Implementación el sistema SCADA en el turbogenerador de una central térmica

UNIVERSIDAD NACIONAL DE ING-ENIERÍA

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

IMPLEMENTACION DEL SISTEMA SCADA EN EL

TURBOGENERADOR DE UNA CENTRAL TERMICA

INFORME DE SUFICIENCIA

PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE:

INGENIERO ELÉCTRICISTA

PRESENTADO POR:

JHON HENZY MEJICO PALPAN

PROMOCIÓN

2004-1

LIMA-PERÚ

SUMARIO

INTRODUCCIÓN ... 1

CAPITULO 1 DESCRIPCION DE LA CENTRAL TERMICA 1.1. Turbogeneradores UTI ... 2

1.2. Turbogenerador Westinghouse ... 2

1.3. Historia e inicios ... 3

1.4. Situación actual. ... 5

1.5. Planteamiento de la problemática ... 6

1.5.1. Fallas de la unidad por deficiencias en el sistema de control WDPF, costos y penalidades que involucran las fallas ... 6

1.5.2. Deficiencias en el tiempo de detección de una falla ... 7

1.5.3. Desconocimiento en tiempo real y la manera didáctica de presentar el arranque, parada y proceso de enfriamiento (spin hold) de la unidad ... 9

1.5.4. Demora en el forzamiento de puntos lógicos, para pruebas de equipos auxiliares de la unidad ... 10

1.6. Objetivos del informe ... 11

1. 7. Alcances ... 11

CAPITULO 11 COMPONENTES DE LA UNIDAD TERMICA INVOLUCRADA EN EL CAMBIO DE SISTEMA SCADA 2.1. Descripción de la unidad térmica involucrada (Westinghouse) ... 12

2. 1.1. Sistema de generación ... 13

2.1.2. Descripción de los sistemas mecánicos ... 23

CAPITULO 11 1 ESQUEMAS LOGICOS PRINCIPALES PARA EL CONTROL DE LA UNIDAD TURBOGENERADORA 3.1. Speed control (Control de velocidad) ... 30

3.2. Megawatt control (control de potencia) ... 30

3.3. Fuel /gas logic (Lógica de gas y diesel) ... 30

3.4. Main gas valve demand (Demanda de la válvula principal de gas) ... 31

VI

3.6. Blade path temperatura control (Temperatura en el paso de paleta) ... 32

3.7. Water inyección gas/oil (inyección de agua con gas y diesel) ... 33

3.8. Turning gear (Motor virador) ... 34

3.9. lgnition sequence (Secuencia de encendido) ... 35

3.10. Fíeld breaker (Interruptor de campo) ... 35

3.11. Sincroniza logic (Lógica de sincronización) ... 35

3.12. Trip logic (Lógica para bloqueo de unidad) ... 35

3.13. Autounload logic (Lógica de auto descarga) ... 36

3.14. Lube oil temperatura control (Control de temperatura de aceite lubricación) ... 36

CAPITULO I V IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL SPPA-T3000 (SERVIDOR DE APLICACIONES BASADO EN WINDOWS SERVER) EN UNIDAD WESTINGHOUSE 4.1. Revisión de Sistema Bently Nevada (monitor de vibraciones a través de sensores de proximidad) ... 37

4.2. Prueba de la resistencia depuesta a tierra del paquete eléctrico y de la sala de control. ... 38

4.3. Pruebas de relés de Protección; cambio de ajustes definidos por el COES ... .40

4.4. Mantenimiento del sistema de detección y extinción por diluvio en la unidad térmica Westinghouse(WHS) ... 41

4.5. Pruebas eléctricas de diagnostico de aislamiento de estator y excitatrices del generador de unidad WHS ... 41

4.6. Cambio de sistema de control de WDPF (Procesamiento distribuido de la familia Westinghouse) a SPPA-T3000 (Servidor de aplicaciones basado en Windows Server) ... 45

4.7. Comparación entre el sistema WDPF y SPPA T-3000, con referencia a la pantallas de control. ... 50

CAPITULO V MIGRACION DEL SISTEMA DE CONTROL WDPF AL NUEVO SISTEMA DE CONTROL SPPA-T 3000 5.1. Sistema de control WDPF ... 55

5.2. Sistema de control SPPA-T 3000 (servidor de aplicaciones basado en Windows Server), sus ventajas ... 63

5.2.1.Pantalla de la planta y ventanas de operaciones ... 68

5.2.2.Workbench (vista principal de la pantalla de trabajo) ... 70

5.2.3. Abrir una vista en el workbench ... 71

5.2.5. Ventanas del controlador ... 74

5.2.6. Controladores de la pantalla de operación y mantenimiento ... 78

5.2.7. Pantalla de secuencia de alarmas ... 82

5.2.8. Pantalla de tendencias (trend) ... 84

5.2.9. Configurar y visualizar los informes ... 86

5.2.10. Report Types (tipos de informes) ... 86

CAPITULO VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1. Conclusiones ... 89

6.2. Recomendaciones ... 92 ANEXOS

INTRODUCCIÓN

En el presente trabajo se pretende volcar conocimientos de la estructura y proceso de operación de un turbogenerador modelo W501O5A de fabricación extranjera, conocimientos adquiridos en el proceso de operación el cual es poco difundido pero de necesidad en el ámbito de generación térmica, así mismo se demuestra lo eficiente, didáctico, confiable e interactuante para la operación que es el nuevo sistema de control SPPA-T 3000 (servidor de aplicaciones basado en Windows Server) en comparación con el antiguo sistema de control WDPF( Westinghouse Distributed Proccessing Family); así también se muestra el proceso de implementación técnica para dejar la unidad operativa y al servicio del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).

La Central Térmica Santa Rosa donde se encuentra la unidad turbogeneradora en la cual se ha implementado el sistema de control, está constituida por las siguientes unidades: 1.1. Turbogeneradores UTI

Las unidades de la Planta UTI (Unidad tecnológica Internacional) está formada por los grupos turbo gas tipo jet llamados TGS y TG6, consistente en dos paquetes Twin Power Pack (paquete de generación de energía gemelos), con una potencia de servicio de 54.8 MW (de datos de placa) para cada Twin Power Pack. Cada paquete consiste de:

• Dos (2) generadores de gas aeroderivativos (Pratt & Whitney) modelo FT4C-3F. Cada una consiste de dos (2) compresores axiales (baja y alta presión), una cámara de combustión y dos (2) turbinas de rotor (alta y baja presión).

• Dos (2) turbinas de potencia de eje simple o "turbinas libre" que gira aprovechando la energía de los gases calientes de la combustión.

• Un (1) generador eléctrico. • Acometida de Gas y diesel.

Cada paquete Twin Power Pack, esta dispuesto con sus respectivos dos (2) generadores de gas y dos (2) turbinas libres, opuestas una con otra,

y

El equipo de soporte esta dispuesto en recintos auto-contenidos para los sistemas de lubricación, sistemas de combustible, sistemas de enfriamiento y sistemas de control. Para cada unidad se ha construido estructuras para los filtros de admisión de aire y para la descarga de los gases de la combustión como se muestra en la Fig 1.1

Cada unidad esta separada de otra aproximadamente 15 metros, con un cuarto de control común para los sistemas de control y equipos de maniobra eléctrica. Este recinto esta ubicado entre ambas unidades. Las unidades tienen capacidad de "arranque en negro" mediante un sistema de arranque de aire comprimido.

1.2. Turbogenerador Westinghouse

3

de placa) varía en un rango desde 109.3 MW a 121.3 MW dependiendo del tipo de combustible y del modo de operación.

Esta unidad consiste de:

• Compartimiento Eléctrico (Generador y Excitador) • Compartimiento para motores de arranque

• Compartimiento para las bombas

• Compartimiento Mecánico (Rotor de la turbina de combustión y accesorios de control) y Filtros de admisión de aire.

• Chimenea para la descarga de gases.

• Compartimiento para el lavado del compresor • Estación adyacente de gas natural

En la figura 1.2 podemos apreciar la estructura del turbogenerador Westinghouse. Esta unidad no tiene capacidad de "arranque en negro".

El Patio de Llaves de 220 kV de la Planta térmica está dividido en dos patios, denominados patio A y patio B. El patio A cuenta con un pórtico y un seccionador de barra A; y en el patio 8 se encuentra la mayor cantidad de equipos y se encuentra compuesta por un pórtico, un seccionador de barra, un seccionador de aislamiento, un interruptor y un transformador combinado (tensión y corriente).

Típicamente la producción de la central ha sido de la siguiente manera: Las unidades de la central térmica Santa Rosa han sido de punta. Desde la conversión a gas natural de la Unidad TG7 de la planta Westinghouse, primero, luego de la Unidad TG5 y de la Unidad TG6 de la planta UTI, el despacho económico ha mejorado significativamente, con bajos costos de combustible e incrementando la participación en el mercado de la generación eléctrica dado su localización estratégica cercana a las centros de consumo de carga. Actualmente la unidad TG7 trabaja permanente en base, y las unidades TG5 y TG6 en horas de punta, arrancando una o dos veces por día. En los meses de verano con la llegada del recurso hídrico la unidad TG7 ya no despachará en base, pero estará disponible para despachar en las horas de punta cuando el COES la solicite. Las unidades TG5 y TG6 también estarán listas para entrar en servicio cuando sean solicitadas por el COES en las horas de punta y en caso de emergencias. En situación de emergencia las unidades TG5 y TG6 entrarán en servicio antes que la unidad TG7 debido a su diseño aeroderivativo y a que tienen menores tiempo de arranque y de toma de carga, todo esto a pesar de su mayor costo marginal.

1.3. Historia e inicios

UTI S TWill Power Pack -53.S MW

Fig.1.1. Estructura turbogeneradores UTI

Westinghouse Plant Unit 7 W501 D5A Combustion Turbine Natural Gas/Diesel -109-121,3 MW

Air Flltratlon House

Fig.1.2. Estructura turbogenerador Westinghouse

más tarde Talleres Moyopampa S.A. (1995) y desde 1996 como EDEGEL S.A.A. vía privatización.

A comienzos de la década de los 60's la central inició sus operaciones comerciales con la instalación de tres turbinas de combustión BBC _de ciclo simple. Estas turbinas aunque todavía permanecen en la central, se encuentran inactivas y si.n planes de reactivarlas debido a la obsolescencia y a que ya no resultan atractivas económicamente. Están localizadas en Santa Rosa Antigua.

5

para la operación de la unidad TG-7 con la turbina de combustión de tipo industrial W501D5A.

La propietarios de la unidad térmica tiene un contrato para suministro de gas natural "take or pay" con la visión estratégica de mejorar el despacho económico de la central Santa Rosa. Para lograr este objetivo se ha llevado a cabo:

• La conversión a gas natural en mayo del 2005 de la unidad TG-7, esto incluye la instalación de tuberías con todo el tratamiento asociado, instalación de equipos de regulación para gas natural y nuevos quemadores. Con esta conversión, el gas se convierte en combustible primario para la unidad TG-7, quedando el petróleo diesel 2 como combustible de emergencia.

• La conversión a gas natural de las unidades UTl5 y UTl6, en mayo del 2006. Operando únicamente con gas natural.

1.4. Situación actual

La Central Térmica Santa Rosa de propiedad de la empresa EDEGEL S.A.A. tiene sus instalaciones localizadas en la Calle José de Rivera y Dávalo Nº 201 en la cuadra 15 del Jirón Ancash, en el departamento de Lima. Ubicada al Nor Este de Lima y 5 Km. del centro de Lima. Pertenece en su mayoría a capitales privados del grupo español Endesa. La Central Térmica Santa Rosa utiliza para la generación de energía eléctrica dos tipos de grupos de turbinas de combustión:

• 4 UTI (Unidad Tecnologica Internacional) - Modelo FT4C-3F 26.75 MW cada una, para un total de 107 MW, e identificadas como las unidades TG5 y TG6. Estas unidades entraron en operación en el año 1982, y operaban en base a petróleo diesel 2, hasta su conversión a gas natural en el 2006. Se encuentran listas para operar en emergencia o para cubrir la punta de la demanda, gracias a su diseño aeroderivativo y cortos tiempos de arranque y parada. Estas unidades también tienen la capacidad de "arranque en negro"; es decir, que no necesitan de una fuente externa para arrancar la máquina.

Nueva (lado norte), y estas separadas por las vías del tren. Como se muestra en la Fig 1.3

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Fig.1.3. Ubicación de la central térmica 1.5. Planteamiento de la problemática

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El sistema de control WDPF durante su periodo de funcionamiento ha tenido deficiencias, entre ellas se tiene:

1.5.1. Fallas de la unidad por deficiencias en el sistema de control WDPF, costos y penalidades que involucran las fallas.

Durante la operación de la unidad con sistema de control WDPF, surgieron varias fallas esencialmente porque este sistema no era tan interactivo y cómo funcionaba con sistema operativo UNIX era tan tedioso la obtención de trend's (graficas) de diagnostico y así mismo era riesgoso la operación si el personal operativo no estaba muy bien capacitado, a continuación se presenta un extracto del informe de novedad operativa que se realizo por falla de unidad de generación térmica de la Westinghouse TG-7.

Fecha : 26/06/ 2005

Desconectada(s) de la red a 10:35h Origen desconexión: Interno

Breve descripción: Estando la máquina en carg·a base, al tratar de configurar en el WDPF un trend de parámetros críticos , involuntariamente , se le dio orden de apertura al interruptor de 13.8 kv del alternador, ocasionando un disparo con 110.6 MW.

7

Producción a las: __ hrs __ / __ Estimado a las: ___ hrs.

___

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Como se puede apreciar en el reporte anterior la falla fue apertura de interruptor con 110.6Mw, la unidad operaba con inyección de agua y en modo gas natural; ahora bien este bloqueo de unidad y otros bloqueos mas ya sea con carga y sin carga representan penalidades ya que cada bloqueo de unidad dependiendo del régimen de carga en que se encuentra es penalizado con una cantidad de arranques (en la tabla 1.1 se aprecia las penalidades del fabricante para la turbina de modelo W501D5A-Siemens Westinghouse), la otra penalidad que tendríamos es con el COES pues penalizará el tiempo de indisponibilidad de la unidad.

La tabla de penalidades presentado tanto para arranques equivalentes como para horas equivalentes de operación es traducido en el siguiente esquema (Fig. 1.4) para mejor entendimiento [6]. Comúnmente cuando las unidades fueron inspeccionadas de acuerdo a la recomendación del fabricante se pudo encontrar daños en los duetos de transición (Fig.1.5) y en las cámaras de combustión y cruce de flama (Fig. 1.6)

Tabla 1.1. Penalidades del fabricante para turbina de modelo W501 D5A-Siemens Westinghouse

EBHtotal and ES INSPECTION

TOTAL EQUIV ALelT TOTAL fQUIV ALelT _{INSPECTION TYPE}

BASE HOURS (EBHtotal) STARTS(ES) RECOMMENDED

( 1 ) ( 1 ) ' COMBUSTOR(MINOR)

8000 400 COMBUSTOR(MAJOR)

24000 800 TURBINE(HOT PATH)

48000 1600 MAJOR

96000 Rotor lns pection

1.5.2. Deficiencias en el tiempo detección de una falla.

El WDPF (Procesamiento distribuido de la familia Westinghouse), era un sistema de control que no tenia puertos de diagnostico de comunicaciones de cada señal de modo visible para el operador, así mismo este sistema no tenía la bondad de generar un reporte de falla al detalle de los eventos ocurridos (todas estas anormalidades se supero con el sistema SPPA-T 3000, ya que aquí se pueden presentar trend's de análisis al segundo, como se muestra en la Fig.1.7).

HORAS EQUIVALENTES

48000 ________________________________________________________________________________ OVERHAUL,

40000 IMC

---.---:

32000 IMC

---24000 ---� IRGC

16000

8000 ---1 IMC

400 ' ' 1 1 1 1

IMC

IMC lnspe=ión mayor de combustores IRGC Inspección de ruta de gases calientes OVERHAUL Mayor

800

ARRANQUES EQUIVALENTES 1200

1 1 1 1 :

1 '' '

1

1

Fig.1.4. Penalidades por arranques equivalentes y horas equivalentes

Fig.1.5. Duetos de transición

Fig.1.6. Cámaras de combustión

X

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Fecha : 18/04/ 2006

Desconectada(s) de la red a 18:12 hrs. Origen desconexión: Interno

Breve descripción: Encontrándose a plena carga se presenta un trip con apertura del interruptor 13.8 KV y apagado de la turbina; no dejó señalización en la ventana de alarmas. Los parámetros de operación _se encontraban previamente en niveles normales.

Reconexión a la Red:

Producción a las: __ hrs _/ __ Estimado a las: _ __ .hrs.

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Men:h tO, 2008 10:55:15 #1GMT-05.:00 Fig.1.7. Grafico de análisis en el sistema T-3000

1.5.3. Desconocimiento en tiempo real y la manera didáctica de presentar, el arranque, parada y proceso de enfriamiento (spind hold) de la unidad.

temperatura en el paso de paletas (blade path) como valor instantáneo, tal como podemos apreciar en la Fig.1.8 y· no se podía conocer el tiempo que falta para la culminación del enfriamiento y la grafica en tiempo real de la gradiente de caída de temperatura. Con el sistema WDPF en el caso de arranque y parada solo se visualiza la grafici de velocidad en el tiempo y se supone que el operador conozca la secuencia en proporción a la velocidad, esto no es tan·efectivo para la ubicación de una falla lo que se busca es tener. una secuencia del proceso y si falla conocer inmediatamente en que etapa del proceso ha fallado y cuál fue el equipo causante de·esta falla.

Fig.1.8. Pantalla de temperaturas en el paso de paleta, con el sistema de control WDPF

1.5.4. Demora en el forzamiento de puntos lógicos para pruebas de equipos auxiliares de la unidad.

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control WDPF lo teníamos que buscar como un byte en la lógica y luego teníamos que cambiar un bit y corría el riesgo que este bit pueda quedar forzado y el sistema no lo reconocía o señalizaba; lo que se busca en el nuevo sistema de control es realizar esta prueba de equipos de manera más didáctica y si algún punto quedo forzado esto figure en algún lado ya sea en una secuencia de eventos o en registro de alarmas.

1.6. Objetivos del infonne.

El presente trabajo tiene como objetivo mostrar la implementación y migración del sistema scada en un turbogenerador de la Central térmica Santa Rosa a través de esquemas y descripción del proceso, partiendo desde un marco teórico donde se describe los componentes de la unidad turbogeneradora y esquemas de la lógica de control, del mismo modo también se aprecia las ventajas y bondades que nos brinda el nuevo sistema scada SPPA-T3000 en comparación con el sistema antiguo WDPF. La implementación se realizo debido a problemas que se presentaron durante la operación de la unidad turbogeneradora Westinghouse entre las deficiencias básicas citaremos: • Fallas de la unidad por deficiencias en el sistema de control WDPF, costos y

penalidades que involucran las fallas.

• Deficiencias en el tiempo de detección de una falla.

• Desconocimiento en tiempo real y la manera didáctica de presentar el arranque, parada y proceso de enfriamiento (spin hold) de la unidad.

• Demora en el forzamiento de puntos lógicos, para pruebas de equipos auxiliares de la unidad.

Las deficiencias citadas podemos apreciar al detalle en el capítulo I item1 .5. 1.7. Alcances.

2.1. Descripción de la unidad térmica involucrada (westinghouse).

El equipamiento para la generación de potencia consiste de una unidad de turbina­ generador.

La función de la turbina de combustión del generador es convertir la energía del combustible en energía mecánica. La turbina de combustión requiere potencia externa para el arranque.

Posee un generador eléctrico que es manejado por una turbina de combustión de un solo eje, la cual convierte la energía mecánica en energía eléctrica. La potencia eléctrica desarrollada es entregada en barras del patio de llaves a través de un transformador de potencia de dos devanados.

Esta construida con paquetes ensamblados en fábrica, debido a las limitaciones de embarque. Una vez instalada entrega potencia eléctrica a 13.8 kV.

La Planta Westinghouse que incluye a la turbina de combustión W501 D5A consiste de los siguientes componentes principales (5):

• Un compresor axial de 19 etapas con alabes guías de admisión variables para un arranque y parada suaves. El compresor es capaz de pasar 791 lb./seg de aire a un ratio de compresión de 14:1.

• Una sección de combustor con 14 combustores con tuberías de llama cruzada e ignitores.

• Una turbina de potencia de 4 etapas, con enfriamiento por aire de las dos primeras etapas de rotación.

• Un paquete de arranque consistente en el motor de arranque, convertidor de torque, embrague, virador y atomizador de aire.

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• El equipo de soporte mecánico el cual es alojando dentro de dos skids suministrados llamados, "Paquete de tuberías" y "Paquete mecánico". El paquete mecánico contiene el aceite de lubricación, et combustible, aire de instrumentación, y et cambiador de presiones y gabinete de medidores.

• El montaje del filtro de admisión que es capaz de entregar al menos 6,000,000 lb./hr de flujo de aire laminar limpio a la entrada del compresor de la turbina de combustión. Esto es acompañado por una sistema de filtración de aire, y el uso de álabes móviles y atabes enderezadores.

• Et paquete del generador et cual es diseñado para convertir toda la potencia disponible de la turbina de combustión a energía eléctrica. El generador tiene una tensión de trabajo de 13.8kV. El paquete del generador incluye al generador y todo el soporte necesario y equipo de monitoreo.

La potencia auxiliar para el econopac es provista a través de un transformador de 3750 kVA, 13.8/4.16 kV. Los 4.16 kV de potencia auxiliar alimentan al motor de arranque y et motor de la bomba de combustible. Un transformador auxiliar de 1000 kVA, 13.8 / 0.48 kV proporciona 480Vac para tas cargas de la planta del econopac.

La turbina de combustión consiste de varios paquetes ensamblados: 1 )El filtro de admisión y silenciador.

2)EI paquete de arranque eléctrico. 3) La turbina de combustión. 4) El paquete del generador. 5) El paquete eléctrico. 6) El paquete mecánico. 7) EL sistema de combustible.

Para una mejor apreciación didáctica de to descrito anteriormente se presenta las Fig.2.1 y Fig.2.2

Los sistemas auxiliares han sido provistos como paquetes o unidades. Estos incluyen iluminación, aire acondicionado, calefacción, y motores que manejan los ventiladores y bombas. Los servicios auxiliares mantienen el flujo de aire y de combustible a temperatura, presión y flujo regulados.

El sistema de control monitorea las condiciones dentro de la planta durante periodos de inactividad y durante la operación normal, y proporciona una respuesta automática a estos cambios, e informa al operador de éstos.

2.1.1. Sistema de generación. a) Turbina de combustión.

Side llnlB:tAir

lnta'ke Syste,m _{Genel'.a:tor and !E:xciter} •E:ichaus.t Sys.te,m {c.frus.or)

Ele cirioal l

Meehanical Package

C.onb\ol Package {Lube Oil C.Ooler, Cooler As,s.e:rnbly r:-., IF"an)

Cooler As.s,e mbly (turbina COoliing Air S)'Sta m , F"""., :F"an)

Fig.2.1.Distribución estructural en turbogenerador Westinghouse

SIMPLIFIED SYSTEM AND COMPONENT DRAWJNGS

W501D5A TYPICAL LAYOUT

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Fig.2.2. Vista simplificada del turbogenerador

19 etapas, una cámara de combustión equipada con 14 combustores en un arreglo circular alrededor del eje de la maquina, y una turbina de tipo reacción de 4 etapas. La turbina rota en el sentido de las agujas del reloj visto desde la admisión [7].

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combustores en un flujo de estado estable. El combustible entregado por los combustores, es quemado en la cámara de combustión, elevando la temperatura de la mezcla del aire con los productos de la combustión. Esta mezcla de gases comprimida y caliente entonces fluye a través de la turbina, perdiendo presión y temperatura mientras que la energía calorífica .es absorbida y convertida en trabajo mecánico de rotación. Para asegurar buenas características en el arranque, una purga intermedia es introducidos en la sexta, decimo primera y decimo cuarta etapas del compresor, las que se encuentran en estado abierto cuando empieza el ciclo de arranque y cierran cuando la turbina esta por alcanzar la velocidad de sincronía.

La Turbina de combustión Westinghouse W501 DSA actualmente trabaja a razón de 120 MW con una temperatura de admisión al rotor (RTI) de 2150º_{F mientras mantiene una}

tasa de calor de 10,933 Btu/kWh y una eficiencia de planta neta de 33.3 % en funcionamiento con combustible líquido a 3600 RPM bajo condiciones ISO.

b) Sección de la Admisión

Carcasa.- Actúa como una transición suave para el flujo de aire al compresor, y proporciona alojamiento para los cojinetes lisos. Vanos guías de admisión variables(lGV) son instalados en la carcasa para modular el flujo de aire atmosférico durante el ciclo de arranque.

Ellos están localizados en la parte frontal de la primera etapa de paletas del compresor. Los álabes están totalmente cerrados a 38º _{durante la parada y posicionados en un} ángulo intermedio de 18º _{cuando la turbina es arrancada. A 91 % de la velocidad nominal,} los álabes están cercanos a los 38º_{. Los álabes están totalmente abiertos después que la} unidad ha sido sincronizada y el punto de carga pre seleccionado ha sido alcanzado [7]. Dueto de admisión del aire y Filtro de admisión.- El sistema de dueto del aire de admisión consiste de un montaje superior de 2 etapas, sistema de filtro tipo barrera, silenciador y dueto. Esto quiere decir que el filtro de admisión, la sección de silenciamiento y el dueto de trabajo están sobre el generador. El sistema de filtros esta localizado delante del dueto de admisión de aire.

Un switch de presión diferencial provisto entre el ambiente y la admisión plena de aire proporcionará una alarma si el filtro esta atascado u obstruido.

El aire de admisión al compresor fluye de manera paralela en conductos deflectores disipativos donde el nivel del ruido del compresor es atenuado. El flujo es entonces enderezado y dirigido por álabes guías para lograr condiciones de flujo casi laminar, de aquí el aire ingresa a la turbina con un mínimo de turbulencia.

La caja de admisión de la turbina de combustión de hierro modular, actúa como suave conducto para el aire que fluye en el compresor y proporciona alojamiento para Los cojinetes lisos en el lado de la admisión de la turbina de combustión. Álabes guías variables de admisión son instalados en La caja para modular el flujo de aire durante el ciclo de arranque. Estos álabes están localizados en el frente de la primera etapa de álabes del compresor. Los álabes guias se consideran totalmente abiertos a 38º _y totalmente cerrados a -2º_.

e) Cojinetes

Cojinetes de empuje son instalados en un alojamiento fijado al terminal delantero de la caja de admisión. Las zapatas de los cojinetes están en contacto con un collar giratorio, el cual es parte integral del eje del rotor para mantener la posición axial del rotor.

El cojinete liso delantero está instalado en la caja de admisión con un pasador !imitador para prevenir la rotación de los cojinetes. Ambos terminales del cojinete contienen un sello desplazable para mantener aceite en el cojinete bajo presión y controlar el flujo a través del cojinete.

Los cojinetes son lubricados con aceite a presión desde el reservorio de aceite de lubricación.

d) Sellos

Son instalados en el terminal delantero del alojamiento del cojinete de empuje para prevenir fugas. Para prevenir el escurrimiento del aceite a lo largo del eje del rotor a la sección de compresión, los sellos de aceite son instalados en un alojamiento para sellos en el terminal trasero de la caja de admisión [7].

e) Alabes Guías de Admisión Variable y Válvulas de Purga del Compresor

Para mejorar la aceleración y reducir las sobrecargas en el compresor y las pérdidas durante las operaciones de arranque y parada, el compresor es equipado con álabes guías móviles y válvulas de purga. Estos dos sistemas funcionan juntos para limitar el flujo de aire y controlar las presiones en el compresor durante el arranque y la parada. Los IGV's están localizados en la caja de admisión, antes de la primera etapa de álabes giratorios del compresor. Los IGV's están posicionados como una función de la velocidad y carga de la unidad. Durante el arranque los IGV's son movidos de la posición totalmente cerrada (38º_{) a una posición intermedia ( 18}º_{) y permanece allí hasta que la} turbina alcanza 3275 rpm. A esta velocidad están nuevamente totalmente cerrados y permanecen así hasta que la carga del generador es mayor a 1 O MW cuando están totalmente abiertos para operar en ciclo simple.

17

El cuerpo del compresor y el combustor están empernados juntos a un acople vertical para formar la cámara de compresión. Esta caja combinada aloja el diafragma estacionario de 19 etapas del compresor. Esto incorpora el distribuidor para la purga de aire de la sexta y onceava etapa y también el distribuidor para la extracción de aire de la catorceava etapa para suministrar aire de enfriamiento al segunda etapa álabes de la turbina. Aire de purga de alta presion de la proveniente de la onceava etapa es desviada por tuberías para proporcionar aire de enfriamiento a la tercera etapa de álabes de la turbina. Aire de purga de baja presión es desviado en la sexta etapa de la misma manera para enfriar la cuarta etapa de álabes de la turbina.

El cuerpo del compresor descansa en soportes los cuales forman un soporte rígido para la turbina en sus lados terminales. Los movimientos axiales debido a cambios térmicos son transferidos a los soportes flexibles en la sección del cuerpo de la turbina.

Cámara de combustión.- Esta dentro del cuerpo de la turbina para formar una relativamente baja velocidad de pleno dentro del cual el compresor descarga el flujo de aire.

La combustión del combustible que proporciona la energía para la turbina tiene lugar en un sistema consistente de 14 combustores arreglados circunferencialmente alrededor del eje de la máquina. Cada combustor consiste de una canasta de combustión tipo cilíndrica y una pieza de transición unida junto a una grapa cilíndrica.

El combustible es forzado en las canastas de combustión a través de toberas de combustible localizada en el terminal aguas arriba de cada canasta. Este se mezcla con el aire comprimido fluyendo a través de los orificios de aire de la canasta. Las canastas son perforadas y diseñadas para inducir turbulencias mezclando el aire y el combustible. Bujías de encendido son localizadas en las canastas 5 y 6 para la ignición de la mezcla durante el ciclo de arranque. Tubos de flama cruzada proporcionan la conexión entre todas las canastas adyacentes para asegurar la ignición.

g) Toberas de combustible

El combustible es medido e introducido en el terminal aguas arriba de cada canasta de combustor por medio de una tobera. Las toberas son fácilmente accesibles para una fácil remoción.

El conjunto de toberas de combustible consiste de inyectores primarios y secundarios cada cual con un pasaje de flujo anular desde el cual el combustible es distribuido a través de orificios construidos exactamente en un patrón circular, y subsecuentemente inyectado en los combustores [7].

El cuerpo de la turbina es fabricado de placas de acero al carbono. Este encierra la

cámara de· combustión y proporciona alojamiento para las 4 etapas de segmentos de

álabes estacionarios de la turbina.

Los álabes dirigen el flujo de alta velocidad de los gases calientes de la combustión contra ·Ias paletas de la turbina causando la rotación del rotor de la turbina.

Los diagramas estacionarios de la turbina están también referidos al conjunto de anillos de álabes. Cada conjunto de anillos de álabes esta compuesto por segmentos de álabes y segmentos de anillos los cuales están montados en surcos, o anillos aislados, los cuales a su vez están montados[?].

i) Generador eléctrico y excitatriz

La función del generador es convertir la energía mecánica producida por la turbina de combustión, y el campo magnético producido por el sistema de excitación sin escobillas, en energía eléctrica (MW).

El sistema de excitación proporciona el campo magnético variable del rotor, y el circuito de regulación permite al operador variar el nivel de excitación de la máquina.

El sistema de generación eléctrica consiste de un conjunto generador- excitador, con cubículos para · el aterramiento del neutro, terminales de línea, protección contra sobrevoltaje momentáneo, transformadores de corriente y de potencial, y un recinto acústico[8].

El generador, de 150 MVA, 127.5 MW, montado horizontal, sincrónico, enfriado por aire y controlado por la turbina de combustión. Se muestra Fig.2.4

Fig.2.4. Vista del rotor del generador eléctrico

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El generador tiene dos componentes principales, una parte estacionaria y una parte giratoria. La componente estacionaria es el estator y la parte giratoria, el rotor.

El rotor es de acero forjado con una aleación de molibdeno, cromo y níquel, con ranuras trabajadas en su superficie. Unas tiras de aleación de cobre y plata de alta conductividad se conectan e instalan en las ranuras. Estas tiras forman el devanado del rotor. El rotor esta acoplado al eje de la turbina de un lado y al paquete de arranque del otro. La excitatriz sin escobillas esta montada en el eje del generador al final del paquete de arranque. La corriente directa de la excitación fluye a través de los devanados del rotor y crea un campo magnético con polos en la parte no ranurada del rotor. El flujo magnético deja el polo norte del rotor y cruza el entrehierro dirigiéndose a través del núcleo del estator y regresa a través del entrehierro al polo sur del rotor. El núcleo del estator esta hecho de muchas laminaciones de acero, las cuales rápidamente cambian su estado magnético con el movimiento rotatorio del rotor y su campo magnético. Con el barrido del flujo magnético a través del núcleo del estator, debido al movimiento del rotor, se inducen voltajes en las bobinas de cobre alojadas en las ranuras del núcleo del estator. Este voltaje del estator y su corriente asociada, es la potencia producida por el generador. El generador hace circular aire atmosférico para su enfriamiento, esta configuración incluye las bobinas del estator enfriadas directamente al interior y el núcleo del estator enfriado axialmente.

Esta unidad está diseñada de acuerdo a los estándares IEC y ANSI. Su sistema de aislamiento está diseñado como clase F, pero las temperaturas están limitadas a clase B, en concordancia con la prácticas industriales.

La capacidad del generador a 15 ºC de temperatura del aire de admisión es de 150 MVA/127.5 MW y 0.85 de factor de potencia.

El generador es capaz de operar dentro de un rango de temperatura de -20 ºC a 40 ºC. j)Excitatriz

El sistema de excitación está formado por los siguientes componentes:

• La excitatriz piloto; consistente de un imán permanente monofásico y giratorio, montado en el eje, adyacente a la excitatriz principal. Suministra la potencia de excitación al regulador de voltaje. Se muestra Fig.2.5

• El regulador automático de voltaje (AVR); de alta velocidad, estático tipo tiristor. Regula el suministro de corriente DC al campo de la excitatriz principal [8].

• La excitatriz principal; es una armadura giratoria AC, con su campo estacionario alimentado con corriente DC desde el regulador de voltaje.

generador.

Fig.2.5.Vista de la excitatriz piloto

A continuación datos de placa del alternador en la tabla 2.1

Tabla 2.1. Datos de placa del generador eléctrico de la unidad en estudio Alternador Steam turbine generator

Grupo nº _{Unit number ?(Turbina Industrial pesada -Westinghouse)}

Fabricante Manufacture, Westinghouse

Año Year ₁₉₉₆

Tipo Type

Modelo Model Westac

Potencia Rated Power (MVA) ₁₅₀

Tensión generación Rated Voltage ( kV) _13.8

Factor de potencia Power factor _0.85

Refrigeración (rotor/ estator) Cooling system (rotor/ stator) aire

Velocidad de régimen Rated speed (rpm) ₃₆₀₀

Intensidad nominal del estator Rated curren/ (A) ₆₂₇₅

Frecuencia Frequency (Hz) ₆₀

Aislamiento clase Jsolation c/ass F

Excitatriz tipo Exciter type (Thyristors, rotating diodes, others) roting diodes

Características Characteristics (V/A)

k) Regulador de voltaje (Sistema de control de voltaje)

El regulador de voltaje y el sistema de excitación funcionan para controlar la salida del generador mediante la variación del voltaje de campo del generador. Dependiendo del tipo de sistema de excitación empleado, la entrada de potencia al regulador y la excitatriz es derivada desde cualquiera de las fuentes siguientes:

• Desde una fuente confiable de 480 VAC, o superior.

• . Desde las terminales del generador AC a través de un transformador de potencial

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La regulación de voltaje es acompañada mediante el control de amplificadores de potencia de tiristores. La excitación puede ser controlada también manualmente mediante el ajuste de un regulador base o automáticamente mediante el regulador de voltaje AC en respuesta a cambios en el voltaje terminal del generador.

Este sistema puede estar configurado para proporcionar potencia reactiva (Var) o controlar el factor de potencia en lugar de regular el voltaje de salida del generador. El mecanismo de control de la excitación es una unidad integrada de bajo voltaje encapsulada en secciones metálicas. Los componentes de este conjunto están montados en paneles. Típicamente, consisten de dos cubículos, un cubículo de potencia y un cubículo de lógica. El cubículo de lógica contiene el panel de lógica, ajustadores de voltaje y detectores de tierra del campo. El cubículo de potencia contiene un panel de alterna, un panel convertidor panel de continua y paneles de potencia auxiliares.

Las unidades con altos regímenes de corriente tienen uno o mas cubículos de potencia adicionales para albergar un convertidor adicional, paneles y contactores.

En la tabla 2.2 podemos apreciar los datos de placa del regulador en mención. Tabla 2.2. Datos de placa del regulador de voltaje

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--1) Regulador de velocidad (Sistema de control de velocidad) El regulador de velocidad es digital y programado por software.

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--La regulación del control de velocidad es ajustado en fabrica a un valor del 4 % pero puede ser ajustado dentro de un rango del 2 al 6 %, esto significa que, con la referencia de velocidad sin cambiar, un 4 % de cambio en la velocidad o frecuencia, resulta en un 100 % de cambio en la carga. De aquí, si la unidad esta trabajando a plena carga y a 100 % de su velocidad y de repente ocurre una pérdida de carga, el sistema de control causará que la velocidad de la turbina se incremente a un 104 % asumiendo que la velocidad de referencia no ha cambiado[7]. El Diagrama de Bloque del Regulador de Velocidad se muestra en la Fig.2.6

m) Transformador de potencia del turbogenerador en estudio

Turbine Speed

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._ ___________________ MWs

Digital ControlSystem

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---Fig.2.6. Diagrama de bloque del regulador de velocidad

Las características principales del equipamiento son indicadas en la siguiente lista:

Nº Serie : 111.168/U

Nº_{de fases : 3}

Tipo Potencia Tensiones Frecuencia Conexiones

Tipo de enfriamiento Tipo de conmutación Normas de referencia Masa total (con aceite) Masa transporte sin aceite Masa del aceite

: TOV-NF : 105/140 MVA : 13.8/220kV : 60Hz

: ESTRELLA - TRIANGULO : OA/FA

: Cambiador sin tensión :ANSI

: 134500 kg : 83000 kg : 32400 kg

Núcleo y Armaduras.- El núcleo esta formado por láminas de acero silicio de granos orientados laminados en frío, poseyendo como características principales alta permeabilidad y bajas pérdidas específicas. Cada lámina es recubierta por una película aislante resistente al calor y no afectada por el aceite aislante usado en los transformadores.

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Paralelamente a las consideraciones de carácter magnético, el núcleo es proyectado para ser eficientemente enfriado por canales de circulación de aceite, dentro del mismo, formados por distanciadores entre paquetes.

Arrollamientos.- Los conductores usados son formados por cobre electrolítico trefilado

con cantos redondeados. En función de las necesidades definidas por los valores de las solicitaciones electrodinámicas calculadas en las condiciones de corto circuito, pueden ser usados conductores con varios grados de dureza y consecuentemente con diferentes características mecánicas. El aislamiento de los conductores se obtiene por el recubrimiento de los mismos con cintas de papel aislante en función del aislamiento requerido. En los cables transpuestos los conductores son recubiertos con resina en cuanto el conjunto es aislado con papel.

Cambiador de derivaciones.- Durante la operación del transformador puede tornarse

necesario modificar la relación de tensión del mismo y, en función del tipo de conmutación solicitada esta modificación debe ser hecha con la unidad desconectada de la red {conmutación sin tensión) o puede ser hecha con la misma funcionando (conmutación bajo carga)

Tanque y Conservador.- En la construcción del tanque y del conservador son usadas

láminas de acero de acuerdo a las especificaciones ASTM-A36 con excepción de partes donde se hace necesario el uso de acero no magnético para limitar sobrecalentamientos localizados en presencia de conductores de alta corriente.

Sistema de Enfriamiento.- La rápida deterioración de los aislantes celulósicos, debido a

altas temperaturas que pueden presentarse en transformadores, es evitada a través de la correcta medición y funcionamiento de los medios de enfriamiento de aceite aislante. El sistema más simple para esta finalidad es aquél que utiliza radiadores con circulación natural de aceite y aire. Cuando hay necesidad de aumentar la cantidad de calor cambiado entre aceite y aire, y consecuentemente limitar el volumen total ocupado por los radiadores, es usado un número adecuado de ventiladores.

2.1.2. Descripción de los sistemas mecánicos a) Sistema de combustible gaseoso.

La función del sistema de gas es entregar el combustible gaseoso en la medida precisa. Este flujo de gas medido es entregado a presión constante a la turbina de combustión.

El gas natural en tu totalidad pasa a través de un filtro limpiador secador, una válvula de regulación de presión y un tubo medidor de flujo hacia una válvula de disparo por sobrevelocidad (OST). La válvula reguladora de arranque esta dispuesta en paralelo con la válvula reguladora principal. Después de pasar por una válvula reguladora y de aislamiento, el gas entra a la tubería del manifold. El manifold de gas distribuye el gas a las 14 toberas de los combustores. Una válvula de venteo esta instalada en un arreglo triple de bloqueo y purga, entre la válvula principal, la válvula de arranque y las válvulas de aislamiento. Esto permite a la línea ser ventilada después de una parada y la siguiente transferencia de operación con combustible diesel 2. El aire para la actuación neumática de las válvulas es suministrado por el sistema de aire de instrumentación.

Cuando opera con combustible diesel 2, el manifold de gas es continuamente purgado con aire de las descarga del compresor para proteger a las toberas contra las altas temperaturas y prevenir el retroflujo de los gases calientes de la combustión al manifold. El aire pasa a través de dos válvulas de aislamiento de purga. Una válvula de purga de ventilación en instalada en un arreglo doble de bloqueo y purga entre las dos válvulas de aislamiento. El aire de instrumentación es también usado para purgar el manifold de gas durante las operaciones de transferencia[7]. Como se muestra en la Fig.2.9

b) Sistema de combustible liquido.

La función del sistema de combustible líquido es entregar el petróleo destilado almacenado en los tanques, a la turbina de combustión durante períodos donde el gas natural no esté disponible como combustible principal en la planta térmica.

El diseño básico del sistema de combustible líquido es suministrar combustible a todas las unidades y a plena carga, y sin una caída significante en el suministro de la presión de cualquier unidad. El sistema de combustible líquido esta diseñado para operar únicamente con combustible destilado. El combustible debe estar en concordancia con las especificaciones de combustible de la Westinghouse.

El sistema de combustible líquido esta diseñado para mantener la presión de suministro de diese! a las toberas de 350, 750, 950, o 1400 psi basado en la demanda de la carga.

Este sistema consiste de dos bombas que suministran el combustible a la turbina de combustión. El sistema de combustible de la turbina de combustión consiste un filtro, un acumulador, una bomba principal de combustible, válvulas bypass de regulación de la presión, válvulas reguladoras y de aislamiento, y un dispositivo que mide el flujo para eventualmente distribuir el combustible diesel a las toberas individuales.

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c) Sistema de aire y filtro de admisión

El sistema de aire de admisión de la turbina de combustión consiste de una etapa de filtros auto limpiables y duetos con placas silenciadoras. El aire entrante pasa por el filtro de admisión, donde es filtrado. luego es encanalado al dueto de admisión, el cual consiste de una extensión del dueto, silenciador de la admisión, y una pieza de transición. El dueto de la admisión atenúa el ruido y dirige el aire al colector de admisión con un mínimo de turbulencia [7].

d) Sistema de descarga

El dueto de descarga está diseñado para soportar la dilatación térmica inherente a los cambios de temperatura debido a los gases calientes de la descarga.

El conducto de escape del silenciador de la descarga esta diseñado para dirigir los gases calientes verticalmente a través de secciones de silenciamiento a la atmósfera. También mantiene la temperatura de la superficie exterior dentro de los limites de temperatura permisibles. Una puerta de acceso es provista en la base del conducto de escape para propósitos de inspección.

e) Sistema de aire para instrumentación

Un sistema de suministro de aire es necesario para operar neumáticamente los dispositivos de control suministrados con los sistemas auxiliares de la turbina de gas. Este suministro de aire es provisto por el sistema de aire de instrumentación que proporciona aire comprimido, filtrado, secado, regulado a varios de los dispositivos de control neumático.

Cuando la turbina de gas esta inactiva o detenida, el aire de instrumentación es provisto mediante un compresor de aire. Una provisión para la alimentación del sistema de aire de instrumentación existe en el evento que el compresor del aire de instrumentación este indisponible para arrancar la turbina de gas.

Cuando la turbina de gas está operando, el aire de instrumentación es suministrado mediante una purga en el circuito de aire de enfriamiento del rotor, y el compresor del aire de instrumentación está inactivo. La purga del aire de enfriamiento es también usada para complementar el sistema de aire comprimido de la planta.

f) Sistema de lubricación

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de presión del aceite de lubricación o altas temperaturas del aceite de lubricación. El equipamiento de arranque esta eléctricamente bloqueado de manera que la unidad no puede girar sin el aceite a la temperatura y presión requeridos.

Muchos de los componentes del sistema de lubricación están localizados en el paquete mecánico, del cual el aceite de lubricación y el reservorio auxiliar de aceite son una parte integral. Un conmutador activado por presión e indicadores usados para monitorear el estado del sistema están localizados principalmente en el gabinete de conmutadores e indicadores dentro del paquete mecánico. El enfriador de aceite esta localizado en el techo del paquete mecánico [7].

g) Sistema de disparo de sobrevelocidad

La velocidad de la turbina de gas durante la operación con carga es regulada mediante el sistema de control de la turbina. La velocidad de la turbina es vigilada en todo momento; y la velocidad deseada es mantenida mediante el control del suministro de combustible. Si la velocidad de la turbina se ve incrementada por cualquier razón por encima de un valor preseleccionado, una parada automática ocurrirá.

El diseño del sistema de disparo por sobrevelocidad incluye dos sistemas de disparo separados en caso de ocurrir un embalamiento: uno es electrónico y el otro es electromecánico. La velocidad de la turbina es sensado mediante tres captadores los cuales están montados en el eje de salida del dispositivo de arranque. Si cualquiera de dos de las tres señales indica una condición de sobrevelocidad, el sistema de control disparará la unidad electrónicamente [7].

h) Sistema de aire para enfriamiento de la turbina

El sistema de enfriamiento de la turbina de combustión desarrolla dos funciones básicas. La primera función es proporcionar directamente aire para el enfriamiento de los componentes expuestos a las temperaturas del gas que son mas altas que los límites de temperatura del material. La segunda función es el control medioambiental de la turbina. Aire a la presión y temperatura correcta es suministrado a varios puntos críticos para asegurar que el diseño medioambiental es mantenido en la turbina.

Aire para el enfriamiento del rotor y los álabes giratorios es extraído de la descarga del compresor axial a la envoltura de la cámara de combustión. El aire de descarga del compresor pasa a través de un enfriador aire-aire y es filtrado para el enfriamiento del rotor.

del compresor que fluye desde un distribuidor al cuerpo de la turbina a través de tuberías externas. El aire pasa a través de la cubierta exterior a través de álabes, y a través de la cubierta interior, mientras que algo del aire también sale a través de conductos al borde exterior. La tercera etapa de álabes usan purga de aire de la onceava etapa del compresor dirigida externamente al alojamiento de la turbina, y al cuarta etapa de álabes usa la sexta etapa de la purga de aire del compresor.

i) Sistema de inyección de agua

La función del sistema de inyección de agua es reducir las emisiones que son producidas durante la oxidación rápida del combustible. Los óxidos de nitrógeno son productos comunes de la combustión, cuando la llama de la combustión enfrenta temperaturas que exceden los 1900º F. La adición de agua en el área de la llama enfría la llama, esto reduce el óxido de nitrógeno producido.

Es sistema de inyección de agua es diseñado para mantener las emisiones de óxido nitroso en cantidades menores a los límites permisibles. El sistema reduce las emisiones mediante enfriamiento de la parte delantera de la llama pero no apaga la llama durante su operación en estado estable o en cambios de carga.

El sistema de inyección de agua consiste de un suministro de filtros de agua, una bomba de inyección de agua, válvula de mariposa, y una válvula de aislamiento que direcciona las emisiones controladas de agua para la inyección de agua al atomizador del distribuidor de aire (7). El agua así inyectada ingresa a la cámara de combustión a la tobera del combustible. El sistema de inyección de agua es controlado mediante el sistema de control WDPF como una función de la carga solo (lazo abierto) o como una comparación del flujo actual comparando con solo la carga demandada (lazo cerrado). Este control proporciona reducciones óptimas de emisiones de la turbina de carga o flujo de agua. Apreciar Fig.2.9

j) Sistema de control de temperatura

La temperatura de la descarga de la turbina de combustión presenta una indicación confiable de los niveles de temperatura del flujo de gas. Para una temperatura ambiente dada, presión barométrica, pérdidas del dueto, y condiciones de la máquina, la temperatura de la descarga es una función de la velocidad y la carga. De esto se tiene que la temperatura de la descarga de la turbina es usada para las funciones de control y protección.

k) Sistema de detección del encendido

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cabo. En el caso del gas existe un período de 7 segundos para la ignición. Este tiempo es extendido a 30 segundos para el caso del diesel.

El detector de flama es un dispositivo el cual viendo desde un tubo de mira, ve directamente dentro del combustor para sensar la presencia de radiación ultravioleta cuyas longitudes de onda estén dentro del rango de 1900-2900 angstroms.

Un total de dos detectores están provistos, uno en cada canasta de los combustores de las posiciones 12 y 13. Viendo en la dirección del flujo, los combustores están numerados en sentido horario, comenzando la numeración con el combustor Nº _{1 a la una en punto.} Cada detector consiste de una envoltura de vidrio especial conteniendo un electrodo puro de metal y un gas purificado, aplicándose un voltaje AC a los electrodos.

1) Sistema de protección contra el fuego

Este sistema proporciona protección a la planta y equipos auxiliares contra daños ocasionados por el fuego. Este sistema consiste de la actuación automática de un sistema tipo químico seco para la zona de descarga de la turbina y un sistema de protección Fire Master 200 (FM200) que proporciona protección para el compartimiento de la turbina de combustión, el compartimiento del paquete eléctrico, el compartimiento del paquete mecánico, y el compartimiento del generador eléctrico. Con la activación de este sistema se cerrarán todas las rejillas de ventilación y se detendrá la planta.

Con este sistema de protección se ha provisto lo siguiente: compartimientos para los elementos sensores de calor, pulverizadores, sirenas, compartimientos para las bocinas de alarma, estaciones de paso para operación manual, faro giratorio, panel de control, y toda el sistema de tuberías para la interconexión, y el cableado eléctrico(4].

A continuación presentaremos la breve descripción de algunos esquemas lógicos principales, el esquema lógico en si se puede ver en detalle y en el orden descrito se muestra en el ANEXO B . Estos esquemas son:

3.1. Speed control (Control de velocidad)

En este proceso de control de velocidad la unidad controlara su incremento de velocidad tanto en el incremento como en el decremento a través de un gobernador a razón de 1 rpm/seg a esta señal de salida se agregara la función de curva de arranque ( velocidad vs tiempo ) que tiene un set point de 3600rpm; luego la señal en conjunto que sale ira a un controlador PID que a su vez controlara la apertura o cierre de las válvulas de combustible ya sea reguladora de gas o diesel .Finalmente la velocidad quedara controlada a los 3600rpm.

3.2. Megawatt control (control de potencia)

Una vez que nuestra unidad sincronicé asumirá una carga mínima rápida que es 4.5MW, a partir de ahí el operador deberá setear los distintos regímenes de carga que el sistema lo requiera, así mismo veremos que la toma de carga variara en coordinación con la temperatura a la salida de los gases para ello se activará el droop, de asumir la unidad un máximo de megawatios esta se protegerá.

3.3. Fuel /gas logic (Logica de gas y diesel)

31

proceso de inyección de gas y diesel y los equipos descritos. en este ítem como son

válvula OST y aislamiento.

Fig.3.1.Pantalla del WDPF- sistema de suministro de gas

Fig.3.2.Pantalla del WDPF- pantalla del suministro de diesel

. 3.4. Main gas valve demand (Demanda de la válvula principal de gas)

"

(main gas valve), ambas en paralelo; durante el proceso de arranque y hasta la velocidad de sincronismo ira regulando la válvula de arranque y posteriormente con carga regulara la válvula principal de gas

El control de la válvula principal de gas estará basado en el porcentaje de CSO(control signal output) que a través de una función lógica enviara el porcentaje de demanda para apertura de la válvula luego esta señal es modulada y envía la orden para posicionar la válvula casi en tiempo real de campo se recibe la señal de feedback (señal de respuesta) y se da el ajuste o desajuste en posición de la válvula (mismatch)

3.5. Exhaust temperatura control (Control de temperatura de escape)

En nuestra unidad térmica en la salida de los gases calientes( chimenea) encontraremos 14 termopares los cuales censarán temperatura de escape y nos servirá como referencia para las temperaturas del blade path "paso de paleta" son 16 termopares ubicados a la salida de la turbina de potencia, así mismo las temperaturas en el blade path nos dará un diagnostico de cómo esta comportándose mecánicamente la unidad.

3.6. Blade path temperatura control (Temperatura en el paso de paleta)

Los termopares (termocuplas dobles) de paso de paleta (blade path) están ubicados a la salida de la turbina de potencia y son 16 termopares, estos cumplirán la función de diagnostico mecánico de la unidad; es decir, si alguna cámara de combustión, cruce de flama o dueto de transición o alabe de la turbina está dañado por rotura o rajadura. Para tener un poco mas claro la explicación del control del blade path a continuación se explica en que basa esta lógica , para ello se hace las siguientes definiciones:

• Highest: (El más alto) Cámara con temperatura más alta. • Lowest: (El más bajo)

• Spread: (Extensión) • Variance: (Discrepancia) • Differential: (Diferencial) • Blade Path Temps:

Cámara con temperatura más baja. (Average - Lowest)

(Highest - Average)

(Blade Path Temp Set point -Average) (Temperaturas flujo laminar)

En base a estas definiciones monitorearemos los siguientes parámetros de diagnostico:

a) Spread.- Temperatura Promedio del Blade Path, menos la temperatura más baja de cualquier cámara del Blade Path.

Alarmas y trips: (Para velocidad > 3000 RPM) • >90 ºF : Alarma

• >90 ºF: Por más de 12 horas, comienza descarga automática normal. • >110 ºF: Descarga Normal.

33

• Durante el arranque debajo de 3000 RPM, es posible que se presente algún spread alto.

Posibles Causas de SPREAD alto: • Cámara de combustión rota o rajada. • Dueto de transición roto o rajado.

• Unión de línea de agua y combustible, a la salida del candle stick.

• Flujo de aire muy alto a través de los álabes de las toberas, por mala regulación (muy abierta).

• Obstrucción de la línea de combustible en el candle stick o filtros finales del divisor de flujo, sucios.

b) Variance.- Temperatura más alta de cualquier cámara del Blade Path, menos la temperatura promedio del Blade Path.

Alarmas y trips: (Para velocidad > 3000 RPM) • >90 º_{F : Alarma}

• >90 º_{F : Por más de 12 horas, comienza descarga automática normal.}

• >11 O ºF : Descarga Automática Normal. • >130 ºF : Rechazo de carga.

Posibles Causas de Variance alto:

• Agujeros de inyección de agua obstruidos en el candle stick.

• Flujo de aire muy bajo a través de los álabes de las toberas, por mala regulación (muy cerrada).

c) Differential.- Temperatura promedio SETPOINT DEL BLADE PATH (1200º_{F), menos}

la temperatura promedio del BLADE PATH. Alarmas y trips:

• > 30 º_{F : Alarma}

• > 60 º_{F : Descarga Automática Normal.}

• > 80 º_{F: TRIP.}

• Protección de exceso de límite de temperatura de turbina.

3.7. Water inyección gas /oil (inyección de agua con gas y diesel)

acuerdo a la carga que tome la unidad ya que cuenta con un ratio de inyección, el excedente de agua no usado retorna al tarique de agua desmineralizada, nuestra lógica indica que la bomba principal arrancara siempre en cuando tenga un buen nivel de aceite

y operara normalmente si la temperatura de aceite de lubricación es la adecuada ( <BOº_F)

y si la lubricación de la bomba tenga una buena presión, durante el arranque de la unidad el sistema de inyección de agua se encontrara predispuesta para- el servicio pero la bomba principal arrancara a partir de SOMW de potencia en el incremento así mismo se cortara en forma automática si la carga baja de 45MW, durante el proceso de inyección de agua hay un periodo de tiempo 30 segundos en que se deshabilitan las protecciones por spread y variance alto y luego se vuelve a activar. En la Fig.3.3 podemos apreciar la pantalla del WDPF con referencia al suministro de agua desmineralizada tanto para gas y diesel, aquí podemos visualizar de manera didáctica el proceso de inyección de gas y diesel y los equipos descritos en este ítem como son bomba principal de inyección de agua, válvula de control y válvulas aisladoras diesel agua y gas agua.

Fig.3.3. Pantalla del WDPF- pantalla del sistema de inyección gas-agua y

diesel-agua 3.8. Turning gear (Motor virador)