedio C02 en gases secos en % 10.8% calculado

Promedio 02 en gases secos en % 2.1% Medido

Exceso de aire 10% calculado

Flujo de aire de combustión 10,837 Nm3 / Nm3 gas según balance masas

Flujo de aire de gases de combustión 11,876 Nm3 / Nm3 gas según balance masas

Perdidas calor en gases escape 13, 44% ecuación 8.5-1 norma

Perdidas calor por convección y radiación 0.03% grafico 8.51 norma

Pérdidas totales de calor 13,44 + 0.03 = 13,47% calculadas

Rendimiento térmico 100 - 13,47 = 86.53% ecuación 8.6-7 norma

Desviación permitida ± 0.5 % ítem 9 norma

Rendimiento térmico ƞ = 86.53% ± 0.5% basado en el Hi

Con esta información será posible calcular otros parámetros muy importantes y

representativos de la operación del equipo que son resumidos en la tabla Nº3 y que

servirán para monitorear su performance. Esta información del test de aceptación

permitió corroborar las cifras garantizadas por el fabricante

Tabla Nº3 -Indicadores Operativos

Rendimiento térmico caldera Ƞb = 86.53%

Energía absorbida por el agua 8.631.000 Kcal / h

Energía entregada al hogar 9.976.000 kcal / h

Gas natural consumido 1160 Nm3 / h

Volumen del hogar 8,6 m3

Carga térmica del hogar 1.216.585 kcal / h.m3

Índice bruto vaporización GN 12.93 kg.vapor / Nm3 gas

Producción específica vapor 41.76 kg.vapor / h.m2

Como se ve, la mayor pérdida está dada por los gases de escape que salen del equipo a

altas temperaturas hacia la atmósfera equilibrándose térmicamente con ella. Luego le

siguen las pérdidas de calor por convección y radiación, que según el gráfico dado por

las norma depende solamente del tipo de combustibles usado y de la carga térmica de la

caldera. Así dos equipos idénticos con diferentes grados de conservación de sus

aislaciones tendrán la misma pérdida, o bien equipos de distintos diseños y de igual

carga térmica tendrían la misma pérdida. Dado que este balance térmico se realiza

solamente tomando como base el Primer Principio de la Termodinámica, es decir el

Principio de Conservación de la Energía, analizaremos ahora el equipo mediante un

análisis exergético [10]

6. Análisis exergético

A diferencia de lo que acontece en el balance entálpico donde la energía se conserva, en

el balance exergético no hay conservación de la exergía sino destrucción o pérdida de la

misma debido a las irreversibilidades del proceso, cuyo valor será según la ecuación de

Gouy-Stodola [11]

Ep = To. ∑∆Sirr (5)

El análisis exergético basado en el Segundo Principio de la Termodinámica es la

herramienta más avanzada de análisis para evaluar las transformaciones energéticas

sobre una base cualitativa cuyos fundamentos se pueden consultar en la bibliografía

clásica al respecto [12],[13,[14],[15].Tomando como referencia a la figura Nº1 el

balance de exergías se podrá escribir:

∑ Ee = ∑ Es + ∑ Ed (6)

∑ Ee = mf.ef + mw.ew + ma.ea (7)

∑ Es = mgh.egh + ms.es (8)

∑ Ed = Ec + Etq + Epq (9)

En las que “m” representa los flujos másicos (kg/h) y ew, es, ef, egh, ea las exergía

específica del agua, vapor, gas natural, gases de combustión y aire (kcal/kg).En la

ecuación (9), Ed representa la exergía destruida total en la caldera y Ec, Etq, y Epq

significan las pérdidas de exergía debido a la combustión, a la transferencia de calor

entre el los gases y el agua y al calor perdido por convección y radiación en el equipo.

Dado que la exergía perdida proviene de la exergía química del gas natural quemado en

la caldera, la exergía entregada y el rendimiento exergético del equipo serán:

Exergía aprovechada: Ea = ms (es – ew) (10)

Exergía entregada: Ef = mf . ef (11)

Rendimiento exergético: ζb = (Ea / Ee ).100 (12)

La ecuación (9) nos indica la magnitud de la exergía perdida pero no nos informa nada

dónde se produce y las causas que las ocasionen. En la caldera debido a la combustión

del gas natural, se generan gases a altas temperaturas (Tmg) que transfieren calor (Q) al

fluido y a las paredes del equipo produciendo la evaporación del agua, que cambia de

fase isóbara e isotérmicamente (Ta). La exergía perdida debido a la transferencia de

calor entre los gases y el agua en la superficie de calefacción será según [12]:

Etq = Q To (Tmg – Ta) / Ta . Tmg (13)

Partiendo de estas ecuaciones, en la tabla Nº4 se presentan los resultados del balance

donde podemos ver que el rendimiento exergético del equipo es muy bajo (ζb= 28.56%)

y que la mayor pérdida tiene lugar en el hogar (54.64%), seguida de la que acontece en

la propia superficie de calefacción de la caldera (41.16%). El resto de la exergía se

destruye debido a las perdidas por convección y radiación en el equipo. Vemos el

contraste entre el elevado rendimiento energético (ƞ= 86.53%) obtenido en el ensayo

según el Primer Principio y los valores surgidos del balance exergético (ζb = 28.56%)

conforme al Segundo Principio de la Termodinámica

Tabla Nº 4 - Balance Exergético

ítem valor

exergía específica gas natural 8944 Kcal / Nm3

exergía específica vapor 203,83 kcal / kg

exergía específica agua 6.23 kcal/kg

exergía entregada 10375040 kcal/h

exergía aprovechada 2964000 kcal/h

rendimiento exergético 28.56%

exergía perdida total en el equipo 7411060 kcal/h

exergía perdida en el hogar 3564923 kcal/h

exergía perdida haz convección 2448627 kcal/h

Visto los resultados de ambos balances tenemos ahora la oportunidad de mejorar la

eficiencia energética del equipo. Dado que los gases de escape de la caldera tienen una

elevada temperatura se podrá recuperar parte de su energía térmica remanente y para

ello caben aquí dos opciones conocidas. Estas son:

Instalación de turbulators en el haz convectivo. Con estos elementos es posible

incrementar entre 3 y 4% el rendimiento de la caldera dando mayor generación

de vapor y reducción de la temperatura de los gases de escape [16],[17],[18]

Instalación de un economizador para subir la temperatura del agua de

alimentación y reducir la temperatura de los gases de escape, cuya inversión

habrá que contrastar con al ahorro de combustible [19],[20],[21]

Tabla Nº5 - Balance exergético con turbulators

ítem valor

producción de vapor 15 ton / h

rendimiento térmico con turbulators 90%

rendimiento térmico sin turbulators 86.53%

consumo de gas con turbulators 1115 Nm3/h

consumo de gas sin turbulators 1160 Nm3/h

combustible ahorrado 45 Nm3/h

exergia entregada 9972560 kcal/h

exergia aprovechada 2964000 kcal/h

exergia perdida 7008560 kcal/h

ahorro exergía con turbulators 402480 kcal/h

rendimiento exergético c/turbulators 29.72%

rendimiento exergético sin /turbulators 28.56%

incremento de rendimiento exergético 4%

En las tablas Nº5 y 6 se calcularon los beneficios de estas soluciones sobre la base

de la valoración de las pérdidas de energía utilizable o exergía. De dichas tablas

podemos inferir que el economizador es energéticamente una mejor solución ya que

provoca mejor performance tanto energética como exergética al reducir el salto

entálpico para evaporar el agua y al reducir las pérdidas en los gases de escape por

su menor temperatura a la salida de la caldera. Si bien tiene mayores beneficios

habrá que evaluarlos financieramente versus la inversión requerida (Van, Tir)

Tabla Nº6 - Balance exergético con economizador

ítem valor Observaciones

producción de vapor 15 ton/h

rendimiento térmico con economizador 89.72% temp.agua = 110º C

rendimiento térmico sin economizador 86.53% temp.gases escape = 255º C

consumo de gas con economizador 1050 Nm3/h

consumo de gas sin economizador 1160 Nm3/h

combustible ahorrado 110 Nm3/h

exergia entregada 9659520 Kcal/h

exergia aprovechada 2904750 kcal/h

exergia perdida 6754770 kcal/h

ahorro exergía con economizador 656270 kcal/h

rendimiento exergético con economizador 30%

rendimiento exergético sin economizador 28.56%

incremento de rendimiento exergético 5%

7. Análisis de Caso Nº2 – Calderas acuotubulares

La cogeneración en la industria azucarera como estrategia de diversificación adquirió

desde hace algunos años una gran importancia que llevó a los ingenios azucareros a

introducir generadores de vapor de moderno diseño duplicando o triplicando las

presiones de trabajo y capacidades habituales. Esto introdujo mayores exigencias tanto

en la operación como en el mantenimiento de estos equipos ya que la rentabilidad del

negocio (venta de energía a la red) dependerá de la eficiencia de sus instalaciones

térmicas asociadas (caldera-turbogenerador) y del uso racional del bagazo como

combustible renovable

Herramientas esenciales para cumplir con estos objetivos lo constituyen los códigos de

ensayos de performance (PTC) de ASME [22]. Para estas aplicaciones en general se

usan varios códigos complementarios que tienen por objeto establecer las reglas y

condiciones bajo las cuales deben ejecutarse los ensayos y las mediciones con el

propósito de garantizar la exactitud y confiabilidad de los resultados obtenidos. La

figura Nº2 resume las variables que intervienen en el balance térmico generador de

vapor según este estándar

Figura Nº2 – Balance energía del generador de vapor

La importancia de implementar estos códigos como buenas prácticas de ingeniería es

que solo así es posible contar con una política seria de benchmarking tecnológico que

permita efectuar comparaciones valederas entre instalaciones similares cualquier sea el

lugar donde se encuentren operando. En este caso se analizan dos calderas a bagazo, una

de diseño antiguo y otra de diseño moderno, ambas ensayadas bajo el código ASME

PTC 4-2008 (Fired Steam Generators) por el método indirecto (ver figuras Nº3 a-b)

Figura Nº3: diseño antiguo de calderas a bagazo (a)

1100

892 863 861 753 745

396

198

0

200

400

600

800

1000

1200

tem

per

atu

ra g

ases

en

ºC

Areas de transferencia de calor

Grafico Nº1 - Caída de temperaturas de gases combustión21 bar - 330 ºC

Figura Nº3: diseño moderno de calderas a bagazo (b)

Los gráficos Nº1y2 muestran las caídas de temperaturas de los gases de combustión en

ambos diseños de equipos a través de las distintas superficies de calefacción y en las

tablas Nº7 y Nº8 se resumen los datos operativos de cada equipo y los resultados de los

ensayos.

1300

968929 913

712

415337

260166

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

Tem

per

atu

ras

ºC

Areas de transferencia de calor

Grafico Nº2 - Caída de temperaturas de gases 48 bar y 440ºC

Tabla Nº7 _ Ensayos de calderas a bagazo

Variable caldera 1 caldera 2

caudal de vapor 60 ton/h 200 ton/h

presión de vapor 21 bar 48 bar

temperatura vapor 330ºC 440ºC

temp. agua alimentación 90ºC 105ºC

temp. salida economizador - 159ºC

humedad del bagazo 52% 50%

Poder calor. superior bagazo 2208 kcal/kg 2300 kcal/kg

temperatura ambiente 25ºC 25ºC

humedad relativa ambiente 60% 60%

CO2 gases secos 12.4% 15.6%

O2 gases secos 7.6% 4.4%

Exceso de aire 61% 28%

temperatura gases escape 198ºC 166ºC

temp. aire precalentado 200ºC 325ºC

duración ensayo 4 hrs 4 hrs

Tabla Nº8 -Resumen del balance de energías - ASME PTC 4-2008

tipo de pérdida Caldera 1 Caldera 2

Pérdidas debidas a

humedad del bagazo 15.73% 13.38%

combustión del H2 en el bagazo 8.85% 8.28%

gases secos de combustión 8.40% 5.42%

la humedad del aire ambiente 0.35% 0.22%

la radiación y convección al exterior 0.82% 0.60%

carbono no quemado 2.0% 1.5%

calor sensible cenizas 0.03% 0.03%

total de pérdidas térmicas 36.21% 31.56%

Rendimiento térmico (ƞ) 63.80% 68.44%

Rendimiento exergético (ζ ) 24.25% 29.56%

En estas tablas puede verse claramente la influencia de los equipos de recuperación de

calor en el equipo moderno que dan lugar a una mayor temperatura del agua de

alimentación, aire precalentado, menor exceso de aire y menor pérdida en los gases de

escape, traduciéndose en un mayor rendimiento tanto térmico como exergético. Para los

balances másicos de la combustión del bagazo y los cálculos exergéticos se tomaron los

datos sugeridos por Baloh [23]. Observando los resultados del ensayo podemos ver la

elevada influencia que ejerce la humedad del bagazo sobre las pérdidas térmicas. Para

atenuar este efecto se han efectuado diversas propuestas tendientes al uso de secadores

de bagazo que emplean los gases de combustión emergentes de la caldera bajo

diferentes configuraciones y diseños (transporte neumático, rotativos o en lecho

fluidizado). Estos secadores de bagazo pueden usarse como reemplazo o en

combinación con otros equipos de recuperación de calor donde la adopción final a

seguir deberá hacerse sobre bases termoeconómicas [24],[25],[26]. En la figura Nº4

vemos algunas de estas propuestas.

Figura Nº4 – Secadores de bagazo

Las pérdidas de calor en los gases secos de escape podrán reducirse operando con el

menor exceso de aire posible y con el empleo de calentadores de aire y/o

economizadores como vimos. Otras pérdidas pueden ser controladas y minimizadas

mediante una adecuada operación y mantenimiento del equipo bajos las normas y

buenas prácticas recomendadas, que servirán para garantizar la constancia de la

eficiencia térmica [27],[28],[29].

En este punto es importante mencionar que las pérdidas por convección y radiación

deben ser evaluadas mediante cuidadosas mediciones de temperaturas superficiales,

áreas proyectadas y velocidades del aire circundante. La termografía infrarroja es una

excelente herramienta para estos casos. Con estos datos y las ecuaciones proporcionadas

por la norma (Section-V) estas pérdidas podrán ser valoradas con mayor exactitud.

Tanto ASME como la ABMA sugieren no cuantificar estas pérdidas según el ábaco

citado en el antiguo código PTC 4.1 por no reflejar las diferencias entre distintos

diseños y estado de mantenimiento de las calderas y su menor exactitud [30]

Al igual que en las calderas humotubulares aquí también las mayores pérdidas

exergéticas se producen en el hogar debido al proceso de combustión, seguido de las

pérdidas por la transferencia de calor desde los gases de combustión al agua y al aire.

Vemos que si bien no hay un significativo aumento del rendimiento térmico entre

ambos diseños (7.27%), sí existe un importante aumento en el rendimiento exergético

(21.90%) debido a la mayor presión y temperatura de operación de la caldera moderna,

de aquí que los ciclos de cogeneración para que sean eficientes deberán estar orientados

hacia las altas presiones y temperaturas de vapor

8. Conclusiones

Con el uso de las herramientas anteriores se contribuye de manera efectiva a una

importante parte de los requerimientos de la nueva norma del ASME EA-3-2009 que

mencionáramos al inicio del trabajo. Es un propósito de este trabajo alentar a los

profesionales bolivianos a la implantación de estas normas no sólo para optimizar y usar

racionalmente la energía térmica sino también para efectuar prácticas de benchmarking

tecnológico entre las distintas industrias. El uso sistemático de los códigos de ensayos

del ASME (PTC) en calderas e instalaciones termotecnicas en general, complementadas

con los balances de masas, entálpicos y exergéticos constituyen un paquete integrado

ideal y confiable para una satisfactoria implantación de las normas de validación

energética de facilities industriales. Se ve que calderas con aparente buena eficiencia

como es el caso de los equipos humotubulares, están lejos de estar optimizadas sus

operaciones y pueden ser objetos de mejoras. De igual forma para las calderas

acuotubulares, especialmente las que emplean biomasa, en las que si bien estos

combustibles tienen un bajo costo circunstancial, presentan un gran campo de

optimización, más aún en aquellos casos donde esta biomasa puede tener valor

comercial en otras aplicaciones tal es el caso del bagazo que puede ser usado como

materia prima para la industria papelera o como combustible para cogeneración. En esta

última aplicación el control de performance de las calderas de potencia mediante las

normativas vigentes de ASME es esencial para mantener tanto la eficiencia del ciclo

térmico como el resto de los indicadores de performance dentro de los valores óptimos

de diseño de la instalación

9. Bibliografía

1. ASME EA-3-2009 (Energy Assessment for Steam Systems)

2. ASME EA-3G-2010 (Guidance for ASME EA-3-2009)

3. EN 12953-11-2004 – Shell Boilers, Acceptance Test – European Standards

4. EN 12952-15-2004 – Water Boilers, Acceptance Test – European Standards

5. ASME PTC 4-2008 – Fired Steam Generators – Performance Test Code

6. ASME PTC 4.1-1979 – Steam Generation Unit – Performance Test Code

7. Arnao Sosa JH, Nebra Silvia. Two proposals to determine the efficiency of

bagasse boiler. Agreneb 2006 – Campinas, Brasil

8. Golato M, Colombres FJ. Metodología de cálculo de la eficiencia térmica de

generadores de vapor. Revista Industrial y Agrícola de Tucumán, Volumen

85,Nº2 (2009)

9. Aguirre AC, Montoya DF. Determinación de la eficiencia térmica de calderas en

diferentes ingenios de Colombia. VIII Congreso de la Asociación Colombiana

de Técnicos de la caña de azúcar- Colombia (2009)

10. Baehr HD. Thermodynamik, Springer Verlag (2005)

11. Martínez I. Termodinámica básica y aplicada – Editorial Dossat, Madrid (1992)

12. Kirillin V.& Sychev V. – Termodinámica Técnica. Editorial Mir (1979)

13. Tsatsaronis G.& Cziesla F.- Exergy analysis of simple process – Exergy, energy

systems analysis and optimization, Volume I. Encyclopedia EOLSS (UK-1998)

14. Valero A.- Los balances de energía, entropía, exergía y energía libre. Métodos

para el diagnóstico de instalaciones industriales. Universidad Zaragoza (1987)

15. Moran MJ & Shapiro HN – Fundamentals of Thermodynamics (4ed-2000), JWS

16. www.eere.energy.gov- Consider installing turbulators in two and three pass fire

tube boilers (2004)

17. Ayhan B.- Investigation of turbulators for fire tube boilers using exergy analysis.

Turky Journal Eng.Environ Sci (2001)

18. Warga Z.- Heat transfer in fire tube boilers. Doctoral dissertation, University of

Ljubljana, Slovenia (2000)

19. Annaratone D.- Steam Generators, Edit.Springer (2008)

20. Kitto JB & Stultz SC.Steam, its generation and use, 41st. Babcok Wilcox (2005)

21. Torreguitar R.& Weiss A.- Combustión y generación de vapor. Ed. Prisma Pub

22. Performance Test Code PTC 1- (1991) General Instruction- ASME

23. Baloh T.&,Wittwer E.- Manual de energía para fabricas de azúcar de caña -

(segunda edición) Editorial Bartens,1995

24. Nebra Silvia – Secagem pneumatica de bagaço de cana. Tesis doctoral Unicamp

(1985) Campinas – Brasil

25. Arnao S.J.& Nebra S.- Bagasse dryer role in the energy recovery of water tube

boiler – Drying Technology 27 – 587-589. Edit. Taylor& Francis (2009)

26. Cardenas G.& Wittwer E.- Energy and exergy analysis of a combined bagasse

dryer and boiler systems. ISJ, Vol 96 (1994)

27. Heselton K.- Boiler operators handbook – Fairmont Press (2005)

28. Payne W.- Efficient boiler operations sourcebook - Fairmont Press (1996)

29. Mora Castro J.- Operación y mantenimiento de calderas. Editorial: Universidad

Nacional de Colombia (2002)

30. American Boilers Manufactures Association (ABMA) – The ABMA radiation

loss curve (2008)