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:
[email protected] / 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 t ermotecnicas 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 Perdidas de carga en el sobrecalentador a diferentes estados de carga Tiraje a distintas demandas Temperatura de gases en sitios diversos Temperatura del aire en puntos varios
Análisis de gases en distintos puntos del circuito
Medición temperaturas de tubos y paredes en lugares varios del equipo Consumo de potencia equipos Comportamiento de los auxiliares sistema de control e instrumentación Pureza y calidad del vapor Calidad del agua de caldera generado con tratamientos varios Velocidad de los gases en Presión, temperatura y lugares varios composición de gases en sitios varios del circuito Infiltración de aire en Eficiencia separadores de distintos puntos 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 + m p (lado del agua)
(2)
Balance de entalpías Hi + Ja = Jg + Ql mw.iw = ms.is + m p.i p
(lado de los gases)
(3)
(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, m p, ms, i p, , 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), H i (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 Modelo caldera: humotubular CA 150 Presión de trabajo Superficie calefacción caldera Combustible usado Poder calorífico inferior gas natural (H i) Producción de vapor promedio Tiempo ejecución ensayo Humedad relativa ambiente promedio Temperatura de referencia Temperatura promedio agua alimentación Promedio temperatura gases salida calderas Promedio C02 en gases secos en % Promedio 02 en gases secos en % Exceso de aire Flujo de aire de combustión Flujo de aire de gases de combustión Perdidas calor en gases escape Perdidas calor por convección y radiación Pérdidas totales de calor Rendimiento térmico Desviación permitida Rendimiento térmico
Datos 3 pasos fondo húmedo 12 ate 360 m2 gas natural 8600 Kcal / Nm3 15 ton / h 2 horas 50% 25ºC 90ºC 320ºC 10.8% 2.1% 10% 10,837 Nm3 / Nm3 gas 11,876 Nm3 / Nm3 gas 13, 44% 0.03% 13,44 + 0.03 = 13,47% 100 - 13,47 = 86.53% ± 0.5 % ƞ = 86.53% ± 0.5%
Observaciones Medido
Calculado Medido Medido Medido Medido Medido Medido calculado Medido calculado según balance masas según balance masas ecuación 8.5-1 norma grafico 8.51 norma calculadas ecuación 8.6-7 norma ítem 9 norma 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
Ƞb = 86.53% Rendimiento térmico caldera 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] E p = 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:
∑ E e = ∑ Es + ∑ E d ∑ Ee = mf .ef + mw.ew + ma.ea ∑ Es = mgh.egh + ms.es ∑ Ed = Ec + Etq + E pq
(6) (7) (8) (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 E c, Etq, y E pq 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 T o (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
exergía específica gas natural exergía específica vapor exergía específica agua exergía entregada exergía aprovechada rendimiento exergético exergía perdida total en el equipo exergía perdida en el hogar exergía perdida haz convección
valor
8944 Kcal / Nm3 203,83 kcal / kg 6.23 kcal/kg 10375040 kcal/h 2964000 kcal/h 28.56% 7411060 kcal/h 3564923 kcal/h 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
producción de vapor rendimiento térmico con turbulators rendimiento térmico sin turbulators consumo de gas con turbulators consumo de gas sin turbulators combustible ahorrado exergia entregada exergia aprovechada exergia perdida ahorro exergía con turbulators rendimiento exergético c/turbulators rendimiento exergético sin /turbulators incremento de rendimiento exergético
valor
15 ton / h 90% 86.53% 1115 Nm3/h 1160 Nm3/h 45 Nm3/h 9972560 kcal/h 2964000 kcal/h 7008560 kcal/h 402480 kcal/h 29.72% 28.56% 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
producción de vapor rendimiento térmico con economizador rendimiento térmico sin economizador consumo de gas con economizador consumo de gas sin economizador combustible ahorrado exergia entregada exergia aprovechada exergia perdida ahorro exergía con economizador rendimiento exergético con economizador rendimiento exergético sin economizador incremento de rendimiento exergético
valor
Observaciones
15 ton/h 89.72% temp.agua = 110º C 86.53% temp.gases escape = 255º C 1050 Nm3/h 1160 Nm3/h 110 Nm3/h 9659520 Kcal/h 2904750 kcal/h 6754770 kcal/h 656270 kcal/h 30% 28.56% 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 analiza n 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)
Grafico Nº1 - Caída de temperaturas de gases combustión 21 bar - 330 ºC 1200
C º 1000 n e s 800 e s a 600 g a 400 r u t a 200 r e p 0 m e t
1100 892
863
861
753
745 396 198
Areas de transferencia de calor
Figura Nº3: diseño moderno de calderas a bagazo (b)
1400 1200 C º 1000 s a r u t 800 a r e 600 p m e 400 T
Grafico Nº2 - Caída de temperaturas de gases 48 bar y 440ºC
1300 968
929
913 712 415
200
337
260
166
0
Areas de transferencia de calor
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.
Tabla Nº7 _ Ensayos de calderas a bagazo Variable
caldera 1
caldera 2
caudal de vapor presión de vapor temperatura vapor temp. agua alimentación temp. salida economizador humedad del bagazo Poder calor. superior bagazo temperatura ambiente humedad relativa ambiente CO2 gases secos O2 gases secos Exceso de aire temperatura gases escape temp. aire precalentado duración ensayo
60 ton/h 21 bar 330ºC 90ºC 52% 2208 kcal/kg 25ºC 60% 12.4% 7.6% 61% 198ºC 200ºC 4 hrs
200 ton/h 48 bar 440ºC 105ºC 159ºC 50% 2300 kcal/kg 25ºC 60% 15.6% 4.4% 28% 166ºC 325ºC 4 hrs
Tabla Nº8 -Resumen del balance de energías - ASME PTC 4-2008 tipo de pérdida
Pérdidas debidas a
Caldera 1 Caldera 2
humedad del bagazo combustión del H2 en el bagazo gases secos de combustión la humedad del aire ambiente la radiación y convección al exterior carbono no quemado calor sensible cenizas total de pérdidas térmicas
15.73% 8.85% 8.40% 0.35% 0.82% 2.0% 0.03% 36.21%
13.38% 8.28% 5.42% 0.22% 0.60% 1.5% 0.03% 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
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