ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA MECANICA Y ELECTRICA UNIDAD PROFESIONAL “ADOLFO LÓPEZ MATEOS”
“CONTROL DE CARGA DE UNA TURBINA DE 350 MW”
T E S I S
Que para obtener el titulo de:
INGENIERO EN CONTROL Y AUTOMATIZACIÓN
PRESENTAN:
CESAR EDUARDO FLORES ROMERO JONATHAN SAÚL ORTÍZ CASTRO
JOEL TORRES JUÁREZ
ASESORES:
ING. ANTONIO ARELLANO ACEVES
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELECTRICA
UNIDAD PROFESIONAL "ADOLFO LÓPEZ MATEOS"
TEMA DE TESIS
INGENIERO EN CONTROL Y AUTOMATIZACIÓN
QUE PARA OBTENEREL TITULO DE
POR LA OPCIÓN DE TITULACIÓN TESIS COLECTIVAYEXAMENORALINDIVIDUAL
DEBERA(N) DESARROLLAR C.-CESAR EDUARDO FLORES ROMERO
c.-JONATHAN SAÚL olITÍZ CASTRO c.-JOEL TORRES JUÁREZ
"CONTROL DE CARGA DE UNA TURBINA DE 350 MW"
DESARROLLAR EL SISTEMA AUTOMÁTICO DE CONTROL DE CARGA DE UNA TURBINA DE VAPOR DE 350 MW, CONTROLAR LAS SEÑALES DEL SISTEMA ELECTRO-HIDRÁULICO MEDIANTE UN PLC. PARA UNA MEJOR EFICIENCIA DE LAS VÁLVULAS DE CONTROL, PARO E INTERCEPTORAS.
ｾ INTRODUCCIÓN
ｾ ASPECTOS GENERALES
ｾ ANÁLISIS TERMODINÁMICO
ｾ CONTROLDECARGA
ｾ PROGRAMACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL PLC
ｾ ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO ｾ RESULTADOS
ｾ CONCLUSIONES
ｾ GLOSARIO DE TÉRMINOS
ｾ BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS
ｾ APÉNDICES
C. FLORES ROMERO CESAR EDUARDO
A mis Tutores Académicos, por sus enseñanzas y diferentes propuestas de solución a mis problemas, no solo durante la pasantía, sino a lo largo de mis años de estudios.
A mi Madre Amalia Romero García, por todos los consejos, apoyo y ayuda incondicional en todo momento, a pesar de las adversidades a lo largo de mi vida.
A mi abue gracias por todo su apoyo incondicional, por ser la mejor abue y mi mayor fuerza para seguir adelante.
A mis hermanos Ricardo F.R y Cuauhtémoc F.R por ser una fuente inspiradora en mi
carrera, ya que sin ellos no lo hubiese logrado. Por todo su ingenio, del cual durante años he aprendido.
A mi familia y seres queridos, por darme la fuerza y la confianza en todo momento para culminar mis estudios.
A mi novia Marlen G.J, por toda su ayuda y apoyo moral en las noches sin fin y su cariño siempre presente.
A mi tía Lic. Ma. De la Luz por ser un ejemplo presente en todo momento, por todo su apoyo incondicional a lo largo de mi carrera.
C. ORTIZ CASTRO JONATHAN SAÚL
Quiero agradecer a mis padres que siempre confiaron en mí, por sus sacrificios y esfuerzos para darme la única herencia realmente importante que se puede dar a un hijo, una educación y una formación como un hombre de bien.
Sin ellos no hubiera podido seguir en los momentos difíciles, su apoyo
incondicional siempre me dio fuerzas para llegar al final, por todo, gracias.
Quisiera también agradecer a todos los profesores que influyeron en mi, con sus importantes lecciones y consejos, muchos fueron amigos y no solo simples profesores, por su apoyo gracias.
C. TORRES JUÁREZ JOEL
A mis Padres y Hermanos por su confianza, cariño y apoyo incondicional que me han dado sin escatimar esfuerzo alguno me han convertido en persona de provecho ayudándome al logro de una meta mas: mi carrera profesional, compartiendo tristezas y alegrías, por todos los detalles que me han brindado durante mi vida como estudiante y por hacer de mi lo que soy……Muchas gracias.
C. FLORES ROMERO CESAR EDUARDO
A mi Familia
A mis Seres queridos
A las Personas involucradas
C. ORTIZ CASTRO JONATHAN SAÚL
A mis Padres
C. TORRES JUÁREZ JOEL
A mis Padres A mis Hermanos
ÍNDICE GENERAL ... 5
INTRODUCCIÓN ... 10
OBJETIVOS ... 11
OBJETIVO GENERAL... 11
OBJETIVOS PARTICULARES ... 11
Capítulo 1 ASPECTOS GENERALES ... 12
INTRODUCCIÓN ... 12
1.1. TURBINAS INDUSTRIALES... 13
1.2. CENTRAL DE GENERACIÓN ... 14
1.3. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CICLO DE LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA ... 14
1.3.1. DESCRIPCIÓN DEL FUNCIONAMIENTO DE LA TURBINA... 17
1.4. DATOS DE OPERACIÓN Y DISEÑO DE LA TURBINA ... 18
1.5. COMPONENTES DEL CONTROL ELECTRO-HIDRÁULICO (EHC) ... 19
1.6. FUNCIONES DE CONTROL, LIMITANTES Y DE EMERGENCIA ... 21
1.7. GABINETES DEL EHC ... 23
1.7.1. SISTEMA DE SUMINISTRO DE ENERGÍA PMG ... 24
1.7.2. FUENTE DE ENERGÍA PMG ... 25
1.7.3. ALIMENTACIÓN DE LA RED ... 26
1.7.4. FUENTE DE ENERGÍA DE C.D. ... 26
1.8. DESCRIPCIÓN DE LA CONSOLA O PANEL DE CONTROL... 27
1.9. UNIDAD DE CONTROL DE PROTECCIÓN DE LA TURBINA. ... 29
1.10. IDENTIFICACIÓN DE LA INSTRUMENTACIÓN DE TABLEROS ASOCIADOS A LOS CONTROLES ANALÓGICOS Y AUTOMÁTICOS PRINCIPALES DE LA UNIDAD ... 32
1.10.1. TABLEROS DE CONTROL. ... 33
1.10.1.1. SISTEMA INTERNACIONAL DE UNIDADES. ... 33
1.10.1.2. PARÁMETROS BÁSICOS DE CONTROL... 35
1.10.1.3. NOMENCLATURA Y SIMBOLOGÍA DE DIAGRAMAS DE PROCESOS. ... 36
1.11. SISTEMAS AUXILIARES ASOCIADOS A LOS CONTROLES ANALÓGICOS Y AUTOMÁTICOS PRINCIPALES... 38
1.11.1. CONTROL ELECTRO-HIDRÁULICO ... 38
1.11.2. UNIDAD DE DISPARO Y RESTABLECIMIENTO. ... 39
1.11.3. UNIDAD DE CALENTAMIENTO... 40
1.11.4. UNIDAD DE CONTROL DE VELOCIDAD... 41
1.11.5. UNIDAD DE MODO DE ADMISIÓN ... 42
1.11.6. CONTROL COORDINADO... 43
1.11.6.1. DESCRIPCIÓN FUNCIONAL. ... 43
1.12. CORRECCIÓN DE LA OPERACIÓN ANORMAL DE LOS CONTROLES ANALÓGICOS Y AUTOMÁTICOS PRINCIPALES. ... 45
1.12.1. PROCEDIMIENTO DE CORRECCIÓN DEL COMPORTAMIENTO ANORMAL DE LOS CONTROLES ANALÓGICOS Y AUTOMÁTICOS PRINCIPALES. ... 45
1.12.2. VERIFICACIÓN DE LA CONDICIÓN OPERATIVA INICIAL DE LA UNIDAD... 46
1.12.3. ESTABILIZAR LA CONDICIÓN FINAL DE LA UNIDAD. ... 46
1.13. SISTEMA TURBINA VAPOR PRINCIPAL... 47
1.13.1. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO PRINCIPAL. ... 48
1.13.2. VÁLVULAS DE PARO PRINCIPALES. ... 49
1.13.2.1. VÁLVULA DE PARO PRINCIPAL DERECHA... 49
1.13.2.2. VÁLVULA PRINCIPAL DE PARO IZQUIERDA... 50
1.13.3. CAJA DE VAPOR Y VÁLVULAS DE GOBIERNO... 51
1.13.6. TURBINA DE PRESIÓN INTERMEDIA... 54
1.13.7. TURBINA DE BAJA PRESIÓN. ... 55
1.14. SUPERVISORIO DE TURBINA... 56
1.14.1. DETECTORES... 57
1.14.2. GABINETE (TSI) ... 57
1.14.3. EXCENTRICIDAD... 59
1.14.4. VIBRACIÓN. ... 61
1.14.5. POSICIÓN ROTOR... 62
1.14.6. EXPANSIÓN TÉRMICA ... 63
1.14.7. POSICIÓN VÁLVULAS DE CONTROL. ... 64
Capítulo 2 ANÁLISIS TERMODINÁMICO... 65
2.1. RENDIMIENTO DE UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA ... 65
2.2. DEFINICIONES BÁSICAS ... 67
2.2.1. RÉGIMEN TÉRMICO (RT)... 67
2.2.2. CONSUMO TÉRMICO UNITARIO (CTU)... 67
2.2.3. EFICIENCIA DEL GENERADOR DE VAPOR (EGV)... 69
2.2.4. RÉGIMEN TÉRMICO ÓPTIMO (RTO) ... 70
2.2.4.1.CONDICIONES DE LOS EQUIPOS ... 71
2.2.5. RÉGIMEN TÉRMICO DECLARADO (RTD) ... 72
2.2.6. EFICIENCIA TÉRMICA (Et) ... 73
2.3. TURBINA ... 73
2.3.1. PÉRDIDAS EN TURBINA. ... 74
2.3.1.1.PÉRDIDAS DEBIDAS AL PERFIL (PROFILE LOSS) ... 74
2.3.1.2.PÉRDIDAS SECUNDARIAS (SECONDARY LOSS)... 74
2.3.1.3.PÉRDIDAS POR EL EXTREMO DE LOS ALABES (TIP LEAKAGE) ... 75
2.3.1.4.PÉRDIDAS POR TURBULENCIA EN RUEDAS DE ALABES (DISC WINDAGE)... 75
2.3.1.5.PÉRDIDAS DEBIDAS A VARILLAS DE SUJECIÓN (LACING WIRES) ... 75
2.3.1.6.OTRAS PÉRDIDAS ... 76
2.3.1.7.PÉRDIDAS POR HUMEDAD (WETNESS LOSS)... 76
2.3.1.8.PÉRDIDAS EN ESPACIOS PERIMETRALES. (ANNULUS LOSS) ... 76
2.3.2. EFICIENCIA DE LOS PASOS DE LA TURBINA Y LÍNEA DE OPERACIÓN ... 77
2.3.2.1.EFICIENCIA DE LOS PASOS DE UNA TURBINA... 77
2.3.2.2.LA LÍNEA DE OPERACIÓN... 77
2.3.2.3.EFICIENCIA INTERNA Y EXTERNA... 78
2.3.2.4.PÉRDIDAS DE SALIDA O EN EL ESCAPE (LEAVING LOSS) ... 80
2.3.2.5.PÉRDIDAS EN CARCAZA (HOOD LOSS)... 80
2.3.2.6.ADMISIÓN A ARCO PARCIAL ... 80
2.3.3. EFICIENCIA DE LA TURBINA... 81
2.3.4. ANÁLISIS DE PRESIONES EN LA TURBINA ... 85
2.3.5. FUGAS POR SELLOS DE ROTOR... 87
2.3.6. GOBIERNO POR ESTRANGULAMIENTO ... 87
Capítulo 3 CONTROL DE CARGA... 89
INTRODUCCIÓN ... 89
3.1. JUSTIFICACIÓN DEL CONTROL ... 90
3.2. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO PRINCIPAL. ... 90
3.2.1. SISTEMA DE CONTROL MARK II. ... 90
3.2.1.1.UNIDAD DE CONTROL DE CARGA... 91
3.2.1.2.UNIDAD DE CONTROL DE FLUJO DE VAPOR. ... 100
3.2.1.3.UNIDAD DE PROTECCIÓN ... 108
3.2.2. DESCRIPCIÓN DE EQUIPOS AUXILIARES ... 111
3.2.2.1.SUMINISTRO DE ENERGÍA ... 111
3.2.2.2.MODO DE OPERACIÓN DE RESERVA ... 112
Capítulo 4 PROGRAMACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL PLC ... 114
4.1. VISTA GENERAL DEL HARDWARE SIMATIC S7 ... 117
4.1.1. CONFIGURACIÓN DEL CONTROLADOR CENTRAL ... 117
4.1.2. BUS POSTERIOR DE COMUNICACIÓN S7 UR2-H ... 118
4.1.3. MODULO DE FUENTE DE ALIMENTACIÓN ELÉCTRICA S7-400 PS... 119
4.1.4. S7 417-H CPU ... 121
4.1.5. REEMPLAZO DE LA CPU S7 417-H... 122
4.1.6. CONEXIONES DE HARDWARE DE E/S ... 123
4.2. VISTA GENERAL DEL ADMINISTRADOR DE SIMATIC S7 (LO BÁSICO) ... 124
4.3. ARQUITECTURA DEL SOFTWARE ... 128
Capítulo 5 COTIZACIÓN DEL PROYECTO ... 234
5.1. LISTA DE PRECIOS COTIZADOS PARA EL DESARROLLO DEL PROYECTO ... 241
5.2. INSTALACIÓN Y PUESTA EN SERVICIO ... 245
5.3. MONTO TOTAL ... 245
Capítulo 6 RESULTADOS ... 246
CONCLUSIONES ... 247
GLOSARIO DE TÉRMINOS ... 249
BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS... 255
ÍNDICE DE FIGURAS Y TABLAS
Fig. 1.11.1 Sistema De Control EHC MARK II...39
Fig. 1.11.2 Unidad De Disparo Y Restablecimiento...40
Fig. 1.11.3 Unidad De Recalentamiento...41
Fig. 1.11.4 Unidad De Control de Velocidad...42
Fig. 1.11.5 Modulo De Modo De Admisión De Vapor...43
Fig. 1.11.6a Control Coordinado...45
Fig. 1.11.6b Control Coordinado...45
Fig. 1.13.1 Diagrama Simplificado Turbina...48
Fig. 1.13.2 Válvula De Paro Principal Derecha...50
Fig. 1.13.3 Válvula De Paro Principal Izquierda...51
Fig. 1.13.4 Válvula De Control...53
Fig. 1.13.5 Válvula De Paro E Interceptora De Recalentado...54
Fig. 1.13.6 Turbina De Baja Presión...56
Fig. 1.14.1 Sistema De Instrumentación Del Supervisorio De Turbina...59
Fig. 1.14.2 Excentricidad De La Flecha...59
Fig. 1.14.3 Registrador Continúo...60
Fig. 1.14.4 Medición De La Excentricidad...61
Fig. 1.14.5 Medición De Vibraciones En Cojinetes...62
Fig. 1.14.6 Indicador De Posición Rotor...63
Fig. 1.14.7 Registrador De Posición De Válvulas...65
Fig. 1.14.8 LVDT Transformador Diferencial Variable Lineal...65
Fig. 1.2.1 Diagrama De La Central De La Generación...14
Fig. 1.3.1 Diagrama General Del Turbogenerador...16
Fig. 1.3.2 Transformaciones De Energía...16
Fig. 1.3.3 Principio de Operación De Una Turbina...17
Fig. 1.5.1 Componentes Mayores del EHC...21
Fig. 1.6.1 Diagrama de Bloques Del Sistema De Control Electro- Hidráulico...23
Fig. 1.7.1 Configuración De Gabinetes Del EHC...24
Fig. 1.7.2 Sistema De Suministro De Energía Al EHC...25
Fig. 1.8.1 Consola De Control...28
Fig. 1.9.1 Control De Protección De La Turbina...30
Fig. 2.1 Perdidas Que Se Tienen En El Proceso De Transformación De Energía De Una Central Termoeléctrica...67
Fig. 2.2.1 Esquema General Energético...68
Fig. 2.2.2 Tendencia Del CTU Respecto A La Carga De La Unidad...70
Fig. 2.2.3 Tendencia De Régimen Térmico Respecto A La Carga De La Unidad...72
Fig. 2.3.1 Perdidas En Turbina...74
Fig. 2.3.10 Líneas De Referencia Para Carga Del 100, 80 y 60 %...87
Fig. 2.3.11 Arreglo De Las Salidas De Vapor De Sellos. Es Común En Placas Chicas Enviar El Vapor De Sellos Hacia Líneas De Vapor De Extracciones A Los Calentadores...88
Fig. 2.3.12 Turbina Con Gobierno Por Estrangulamiento. Este Se Lleva A Cabo En Las Válvulas, Por Lo Que La Expansión No Entrega Ningún Trabajo...89
Fig. 2.3.2 Flujos Secundarios...75
Fig. 2.3.3 Sellos Laberínticos Ínteretapas...76
Fig. 2.3.4 Línea De Operación De La Turbina...78
Fig. 2.3.5 Línea De Operación De La Turbina...79
Fig. 2.3.6 (a) Entropía...80
Fig. 2.3.6 (b) Entropía...80
Fig. 2.3.7 Comparación Entre La Línea De Expansión Actual De La Turbina Y Una Expansión Ideal (Isentrópica)...83
Fig. 2.3.8 Diagrama De Mollier Para La Línea De Expansión Actual De Turbina...84
Fig. 2.3.9 Línea De Referencia Para El Análisis De Presiones Para El 100% De Carga...87
Fig. 3.1.10 Módulo De Control Limitador De Presión De Retroalimentación...101
Fig. 3.1.11 Módulo De Modo De Admisión De Vapor...104
Fig. 3.1.12 Módulo De Pruebas Para La Libertad Del Vástago...106
Fig. 3.1.13 Unidad De Control De Flujo Para Válvulas De Paro...107
Fig. 3.1.14 Unidad De Control De Flujo Válvulas De Control...108
Fig. 3.1.15 Unidad De Control De Flujo Válvulas Interceptoras...109
Fig. 3.1.16 Unidad De Flujo Del Control De Protecciones De La Turbina...110
Fig. 3.1.17 Unidad De Control De Reserva...114
Fig. 3.1.2 Unidad De Control De Carga...93
Fig. 3.1.3 Modo De Operación Del Control De Carga...94
Fig. 3.1.4 Limite De Rapidez De Carga...95
Fig. 3.1.5 Módulo Supervisor De Carga...95
Fig. 3.1.6 Unidad De Calentamiento...97
Fig. 3.1.7 Módulo Control Limitador De Carga...98
Fig. 3.1.8 Modulo De Desbalance Potencia/Carga...98
Fig. 3.1.9 Modulo Limitador De Presión De Vapor Principal...100
Fig. 4.1 Diagrama De Flujo De Arranque Del Turbogenerador...116
Fig. 4.1.1. Vista General SIMATIC S7...118
Fig. 4.1.2. Vista General Del Rack Principal...119
Fig. 4.1.3. Fuente de Alimentación...120
Fig. 4.1.4. S7 417-H CPU...122
Fig. 4.1.5. Montaje Del Rack Redundante...123
Fig. 4.1.6a. Conexiones De Hardware E/S...124
Fig. 4.1.6b. Conexiones De Hardware E/S...125
Fig. 4.1.7. Inicio Del Programa...126
Fig. 4.1.8. Pantalla Principal Programa...126
Fig. 4.1a Diagrama De Flujo Del Control de Turbina...117
Tabla 1 Datos De Operación Y Diseño De La Turbina...19
Tabla 10 Unidades Empleadas Para Medir La Presión...35
Tabla 11 Simbología de Equipo Auxiliar...38
Tabla 12 Identificación del TRC...38
Tabla 13 Características Operativas...48
Tabla 14 Unidades De Energía...69
Tabla 15 Eficiencia De Las Turbina...85
Tabla 15-A Caídas De Entalpías...78
Tabla 16 Características De La S7-400 PS...121
Tabla 17 Características De BATTF...121
Tabla 18 Características De BATT1F Y BATT2F...122
Tabla 2 Especificación De Imanes Permanentes...25
Tabla 3 Voltajes Para el EHC...25
Tabla 4 Lámparas De Perdidas De Voltaje PMG...26
Tabla 5 Lámparas De Perdidas De Voltaje RED...26
Tabla 6 Lámparas De Perdidas De Voltaje RED, PMG y EHC...26
Tabla 7 Patrones De Siete Unidades Básicas o Fundamentales...34
Tabla 8 Prefijos Utilizados En El S.I....34
INTRODUCCIÓN
Una turbina de vapor es una máquina que convierte la energía del vapor en trabajo mecánico. En una central Termoeléctrica, este trabajo se emplea para mover un generador eléctrico que transforma el trabajo a energía eléctrica.
La turbina de vapor es la mas simple, más eficiente y completa de las máquinas que usan vapor.
La necesidad de contar con unidades generadoras de mayor capacidad, debido al constante y lógico crecimiento de la demanda de energía eléctrica, no sólo en el país sino en el mundo entero, ha dado origen, a otra necesidad: la de contar con sistemas de control cada vez más confiables y seguros. Esto se aplicó íntegramente al sistema de control de la turbina, logrando con ello mejoras substanciales, hecho que lo llevó de los sistemas tradicionales mecánicos, pasando por los hidromecánicos, hasta llegar a los de tipo electro-hidráulico y actualmente los PLC´s.
Aún cuando los sistemas de control anteriores en realidad eran sumamente ingeniosos, el PLC en combinación con electro-hidráulica los ha superado en muchos aspectos, sobre todo que con este tipo de sistemas es posible controlar la velocidad y aceleración de la turbina casi a la perfección, lo que es extremadamente difícil conseguir con uno tradicional, a pesar de la habilidad de los operadores. Como se sabe, el manejo adecuado de los parámetros mencionados, así como el de carga o de flujo de vapor en la turbina, son fundamentales para mantener su vida útil dentro de lo establecido.
Aunque operar dicho control también es mucho más sencillo, se requiere un conocimiento profundo de él, siendo éste uno de los objetivo de la tesis, es decir, proporcionar los conocimientos necesarios para operarlo con atingencia y eficiencia en situaciones de operación normales o de emergencia.
El propósito principal del control de carga es desarrollar señales de salida para que fluya el vapor hacia las válvulas de paro, y a las válvulas de control. Estas señales se basan en una combinación propia, de las SEÑALES DE ERROR DE VELOCIDAD y de REFERENCIA DE CARGA, modificadas por, polarizaciones, ya sea para admisión a, ARCO TOTAL (arranque) o admisión a ARCO PARCIAL (operación normal), y SEÑALES LIMITADO RAS.
OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
• Integrar el programa automático de control de carga de una turbina de vapor de 350 MW. controlando las señales del sistema Electro-Hidráulico mediante un PLC, para una mejor eficiencia de operación de las válvulas de control, paro e interceptoras.
OBJETIVOS PARTICULARES
• Conocer el sistema Electro-Hidráulico.
• Explicar el funcionamiento del sistema de control de carga.
Capítulo 1 ASPECTOS GENERALES
INTRODUCCIÓN
La historia de las turbinas de vapor tal como se conocen en la actualidad se remonta a finales del siglo XIX (1884), cuando apareció la turbina más similar a lo que conocemos ahora. Fueron De Laval, inventor sueco (1845-1913) y de Parsons (1854-1931) contemporáneo suyo, quienes crearon las primeras turbinas de vapor. En muchos otros casos es difícil atribuir a uno u otro la invención. La primera turbina de vapor de acción y de un solo escalonamiento fue la de De Laval. Presentaba una o varias toberas donde se conseguía la energía cinética justo antes de entrar en las paletas. La velocidad en este caso se podía controlar con la presión en la tobera, pero el problema residía en las altas velocidades que se alcanzaban al expansionar completamente el vapor (la velocidad periférica puede alcanzar los 350 m/s y las revoluciones alrededor de los 640 Hz o 38400 rpm). Esto obligaba a usar reductores en la salida del eje. Mas adelante se fueron añadiendo escalonamientos para mejorarlas, se introdujo el árbol flexible y así aumentaron los rendimientos.
Parsons uso desde los inicios los escalonamientos consecutivos en sus turbinas de reacción, formados por alabes fijos y coronas de alabes rotativos. En cada escalonamiento se convertía en energía cinética un pequeño diferencial de presión hasta llegar a la presión de escape. Así se podía trabajar a pequeñas velocidades. Los usos iniciales de estas turbinas (las primeras de reacción) fueron los grandes motores de barco, que precisaban de grandes potencias. El Turbinia fue el primer barco con una TV1, en 1895. Aparte de aumentar la potencia (respecto las de De Laval), estas TV no precisaban de reductor y aumentaron notablemente el rendimiento económico de estas turbo máquinas térmicas.
Antes de la 1°Guerra Mundial aun se estaba muy lejos de los conocimientos actuales sobre el comportamiento de los metales a altas temperaturas. En ese momento se trabajaba con presiones moderadas (1.2-1.6 MPa) y temperaturas inferiores a 350 °C.
Entre 1915 y 1920 ya se consiguieron potencias de 20 MW de 1920 a 1940 aumentaron las presiones hasta un rango de 12 a 17 MPa. Aparecieron las turbinas de condensación y de contrapresión (se descarga el vapor húmedo de la turbina a un condensador a una presión inferior o superior a la atmosférica respectivamente) y la producción combinada y aprovechamiento de energía eléctrica y energía térmica (cogeneración). Se generalizo el uso de aceros aleados y aumento de nuevo notablemente el rendimiento económico de las TV al aumentar la temperatura de trabajo.
Con la aparición de los aceros austeniticos se mejoraron las prestaciones llegando a trabajar hasta unos 35 MPa y temperaturas iniciales de entre 500 y 580 °C.
La revolución aportada en el sector por la energía nuclear causo la aparición de turbinas adaptadas a estas instalaciones debido al diferente estado inicial del vapor respecto las centrales con una aportación de energía de origen fósil.
En la actualidad se construyen calderas que trabajan en condiciones supercríticas por encima de 600 °C Y 35 MPa.
La turbina de vapor es en la actualidad uno de los motores más versátiles en cuanto a sus aplicaciones. La máquina acoplada a la TV puede ser accionada directa o indirectamente por la turbina a través de un reductor de velocidad (con mucha frecuencia de transmisión mecánica por engranajes).
Existen básicamente dos tipos de aplicación para la turbina de vapor, las aplicaciones industriales y la generación de energía eléctrica.
1.1. TURBINAS INDUSTRIALES
En su mayoría están formadas por un solo cuerpo, y de ellas se obtienen potencias superiores a los 0,1 MW e inferiores a los 150 MW. Las presiones de vapor son inferiores a los 150 bares. Y las temperaturas son también inferiores a los 550°C a la entrada de la turbina. Las velocidades de giro se encuentran entre las 3000 y las 16000 revoluciones por minuto. De entre todas ellas se pueden distinguir:
• TV de contrapresión, empleadas muy habitualmente para la cogeneración
• TV de pequeña y mediana potencia para el accionamiento de bombas, compresores
• TV de condensación destinadas a la producción local de energía eléctrica
La turbina de vapor es el motor numero uno en importancia para la generación de la energía eléctrica, tanto en centrales de combustible fósil (carbón o derivados del petróleo) como en las de combustible nuclear. Una prueba de ello es que un 75% de la energía eléctrica del mundo proviene de centrales térmicas, con la TV jugando un papel preponderante.
Las centrales térmicas pueden clasificarse según el tipo de carga:
- Centrales para carga punta, que se arrancan y paran varias veces al día. Durante el año trabajan unas 2500 horas aproximadamente. Para conseguir la mayor economía en este tipo de centrales, la central diesel sería la más eficiente, seguida de la central con turborreactores y de la central con turbinas de gas.
1.2. CENTRAL DE GENERACIÓN
Una central de generación es una instalación cuyo objetivo es producir energía eléctrica. Fig. 1.2.1.
Fig. 1.2.1 Diagrama De La Central De La Generación
La energía eléctrica se produce como resultado de una serie de transformaciones de energía. Estas transformaciones de energía se realizan precisamente dentro de la central.
La central debe contar con alguna forma de energía disponible ya sea combustible, agua de presa, vapor del subsuelo, etc., a partir de la cual se inician todas las transformaciones necesarias hasta llegar finalmente a la energía eléctrica.
1.3. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CICLO DE LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA
Una central termoeléctrica es un medio para convertir la energía química del combustible en energía eléctrica. Consiste básicamente de una caldera y una turbina que mueve a un generador eléctrico.
En una Central Termoeléctrica son 4 las transformaciones de energía que se efectúan, y éstas son las siguientes: (ver 1.3.2):
La fuente de energía es un combustible (combustible pesado, diesel, carbón, etc.) La energía se encuentra almacenada en el combustible según su composición química y se libera haciendo que se produzca una reacción química que en este caso es la combustión.
Al producirse la combustión, en el hogar del generador de vapor, ya se tiene la primera transformación de energía, es decir, que la energía química del combustible se transforma en calor (energía calorífica) en la flama y en los gases calientes producto de la combustión.
Si la energía calorífica de los gases se emplea para calentar agua y producir vapor, ya se tiene otra transformación de energía. Los gases ceden parte de su energía al vapor, teniéndose ahora vapor con mayor energía que llamaremos térmica. (Para diferencias con el término de energía calorífica asignado a los gases calientes).
La energía térmica del vapor se transforma en energía mecánica en una turbina de vapor con lo que se tiene otra transformación de energía.
Finalmente, si la turbina está unida a un generador eléctrico, se tiene la última transformación de la energía y se llega al objetivo: la producción de energía eléctrica. En el caso de las centrales termoeléctricas de la Comisión Federal de Electricidad, el vapor que ya trabajó en la turbina se condensa, lo que permite aprovechar más energía y recuperar el agua para alimentar de nuevo al generador de vapor.
La condensación del vapor se efectúa en el condensador, el cual está formado por una cámara de tubos y por el interior de estos circula el agua necesaria para el enfriamiento del vapor. El vapor al hacer contacto con la parte exterior de los tubos se condensa, formándose gotas que se precipitan a la parte inferior del condensador.
El agua recolectada se envía nuevamente al generador de vapor a través de dos etapas las cuales se conocen como sistema de condensado y sistema de agua de alimentación, los cuales tienen la función de abastecer al generador de vapor continuamente y hacer frente a las variaciones en la demanda de agua del mismo.
1.3.1. DESCRIPCIÓN DEL FUNCIONAMIENTO DE LA TURBINA
La turbina esta compuesta por cientos de aspas o álabes, dispuestos en varios grupos, de éstos unos son móviles y otros estacionarios. Así el vapor es obligado a pasar a través de cada uno de los pasos como muestra la figura 1.3.3.
Fig. 1.3.3 Principio de Operación De Una Turbina
Este arreglo obviamente es mucho más eficiente que el simple rehilete mostrado en el primer esquema de figura 1.3.1, ya que la energía transmitida al rotor o flecha es mucho mayor.
En esta figura vemos que el vapor producido por la caldera es conducido hasta la turbina en donde pasa a través de varias ruedas de álabes y luego escapa por la parte inferior, después de haber transferido la mayor parte de su energía al rotor de la turbina, el cual hace girar al rotor del generador eléctrico.
1.4. DATOS DE OPERACIÓN Y DISEÑO DE LA TURBINA
1. Tipo de turbina: Tandem-compound, 2 cilindros, doble flujo al escape.
Turbina para vapor recalentado.
2. Potencia nominal: 158,000 KW.
3. Velocidad de régimen: 3,600 rpm.
4. Sentido de giro: Sentido contrario al giro de las manecillas de un reloj (viendo desde el frente de turbina).
5. Condiciones de vapor: -Presión de vapor principal, antes de válvulas de paro principal (VPP): 127 Kg./cm2
-Temperaturas de vapor principal (antes de VPP): 538 °C
6. Vacío en el escape: 683.8 mmHg
7. Número de extracciones 6
8. Número de etapas: -Turbina de alta presión: 7 etapas -Turbina de presión intermedia: 7 etapas -Turbina de baja presión: 6 etapas (doble flujo)
-Número de ruedas: 26
9. Primera velocidad crítica (Turbina- Generador combinados y condición de soporte flexible):
-Rotor PAI: 2,512 rpm. -Rotor B.P.: 2,020 rpm.
-Rotor del generador: 1,351 rpm.
1.5. COMPONENTES DEL CONTROL ELECTRO-HIDRÁULICO (EHC)
Los componentes mayores de los dispositivos mecánicos, eléctricos y electrónicos (Hardware) del EHC son los que se ilustran en la figura 1.5.1.
Esta unidad tiene un Sistema de Control Electro-Hidráulico (EHC) que consta de:
1. El gabinete EHC, que contiene los circuitos eléctricos para producir las señales para los dispositivos posicionadores de válvulas e incluyen el suministro de energía eléctrica.
2. El panel de control ECP (localizado en el cuarto de control) contienen los dispositivos para arranque y operación de la turbina.
3. El panel de prueba ETP (localizado en el cuarto de control contiene los dispositivos para prueba y medición.
4. El panel de vigilancia o monitoreo (EMP), localizado en el gabinete EHC, contiene los indicadores de vigilancia para mostrar la condición del EHC, el ajustador de referencia de carga y el ajustador de transferencia de válvulas de FA/PA (Full Arc/Parcial Arc).
5. Los operadores de válvulas reciben una señal eléctrica desde el gabinete EHC, usando un fluido hidráulico a 200 psig (14 kg/cm2) para operar las válvulas; incluyen transductores de retroalimentación (L VDT) para alimentar la posición de los servomotores de regreso al gabinete EHC.
1.6. FUNCIONES DE CONTROL, LIMITANTES Y DE EMERGENCIA
Las funciones de control normal incorporadas en este sistema son:
1. Control de velocidad y aceleración para la turbina de AP, ya sea en arco total y arco parcial, con admisiones desde cero a 6,600 rpm, con ajustes de velocidad normal en "válvulas cerradas", "200", "1,000", "3,600" rpm y sobrevelocidad, y pasos discretos de tiempo de arranque desde cero hasta la velocidad de régimen.
Cuando la velocidad es de 3,600 rpm y el interruptor de máquina está cerrado, el valor de velocidad es asegurado en 3,600 rpm.
2. Control de carga desde cero a carga total, por pasos discretos de razón de carga (MW /min.)
Funciones limitantes de este sistema son:
1. El límite de carga, que puede ser ajustado manualmente por una perilla en el panel de control EHC, pero puede también retroceder o controlarse automáticamente por cualquiera de las siguientes entradas:
a) Disminución de presión inicial de vapor. b) Pérdida de presión de vacío del condensador.
2. El relevador de Desbalance Potencia – Carga, limita la señal de carga deseada a cero siempre que el desbalance entre la potencia de la turbina y la carga del generador excede el 40 %; si desaparece el desbalance se restaurará la señal de carga.
Tan pronto como el relevador de desbalance de potencia -carga se energiza, la referencia de carga retrocede, llevando a cero la carga deseada hasta que la unidad gire sólo ligeramente arriba (aprox. 0.2 %) de la velocidad de régimen, en una condición de no carga.
Las funciones de emergencia de este sistema son:
1. El disparo por sobrevelocidad. Cierra las válvulas de paro principales y de recalentado, por medios mecánicos, y las válvulas de control e interceptoras por medios electro-hidráulicos. El mecanismo de disparo por sobrevelocidad se puede probar con la unidad con carga.
3. Los circuitos de disparo por vacío operan una válvula solenoide para disparar la unidad por bajo vacío. El sistema de disparo por vacío se puede restablecer con bajo vacío y se ajustará, así mismo, cuando se incrementa arriba del punto de disparo.
El sistema de control eléctrico se construye de acuerdo al concepto de un computador analógico, usando circuitería de estado sólido de un nivel de bajo voltaje.
El bloque de construcción básico es un amplificador operacional que puede ejecutar las siguientes funciones:
− Comparación
− Suma
− Multiplicación
− Limitación (compuerta)
− Diferenciación
− Integración
− Generación de función
− Selección
Para energizar los circuitos se usan suministros de energía de voltaje constante (+ 15 V para cálculos analógicos, + 24 V para relevadores de secuencia).
Para transductores de posición se usan osciladores de onda sinusoidal (3 Khz.), y para transductores de presión se tienen osciladores de onda cuadrada para la estabilización de algunos de los amplificadores operacionales.
El gabinete EHC contiene los circuitos de control y los suministros de energía se pueden localizar en el cuarto de control en un cuarto de relevadores adecuado, de preferencia en un cuarto con aire acondicionado.
El panel de control EHC y el panel de prueba ETP están montados separadamente en la consola de control del operador con el gabinete localizado en otro cuarto.
Elsistema de control eléctrico se divide en tres partes básicas, que son:
− La unidad de control de velocidad.
− La unidad de control de carga.
− La unidad de control de flujo.
Fig. 1.6.1 Diagrama de Bloques Del Sistema De Control Electro- Hidráulico
1.7. GABINETES DEL EHC
Los tres gabinetes se nombran A, B Y C, de izquierda a derecha, mirándolos desde el frente.
El gabinete A contiene los conmutadores AC/DC de suministro de energía (convirtiendo 120 V CA del PMG2 a +15 V, 24 V de CD), algunas unidades de control, distribuidor, etc.
El gabinete B contiene algunas unidades lógicas o de relevadores de salida, panel de vigilancia (incluyendo dos ajustadores), etc.
El gabinete C contiene cajas de relevadores auxiliares, filtros de línea, el detector de tierra del PMG, transformador con conexión Scott (1.7.1), Terminal de prueba para TC, TP etc.
Fig. 1.7.1 Configuración De Gabinetes Del EHC
1.7.1. SISTEMA DE SUMINISTRO DE ENERGÍA PMG
El sistema de suministro de energía, se representa en la fig. 1.7.1.
1.7.2. FUENTE DE ENERGÍA PMG
Especificaciones del Generador de Imanes Permanentes (PMG).
Capacidad 1.8 KVA
Tipo: TAY Forma: DS Número de polos: 14
Frecuencia 420 hz
Velocidad: 3,600 rpm
Factor de potencia: 0.7
Voltaje: 208 VCA (Voltaje por fase 120 VCA) + 10%
Corriente: 5.0 A
Tabla 2 Especificación De Imanes Permanentes
El voltaje de salida del PMG, establecido por la velocidad de la turbina es más o menos 100%. Cuando la turbina arranca y el voltaje del PMG es menor 0.1 V o más, la energía para el control del EHC se suministra por la fuente de la red de 120 V CA.
Normalmente, el voltaje para el EHC lo da el PMG (120 V CA).
Tabla 3 Voltajes Para el EHC
La salida del convertidor CA/CD alimenta a una compuerta de valor alto (HVG) para seleccionar el voltaje de control primario desde la fuente PMG.
Cuando ambas fuentes están activas, PMG y red, y se pierde accidentalmente el voltaje PMG, entonces se encienden las lámparas, en el tablero de vigilancia del gabinete B:
1.7.3. ALIMENTACIÓN DE LA RED
El EHC usa 120 V CA de la red en el arranque de la turbina, energizando las válvulas de prueba, referencia de carga y el manejo de los ajustadores de transferencia FA/PA (Arco total/ Arco parcial), entrada de 120 V/24 V CA TVC (transformadores de voltaje constante). Normalmente, los 120 V CA de la red se usan como una fuente de respaldo para la unidad de control del EHC.
Cuando ambas fuentes, PMG y Red, están activas y hay pérdida accidental de energía de la red, encienden las luces indicadoras en el tablero de vigilancia del gabinete B:
Tabla 5 Lámparas De Perdidas De Voltaje RED
Por pérdida de energía de ambos, PMG y red, y por pérdida del EHC se encenderán las siguientes luces en el tablero de vigilancia:
Tabla 6 Lámparas De Perdidas De Voltaje RED, PMG y EHC
1.7.4. FUENTE DE ENERGÍA DE C.D.
EL EHC usa 125 V.C.D. del cuarto de baterías. Estos 125 V son utilizados para el circuito de relevadores, válvula solenoide de sangrado ("Blow Down"), circuito de protección y válvulas de disparo de emergencia (válvula candado, válvula de aceite de disparo, válvula de restablecimiento) y convertidor CD/CD (125 V/24 VCD) para el bus de prueba de lámparas.
El filtro de línea absorbe ruidos y corrientes parásitas para proteger la bobina del relevador amortiguador y el convertidor CD/CD (125 V/125 V CD.)
1.8. DESCRIPCIÓN DE LA CONSOLA O PANEL DE CONTROL.
La consola de control es el tablero principal en el cual se encuentran instalados los indicadores, registradores y estaciones de control del equipo principal de la central. Este tablero contiene los dispositivos para el control de los equipos principales de la central, los cuales son: caldera, turbina y generador eléctrico. La sección de caldera ocupa la parte izquierda del tablero, la turbina la media y el generador eléctrico a la derecha.
Sección caldera.- En ésta encontramos el tablero de inserto de quemadores el cual sirve para el encendido o apagado del generador de vapor. Además, esta sección cuenta con el equipo necesario para arrancar y parar los motores que mueven los ventiladores de tiro forzado, ventiladores de tiro inducido, ventiladores recirculadores de aire, bombas de condensado, etc., así como los indicadores, alarmas y estaciones de control para la supervisión, protección y manejo de los parámetros del generador de vapor.
Sección turbina.- Aquí se tienen los botones de calentamiento del rotor, disparo y reposición de la turbina, controles para arranque y paro de turbina, etc.
Sección generador eléctrico.- Esta sección cuenta con un bus mímico el cual señala la forma como está enlazado el equipo desde el generador eléctrico hasta los buses de la subestación de 400 KV. Este mímico es un gran apoyo para los operadores ya que impide que se cometan errores al enlazar el generador eléctrico con la subestación. Se cuenta con equipo de control e indicación para la correcta operación y supervisión del generador eléctrico.
Fig. 1.8.1 Consola De Control
Sección SC05.- Esta sección comprende los elementos de supervisión y control de la turbina de vapor que involucra los siguientes módulos:
- Modulo de control de velocidad. - Modulo de control de carga. - Modulo de control de reserva.
- Modulo de prueba de los disparos mecánicos y eléctricos. - Modulo de prueba del disparo por sobrevelocidad.
- Botones de disparo y restablecimiento.
- Indicaciones de la posición de válvulas de turbina, etc.
1.9. UNIDAD DE CONTROL DE PROTECCIÓN DE LA TURBINA.
El sistema de control de protección, mostrado en la Figura 1.9.1, es el que nos protege a la turbina contra una operación riesgosa e insegura. La manera como la protege es cortando el flujo de vapor que entra a la turbina al cerrar válvulas de paro principal, de control, de paro de recalentado e interceptoras, además de cerrar las alimentaciones de vapor a las extracciones con el fin de evitar un flujo inverso.
Las causas por las que se puede disparar la turbina son:
Por bajo Vacío.- El dispositivo de disparo por bajo vacío, protege a la turbina en caso de aumento considerable en la presión del condensador. Cuando el vacío disminuye de 846.2 mbar opera una alarma y en 750 mbar ocurre el disparo de turbina.
Por baja presión de lubricación.- El disparo por baja presión de lubricación, protege a la turbina de una inadecuada película de aceite en los cojinetes, evitando el contacto de éstos con la flecha. Cuando la presión de lubricación disminuye a 1.03 bar opera una alarma. El disparo operará cuando la presión de lubricación baje a un valor de 0.8 bar.
Por desgaste en la chumacera de empuje.- El dispositivo de disparo por chumacera de empuje previene la operación de la turbina con desgaste de las zapatas de la chumacera de empuje y dispara la unidad cuando este desgaste aumenta a un punto donde pueda causar serios problemas de rozamiento entre parte fijas y móviles de turbina. Se tiene una alarma que ayuda al operador a prevenir que esto suceda en ± 20 mils3 (.5mm) y el disparo de la turbina en ± 40 mils (1mm).
Por temperatura de escape de turbina de baja presión.- Para evitar daños en la turbina por rozamiento entre partes fijas y móviles en el sentido radial, cuando el flujo de vapor no es adecuado para el enfriamiento de la carcaza de escape de la turbina de baja presión, se cuenta con una alarma por alta temperatura cuando llega a 70°C y disparo cuando llega a 107°C.
Fig. 1.9.1 Control De Protección De La Turbina
Por alta vibración en chumaceras de turbina.- Para evitar que la turbina se encuentre operando bajo condiciones anormales y peligrosas durante el rodado o incremento de carga, se cuenta con alarma para investigar o corregir la causa en 5 mils (0.175 mm) y disparo de la unidad si se incrementa la vibración y de no tomar ninguna acción correctiva al llegar a un valor de 7 mils (0.275 mm).
Por presión de descarga de la bomba principal de aceite lubricante.- Este disparo protege a la turbina de quedarse sin lubricación hacia sus chumaceras, evitando un daño considerable en las mismas, por tal motivo, se cuenta con disparo de la turbina cuando la presión de aceite es menor de 6.9 Bar.
Presión de aceite de control.- Una baja presión de aceite de control ocasiona que las válvulas de turbina se cierren, operando alarma por baja presión en 89.7 bar y disparo de la turbina en 75 bar.
centrífugos. El sistema de protección está provisto de un disparo por sobrevelocidad a las 3960 rpm y se cuenta también con el disparo eléctrico de respaldo en 3996rpm.
Disparo Manual-Local.- Este dispositivo es el que permite disparar la turbina en forma local. Consiste en una palanca, acoplada directamente al mecanismo de disparo por sobrevelocidad. Este disparo se utiliza cuando el disparo remoto desde la sala de control no opera o en casos de emergencia. Desde aquí también se pueden realizar las pruebas simuladas de los diferentes disparos mencionados anteriormente.
Este mecanismo de disparo por sobrevelocidad mantiene la turbina disparada, aún cuando la causa del disparo ya no esté presente; por esto, cuando se quiera restablecer la turbina, el operador deberá actuar sobre la palanca de restablecimiento; ya sea, en forma local o remota desde el cuarto de control en el EHC.
Otros dispositivos de disparo son los siguientes:
- El disparo remoto desde la consola de control, oprimiendo simultáneamente los botones respectivos en el EHC.
- Disparo del generador eléctrico al operar cualquiera de sus protecciones primarias o secundarias.
- Disparo del generador de vapor.
- Alto nivel domo superior (+ 250 mm).
- Pérdida de ambas señales de velocidad.
- Falla interna del control.
De lo anterior obtenemos la siguiente clasificación de disparos eléctricos y mecánicos:
Disparos eléctricos.
- Temperatura de escape. - Vacío.
- Chumacera de empuje. - Disparo manual remoto. - Pérdida 125 VCD.
- Pérdida ambas señales de velocidad. - Sobrevelocidad de respaldo 111%.
Disparos mecánicos.
- Pérdida ± 24 VCD.
- Disparo del generador de vapor. - Disparo del generador eléctrico. - Alta vibración.
Disparo de vacío.- Esta sección del tablero se utiliza para indicar si la presión de vacío en el condensador está en valor de disparo o si su valor es normal. La indicación REPOSICIÓN enciende cuando el vacío es mayor de 760 Mbar. La indicación DISPARO enciende cuando se tiene un vacío menor que 760 Mbar.
Disparo de válvulas.- En esta sección del tablero se indica el estado que tienen los circuitos de protección mecánica y eléctrica. La indicación que dice REPOSICIÓN MECÁNICO/REPOSICIÓN ELÉCTRICO enciende cuando dichos circuitos están restablecidos. La indicación MECÁNICO DISPARADO enciende al estar disparada la turbina, y la indicación ELÉCTRICO DISPARADO enciende cuando la turbina es disparada por alguna condición que energice los buses de disparo eléctrico.
Estado del control Electro-Hidráulico.- Esta sección del tablero se utiliza para indicar cuando hay fallas en el EHC, de la siguiente manera: cuando enciende la indicación FALLA ELÉCTRICA/ FALLA DEL SISTEMA indican la presencia de alguna falla en el control interno del tablero, y casi siempre son condiciones que no provocan disparos de unidad, como falla en alguna tarjeta, falla en alguna fuente de alimentación. Si enciende la indicación PRESIÓN FLUIDO HIDRÁULICO, es porque se tiene la presión normal en el fluido hidráulico.
Prueba del detector de desgaste del cojinete de empuje.- En esta sección del tablero se observa la posición del rotor y se realiza la prueba de los dispositivos de protección por desgaste del cojinete de empuje.
1.10. IDENTIFICACIÓN DE LA INSTRUMENTACIÓN DE TABLEROS ASOCIADOS A LOS CONTROLES ANALÓGICOS Y AUTOMÁTICOS PRINCIPALES DE LA UNIDAD
Para interpretar el comportamiento de un proceso Termoeléctrico y tomar decisiones sobre su operación y control, se requiere de una formación secuencial y ordenada para que se realice de manera adecuada.
Como en toda actividad, el desarrollo de habilidades, conocimientos y actitudes se va logrando por medio de la práctica e iniciando por las bases. Parte del objetivo es lograr operar los controles analógicos principales de la unidad de generación termoeléctrica, en modo manual y automático, y bajo diferentes etapas operativas de la unidad, visualizando el impacto a los costos de producción de energía eléctrica. Esta nueva conducta adquirida le permitirá beneficios importantes:
1. Interpretar adecuadamente el comportamiento de los controles de la unidad y tomar decisiones acertadas para el control del proceso, de acuerdo con los criterios de operación optimizando los costos de producción.
- Identificación en el tablero de control de la instrumentación relacionada con los controles analógicos principales.
- Interpretación de la operación normal de los controles analógicos principales y corrección de las desviaciones presentadas.
El contenido de esta tesis pretende ser un material de estudio, amigable y práctico, con la premisa de que se asimilen con facilidad las conductas esperadas.
En este capítulo se encontrará información básica para la interpretación de diagramas de proceso, la distribución de los tableros de control, la descripción de los sistemas auxiliares asociados a los controles analógicos y la interpretación de éstos, así como la definición de los parámetros básicos de operación que se monitorean normalmente en un proceso de generación termoeléctrica.
1.10.1. TABLEROS DE CONTROL.
1.10.1.1. SISTEMA INTERNACIONAL DE UNIDADES.
La XI Conferencia General de Pesas y Medidas (celebrada en París en 1960) acordaron un sistema universal, unificado y coherente de unidades de medida, basado en el sistema MKS (Metro-Kilogramo-Segundo). Este sistema se conoce como el Sistema Internacional (SI) y las siete unidades fundamentales se enumeran en la Tabla 7 los símbolos de la última columna son los mismos en todos los idiomas.
Se adoptaron y ampliaron los prefijos desarrollados para el sistema métrico. Estos prefijos, indicados en la Tabla 8, se emplean tanto con unidades fundamentales como derivadas.
MAGNITUD NOMBRE DE LA UNIDAD SÍMBOLO
Longitud Metro m
Masa Kilogramo Kg
Tiempo Segundo s
Intensidad de corriente Amperio A Temperatura termodinámica Kelvin ºK
Cantidad de sustancia Mol Mol Intensidad luminosa Candela cd
Tabla 7 Patrones De Siete Unidades Básicas o Fundamentales
PREFIJO SÍMBOLO AUMENTO O DISMINUCIÓN DE LA UNIDAD
Exa E 1.000.000.000.000.000.000 (un trillón) Peta P 1.000.000.000.000.000 (mil billones) Tera T 1.000.000.000.000 (un billón)
Giga G 1.000.000.000 (mil millones, un millardo) Mega M 1.000.000 (un millón)
Kilo K 1.000 (un millar, mil) Hecto H 100 (un centenar, cien)
Deca Da 10 (una decena, diez) Deci D 0,1 (un décimo) Centi C 0,01 (un centésimo)
Mili m 0,001 (un milésimo) Micro µ 0,000001 (un millonésimo)
Nano N 0,000000001 (un milmillonésimo) Pico P 0,000000000001 (un billonésimo) Femto F 0,000000000000001(un milbillonésimo)
Tabla 8 Prefijos Utilizados En El S.I.
El empleo de algunas otras unidades de uso común se permite durante un tiempo limitado, sujeto a una revisión en el futuro. Entre estas unidades están la milla náutica, el nudo, el angstrom, la atmósfera, la hectárea y el bar.
En la Tabla 9 se muestran ejemplos de algunas unidades derivadas del SI, expresadas en unidades fundamentales.
MAGNITUD NOMBRE DE LA UNIDAD
DERIVADA SI
SÍMBOLO
Superficie Metro cuadrado m2
Volumen Metro cúbico m3
Velocidad Metro por segundo m/s
Aceleración metro por segundo al cuadrado m/s2
Densidad Kilogramo por metro cúbico Kg/m3
Densidad de corriente Amperio por metro cuadrado A/m2
Fuerza de campo magnético Amperio por metro A/m
Volumen específico metro cúbico por kilogramo m3/kg.
Luminancia Candela por metro cuadrado Cd/m2
1.10.1.2. PARÁMETROS BÁSICOS DE CONTROL.
A) Presión.
En mecánica se define como la fuerza por unidad de superficie que ejerce un líquido o un gas perpendicularmente a dicha superficie. La presión suele medirse en atmósferas (atm) pero en el Sistema Internacional de Unidades (SI), la presión se expresa en newtons por metro cuadrado; el newton por metro cuadrado es un pascal (Pa).
La atmósfera se define como 101.325 Kpa y equivale a 760 mmHg en un barómetro convencional. Las unidades empleadas para medir la presión, dependiendo del sistema, pueden ser:
Kg/cm2 (kilogramo por centímetro cuadrado) mmHg (milímetros de mercurio)
Bar inH2O (pulgadas de agua)
Pa (pascales) lb/in2 (libras por pulgada cuadrada) Atm (atmósferas)
Tabla 10 Unidades Empleadas Para Medir La Presión
En las centrales termoeléctricas, dependiendo del sistema de medición que emplee el fabricante, será la presentación; ya sea el sistema internacional, el sistema británico de unidades o algunas unidades derivadas.
B) Nivel.
El nivel se define como la altura que alcanza un líquido dentro del recipiente que lo contiene. Generalmente, se expresa en porcentaje de la cantidad total almacenada.
Los instrumentos de medición más comunes son desde una regleta graduada hasta los más complejos del tipo de radiación de energía.
Las mirillas de nivel de tubo de cristal son económicas y pueden aplicarse en un gran número de fluidos. Consisten en un tubo de cristal de longitud apropiada para apreciar el nivel del recipiente en toda la gama requerida por el operador. Dada la fragilidad del tubo de cristal, este tipo de medidores tienen algunas desventajas, en la actualidad su uso se restringe solo a características específicas del nivel medido.
C) Temperatura.
La escala de temperaturas adoptada por la Conferencia de 1960 se basó en una temperatura fija, la del punto triple del agua.
presión normal se tomó como 273,15 °K, que equivalen exactamente a 0°C en la escala Celsius de temperatura.
La escala Celsius, o centígrada, toma su nombre del astrónomo sueco del siglo XVIII Anders Celsius, quien toma como base la congelación y ebullición del agua.
D) Velocidad.
Es la variación de la posición de un cuerpo por unidad de tiempo. La velocidad es un vector, es decir, tiene magnitud, dirección y sentido.
La magnitud de la velocidad, conocida también como rapidez o celeridad, se suele expresar como distancia recorrida por unidad de tiempo (normalmente, una hora o un segundo); se expresa, por ejemplo, en kilómetros por hora o metros por segundo. Cuando la velocidad es uniforme constante se puede determinar sencillamente dividiendo la distancia recorrida entre el tiempo empleado. Cuando un objeto está acelerado, su vector velocidad cambia a lo largo del tiempo. La aceleración puede consistir en un cambio de dirección del vector velocidad, un cambio de su magnitud o ambas cosas.
E) Medidas eléctricas.
El flujo de carga, o intensidad de corriente, que recorre un cable conductor se mide por el número de coulombs que pasan en un segundo por una sección determinada del cable. Un coulomb por segundo equivale a 1 Amper, unidad de intensidad de corriente eléctrica llamada así en honor al físico francés André Marie Ampére.
1.10.1.3. NOMENCLATURA Y SIMBOLOGÍA DE DIAGRAMAS DE PROCESOS.
La manera de representar instrumentos y equipos para su mejor interpretación, ha sido a través del tiempo por medio de símbolos los cuales en la actualidad ya han sido normados por asociaciones relacionadas con su uso, siendo de gran importancia para la elaboración de planos de todo tipo. En el contenido se explicarán algunos de estos, los cuales son más comunes en las centrales de generación de electricidad.
A) Simbología de equipos auxiliares.
B) Simbología de instrumentación y control.
La sociedad de instrumentistas de América (ISA) estandarizó un sistema de identificaciones y símbolos para la aplicación en la industria. Las identificaciones se utilizan para designar la instrumentación en trabajos escritos y se combinan con símbolos dibujados en diagramas y planos en general. Las identificaciones consisten en letras usadas en combinaciones, a las que se les aplicaran las siguientes reglas e instrucciones:
1. Las letras de identificación se escriben en todos los casos con mayúsculas.
2. La primera letra define la variable del proceso y tiene un solo significado.
3. La segunda letra y las siguientes definen el tipo de servicio del instrumento y cada letra tiene un solo significado.
En la mayoría de los casos es necesario agregar a la identificación general de un instrumento, un sistema numérico para establecer así su identificación específica. Si un sistema tiene más de un instrumento con la misma identificación funcional, se agrega una letra para diferenciarlos.
En la siguiente tabla 12 se muestra un ejemplo para la identificación de un controlador registrador de temperatura, TRC-2A. (Ver Apéndice)
Tabla 12 Identificación del TRC
1.11. SISTEMAS AUXILIARES ASOCIADOS A LOS CONTROLES ANALÓGICOS Y AUTOMÁTICOS PRINCIPALES.
1.11.1. CONTROL ELECTRO-HIDRÁULICO
El objetivo del sistema de control de la turbina es controlar el flujo de vapor, para efectuar rodados de turbina y movimientos de carga. También tiene como objetivo proteger a la turbina en situaciones de emergencia, cortando totalmente el suministro de vapor.
El control de la turbina se efectúa por medio del control electro-hidráulico (EHC). Por medio de este se generan las señales de apertura o cierre para las válvulas de control, válvulas de paro principales y las válvulas combinadas.
Por medio del control de la turbina el operador puede efectuar las siguientes maniobras:
• Restablecimiento de turbina.
• Rodado de turbina.
El control electro-hidráulico, proporciona al operador información necesaria sobre posición de válvulas, velocidad de la turbina, carga de la unidad, presiones del vapor, etc.
Para su estudio dividiremos al sistema de control turbina en las siguientes partes, las cuales pueden observarse en la figura 1.11.1.
• Unidad de disparo y restablecimiento.
• Unidad de calentamiento.
• Unidad de control de velocidad.
• Unidad de control de carga. (Capitulo 3).
• Unidad de control de modo de admisión.
• Unidad de protecciones.
• Control de reserva.
Fig. 1.11.1 Sistema De Control EHC MARK II
1.11.2. UNIDAD DE DISPARO Y RESTABLECIMIENTO.
Este módulo proporciona al operador la opción de disparar manualmente la turbina en situaciones de emergencia, así como de restablecerla cuando se va a poner en servicio.
Como puede verse en la figura 1.11.2 este módulo consta de dos botones de disparo y un botón de restablecimiento. Además, se cuenta con una indicación luminosa que indica si el interruptor de máquina se encuentra abierto o cerrado.
Fig. 1.11.2 Unidad De Disparo Y Restablecimiento
1.11.3. UNIDAD DE CALENTAMIENTO
Este módulo se utiliza cuando se efectúa un rodado desde estado frío ver figura 1.11.3. Por medio de este módulo se abre la válvula de calentamiento, la cual se encuentra en paralelo con la válvula de paro principal derecha.
Para poder efectuar el calentamiento ya sea de rotor o caja de válvulas, es necesario primero restablecer la turbina. Después se procede a oprimir el botón de “rotor” o “caja”.
Normalmente se selecciona “rotor” y se oprime “aumentar” para abrir la válvula de calentamiento estableciendo una presión en el primer paso de 5 Bar.
Los criterios para que el calentamiento del rotor en su primera etapa se de por terminado son los siguientes:
a) Que la temperatura en el rotor de alta presión sea mayor de 150 oC.
b) Que la temperatura del rotor de la turbina de presión intermedia sea mayor de 50 oC. (Ambos valores deberán observarse en el indicador de esfuerzos del rotor).
Y para la caja de válvulas los criterios de calentamiento son:
c) Que la temperatura de su superficie interna menos la externa sea menor de 42 oC. (Los valores se verán en el registrador correspondiente).
d) Que la temperatura de la superficie interna restada a la temperatura de vapor principal sea menor de 111 oC.
Fig. 1.11.3 Unidad De Recalentamiento
1.11.4. UNIDAD DE CONTROL DE VELOCIDAD
La unidad de control de velocidad se encarga de medir la velocidad de la turbina y compararla con la velocidad ajustada en el tablero de control, para igualarlas y mantenerla constante respetando el rango de aceleración seleccionado en el mismo tablero ver figura 1.11.4.
1.11.5. UNIDAD DE MODO DE ADMISIÓN
Con esta sección del EHC se efectúa el cambio de modo de admisión de arco total a arco parcial y viceversa. En arco total las cuatro válvulas de control se encuentran abiertas en la misma posición, por lo que la cámara de toberas recibe vapor en sus cuatro secciones.
En arco parcial las válvulas van abriendo escalonadamente conforme se incrementa la carga. Así, las válvulas que estén cerradas no envían vapor a su correspondiente sección de la cámara de toberas. Las que están abiertas totalmente, envían vapor sin estrangular. Solo estrangulan las que están en posición intermedia.
Para hacer el cambio de modo admisión, primero se selecciona el “tipo de transferencia”, que puede ser: “lenta” (30 minutos), “media” (20 minutos), “normal” (10 minutos) o “rápida” (1 minuto) ver figura 1.11.5.
Después de seleccionar la velocidad con que se desea hacer cambio de arco, se oprime el botón “transferencia arco completo” o “transferencia arco parcial” dependiendo de cual sea el cambio que se efectuará.
El botón “esperar” debe oprimirse cuando se desee suspender el cambio de arco una vez ya iniciado. En este caso las válvulas se quedan en la posición en que se encuentren al recibir la orden de “esperar”.
La indicación “transferencia pérdida” se enciende cuando transcurre el tiempo fijado y aún no termina de efectuarse el cambio de arco.
1.11.6. CONTROL COORDINADO
El objetivo del control coordinado es regular la carga de la unidad de acuerdo a la demanda, a las condiciones del generador de vapor y de la turbina.
El control coordinado responde ante variaciones de frecuencia, modificando la carga de la unidad para mantener constante la frecuencia del sistema, tomando en cuenta al generador de vapor, la turbina, y al equipo auxiliar de la unidad.
1.11.6.1. DESCRIPCIÓN FUNCIONAL.
El control coordinado puede trabajar en tres modos de operación: caldera en seguimiento, turbina en seguimiento, o en modo coordinado.
Para que el control opere en modo coordinado, es necesario tener en automático el maestro de turbina y el maestro de caldera. La estación de demanda de carga puede estar en modo manual (accionada por el operador), o en automático (recibe señal desde operación sistema por medio del AGC o control automático de generación).
Se opera en modo caldera en seguimiento cuando se encuentra en automático el maestro de caldera, y en manual el maestro de turbina.
El modo caldera en seguimiento se utiliza cuando, por algún problema, se tiene que pasar a manual el maestro de turbina. Así, las válvulas de control mantienen una posición fija, como si formaran parte de un control de lazo abierto.
Como el maestro de caldera está en automático, se encarga de mantener constante la presión de vapor principal, por medio de aumentar o disminuir flujo de aire y combustible de entrada a la caldera. Para disminuir carga, el operador debe cerrar manualmente las válvulas de control desde el maestro de turbina (o desde el EHC). Al disminuir la carga, la presión de vapor principal tenderá a aumentar respecto al valor nominal de 165 bar; entonces el maestro de caldera mandará disminuir fuegos, para que la presión de vapor disminuya nuevamente a 165 bar. Algo parecido ocurre al aumentar carga el operador: la presión de vapor principal tiende a disminuir, y el maestro de caldera manda aumentar fuegos en el hogar para recuperar la presión a su valor nominal.
Se opera en modo turbina en seguimiento cuando se encuentra en automático el maestro de turbina, y en manual el maestro de caldera. El modo turbina en seguimiento se utiliza cuando, por algún problema, se tiene que pasar a manual el maestro de caldera. Así, los ventiladores de tiro forzado y la válvula de combustible mantienen una posición fija, como si formaran parte de un control de lazo abierto.
nuevamente a 165 bar. Algo parecido ocurre al aumentar carga el operador: primero deberá aumentar la presión de vapor principal, con lo cual el maestro de turbina manda abrir válvulas de control para que la presión de vapor principal regrese a su valor nominal. Al abrir las válvulas aumenta la carga de la unidad.
Estando en modo coordinado, la estación de demanda de carga recibe una señal que puede ser manual por parte del operador, o puede ser automática, por parte del AGC. Esta señal se compara con el límite máximo y el límite mínimo, que es proporcionada por medio de dos botones cuya escala es del 0 al 100%. El objetivo de estos limitadores es permitir que la carga se mueva en un rango seguro para la unidad. Ver figura 1.11.6a y 1.11.6b
Después, la señal pasa a través de un dispositivo que se encarga de regular la velocidad de cambio de carga, para evitar variaciones bruscas que afecten a las variables del proceso. A continuación la señal de demanda se envía hacia el maestro de caldera y el maestro de turbina. Como la caldera es de respuesta más lenta que la turbina, la señal de demanda al maestro de caldera le llega directa, mientras que la señal al maestro de turbina es afectada por un retardador de tiempo. Esto se hace para permitir a la caldera que aumente el régimen de combustión y no ocasionar un decremento de la presión al aumentar la carga (o un incremento en la presión en caso de una disminución de carga).
La señal de demanda que se envía al maestro de turbina se utiliza para modificar la carga de la unidad a través del tablero de control del EHC (control electro-hidráulico).
Fig. 1.11.6b Control Coordinado
1.12. CORRECCIÓN DE LA OPERACIÓN ANORMAL DE LOS CONTROLES ANALÓGICOS Y AUTOMÁTICOS PRINCIPALES.
Después de descubrir las causas del desempeño anormal de los controles analógicos principales y determinar las acciones correctivas que permitan eliminarlo, lo que sigue es implementar cada una de las acciones correctivas definidas y ajustar las variables operativas en sus valores nominales.
En este tema se revisará el procedimiento a seguir para realizar las maniobras de corrección del comportamiento anormal de los controles analógicos principales.
1.12.1. PROCEDIMIENTO DE CORRECCIÓN DEL COMPORTAMIENTO ANORMAL DE LOS CONTROLES ANALÓGICOS Y AUTOMÁTICOS PRINCIPALES.
1.12.2. VERIFICACIÓN DE LA CONDICIÓN OPERATIVA INICIAL DE LA UNIDAD.
Para conocer la situación actual de los controles analógicos principales, se debe aplicar el formato correspondiente al control analógico principal a analizar. Una vez que se han tomado las lecturas y el estado de los controles asociados, se espera que se verifique lo siguiente:
1. Los motivos por los cuales el control analógico se encuentra en el modo de operación actual.
2. La desviación existente entre el valor nominal (o de ajuste) y el valor real de la variable controlada.
3. Las causas de la indisponibilidad de los equipos auxiliares asociados al control analógico principal.
4. Encontrar las opciones más adecuadas para transferir al modo de operación más adecuado del control analógico principal.
5. Las causas detectadas se reportarán en el formato correspondiente al control analógico analizado.
6. El Operador reportará sobre la situación inicial de los controles analógicos principales de la unidad.
7. El Operador realizará las acciones correctivas, de acuerdo con lo siguiente:
- Corregir manualmente las causas de la desviación de la variable controlada del control analógico.
- Poner en servicio, si se requiere, los equipos auxiliares dúplex asociados al control analógico principal.
- Si es posible, transferir a automático (o al modo de control apropiado) el control analógico principal.
1.12.3. ESTABILIZAR LA CONDICIÓN FINAL DE LA UNIDAD.
8. Ajustar y estabilizar al control analógico principal, y a la unidad de generación termoeléctrica, en los valores nominales de operación.
9. Informar la conclusión de las acciones correctivas.
10.Tomar las lecturas finales del control analógico, utilizando el formato correspondiente.
11.Justificar solamente aquéllas desviaciones que no fueron corregidas debido a causas inherentes al equipo.
12.Entregar el informe, anexando el reporte del desempeño del control analógico principal analizado.
1.13. SISTEMA TURBINA VAPOR PRINCIPAL.
El personal que opera una turbina de vapor tiene la responsabilidad de desarrollar o perfeccionar sus conocimientos, habilidades en cuanto a la estructura, funcionalidad y operación de la misma.
El objetivo del presente tema es apoyar en la formación para que se logre desarrollar o perfeccionar conocimientos, habilidades en cuanto a la estructura, funcionalidad y operación de la turbina de vapor, que se utiliza en una unidad de 350 Mw., por lo cual es de gran importancia el estar capacitados y conocer lo mejor posible este sistema, sus controles, así como la ubicación del equipo, ya que en caso de emergencia eso nos permitirá actuar con rapidez y eficiencia para controlar o solucionar el problema.
Para el estudio de la turbina de vapor se hace una descripción de cada uno de sus componentes principales haciendo referencia a la vez de los criterios operativos, a continuación se verá la descripción funcional en donde se encontrarán los criterios para la puesta en servicio del sistema, durante el proceso de normalización de la unidad.
El objetivo de la turbina es transmitir el movimiento giratorio al generador eléctrico, para producir la potencia eléctrica. Dependiendo del flujo de vapor que entra a la turbina (con unidad sincronizada), a mayor flujo de vapor, mayor potencia eléctrica generada. A continuación en la Tabla 13 se muestran sus características operativas.
Capacidad 350MW
Velocidad 3600 r.p.m.
Dirección de rotación (parado de frente al gobernador) A favor de las manecillas del reloj
Presión del vapor principal 165 Bar
Temperatura de vapor principal 540 ºC
Temperatura del vapor recalentado caliente 540 ºC
Presión de escape de TBP
(Vacío en condensador)
. 973 Bar
No. Extracciones de las turbinas 7
Tabla 13 Características Operativas
Fig. 1.13.1 Diagrama Simplificado Turbina
1.13.1. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO PRINCIPAL.
La siguiente descripción está referida a la Figura 1.13.1. El vapor producido por el generador de vapor es conducido hacia la turbina por dos tuberías, llamadas líneas de vapor principal. Estas tienen, un dren motorizado hacia el condensador; los cuales deben estar abiertos hasta el 20% de carga con el fin de efectuar un calentamiento de las propias líneas y eliminar el condensado que se acumule en éstas.
La turbina está formada por tres secciones.
- Turbina de alta presión. - Turbina de presión intermedia. - Turbina de baja presión.
