Control de la caldera de vapor de la central eléctrica fuel Santa Clara 110 kV utilizando el PLC SIMATIC S7 300

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(1)Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas Facultad de Ingeniería Eléctrica Departamento de Automática y Sistemas Computacionales. TRABAJO DE DIPLOMA Control de la caldera de vapor de la Central Eléctrica Fuel Santa Clara 110 kV utilizando el PLC SIMATIC S7 300. Autor: Jorge Rafael Boada Hernández. Tutores: Ms. C. Orlando Urquijo Pascual Ms. C. Julian Javier Valdivia de Armas. Santa Clara 2017 "Año 59 de la Revolución".

(2) Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas Facultad de Ingeniería Eléctrica Departamento de Automática y Sistemas Computacionales. TRABAJO DE DIPLOMA Control de la caldera de vapor de la Central Eléctrica Fuel Santa Clara 110 kV utilizando el PLC SIMATIC S7 300. Autor: Jorge Rafael Boada Hernández [email protected]. Tutores: Ms. C. Orlando Urquijo Pascual [email protected]. Ms. C. Julian Javier Valdivia de Armas [email protected]. Santa Clara 2017 "Año 59 de la Revolución".

(3) Hago constar que el presente trabajo de diploma fue realizado en la Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas como parte de la culminación de estudios de la especialidad de Ingeniería en Automática, autorizando a que el mismo sea utilizado por la Institución, para los fines que estime conveniente, tanto de forma parcial como total y que además no podrá ser presentado en eventos, ni publicados sin autorización de la Universidad.. Firma del Autor Los abajo firmantes certificamos que el presente trabajo ha sido realizado según acuerdo de la dirección de nuestro centro y el mismo cumple con los requisitos que debe tener un trabajo de esta envergadura referido a la temática señalada.. Firma del Autor. Firma del Jefe de Departamento donde se defiende el trabajo. Firma del Responsable de Información Científico-Técnica.

(4) i. PENSAMIENTO. “Nunca consideres el estudio como una obligación, sino como una oportunidad para penetrar en el maravilloso mundo del saber.” Albert Einstein.

(5) ii. DEDICATORIA. A mi mamá, que ha sido todo en mi vida y deseó este momento tanto como yo. Con su sacrificio, preocupación, paciencia y amor ha sabido darme siempre todo y cuanto ha podido. A mi abuelo, que deseó este momento tanto como yo, y hoy que lo logré no está conmigo físicamente para disfrutarlo juntos. Se lo dedico con todo mi corazón por ser el motivo de inspiración más grande de mi vida y ahora donde quiera que esté puede ver coronado uno de sus mayores sueños..

(6) iii. AGRADECIMIENTOS. A mi mamá Mabel, por haber estado siempre presente en mi vida, apoyarme en todo y por sobre todo creer en mí. A Juan Miguel que ha estado conmigo desde pequeño brindándome su apoyo y dedicación. A mi papá Rafael, por brindarme todo su cariño y ser un ejemplo a seguir. A mi abuelo Rafael y mi abuela María por quererme y motivarme a seguir adelante. A mi abuela Claribel por darme toda su dedicación, apoyo y cariño. A mi hermano Andy por compartir conmigo momentos importantes de mi vida. A mi tío Saul, mi tía Nayibys y mi primo Saul David por haber creído en mí y haberme ayudado a alcanzar mis sueños. A mi novia Saimy por alegrarme los días con cada una de sus acciones y brindarme todo el amor que una persona puede dar. A Javier y Urquijo mis tutores, por su orientación, apoyo incondicional y por poner en mis manos su sabiduría. A toda mi familia por su apoyo y cariño. A los que aquí no menciono pero que ocupan un lugar importante en mi vida porque me han apoyado y de alguna manera han contribuido a mi formación intelectual, profesional y humana..

(7) iv. RESUMEN. Para controlar la caldera de la CEF Santa Clara 110 kV, hoy se cuenta con controladores antiguos y de elevado valor económico, los cuales en su mayoría se encuentran averiados o fuera de servicio, lo que provoca la operación de forma manual de la caldera de vapor, además se cuenta con un PLC que es utilizado para la comunicación de los sensores con el SCADA, lo que trae consigo una pérdida de sus capacidades. Por tal razón se desarrollan modificaciones que permiten potenciar y mejorar el proyecto original. Para esto se realizó la implementación de nuevos bloques funcionales de control del tipo FB 41 para cada lazo de regulación en el PLC disponible. Además, se efectuó sobre el proyecto SCADA actual de la caldera, la incorporación de nuevas pantallas, las cuales permitirán al operador establecer los parámetros de ajuste de los controladores de cada lazo de regulación, lo que permite un mayor aprovechamiento de sus funcionalidades. Para ello se incorporan nuevas variables que en el proyecto original no existían y son de vital importancia para el manejo de los bloques de control implementados en el PLC. Este proyecto permitirá que exista un sistema de control de respaldo para la caldera de vapor..

(8) v. TABLA DE CONTENIDOS. PENSAMIENTO .....................................................................................................................i DEDICATORIA .................................................................................................................... ii AGRADECIMIENTOS ........................................................................................................ iii RESUMEN ............................................................................................................................iv INTRODUCCIÓN .................................................................................................................. 1 Organización del informe ................................................................................................... 3 CAPÍTULO 1. 1.1 1.1.1. CONTROL DE CALDERAS EN GRUPOS ELECTRÓGENOS. ........... 5 Generación distribuida de electricidad ......................................................... 6 Requisitos de la generación distribuida......................................................... 7. 1.2. Principio de trabajo de los grupos electrógenos ........................................... 8. 1.3. Fundamento de los sistemas SCADA ......................................................... 10. 1.3.1 1.4. Evolución de los sistemas SCADA ............................................................. 10 Fundamento de los PLC .............................................................................. 12. 1.4.1. Evolución de los PLC.................................................................................. 12. 1.4.2. Ventajas y campo de aplicación de los PLC ............................................... 13. 1.5. Descripción general y posibles soluciones para el control de calderas de. vapor. .................................................................................................................... 15. 1.5.1. Descripción de una caldera de vapor .......................................................... 15. 1.5.2. Funcionamiento y partes que conforman una caldera de vapor .................. 15.

(9) vi 1.5.3. Clasificación de las calderas ....................................................................... 16. 1.5.4. Aplicaciones ................................................................................................ 17. 1.5.5. Posibles Soluciones para el control de los Generadores de Vapor ............. 18. 1.6 CAPÍTULO 2.. Conclusiones Parciales ............................................................................... 22 IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL PARA LA. CALDERA DE LA CEF SANTA CLARA 110 kV. ............................................................ 23 2.1. Descripción del proceso tecnológico de la CEF Santa Clara 110 kV ......... 23. 2.2. Descripción del proceso tecnológico de la caldera de vapor ...................... 25. 2.2.1. Especificaciones técnicas ............................................................................ 26. 2.2.2. Arquitectura de comunicación actual de la caldera de vapor ...................... 28. 2.2.3. Configuración del controlador SDC 36....................................................... 29. 2.2.4. Lazos de control implementados en la caldera de vapor............................. 30. 2.3. Propuesta de configuración del PLC para el control de la caldera de vapor .................................................................................................................... 34. 2.3.1. Análisis de la configuración de hardware existente .................................... 34. 2.3.2. Propuesta de nueva configuración de Hardware del PLC ........................... 36. 2.3.3. Propuesta de comunicación para la caldera de vapor.................................. 37. 2.3.4. Propuesta de nueva configuración de Software del PLC ............................ 37. 2.4 CAPÍTULO 3.. Conclusiones Parciales ............................................................................... 41 SISTEMA SUPERVISORIO PARA EL CONTROL DE LA CALDERA. DE LA CEF SANTA CLARA 110 kV. ................................................................................ 42 3.1. Generalidades del WinCC V6.2.................................................................. 42. 3.2. Descripción del mímico Boiler.pdl ............................................................. 43. 3.3. Análisis crítico del proyecto SCADA actual para el manejo de la caldera 45. 3.3.1. Deficiencias del proyecto SCADA actual ................................................... 46.

(10) vii 3.4. Modificación del proyecto SCADA actual ................................................. 46. 3.4.1. Incorporación de nuevas variables al sistema SCADA............................... 46. 3.4.2. Modificaciones de los mímicos del SCADA .............................................. 48. 3.5. Simulaciones de los controladores de la caldera de vapor.......................... 52. 3.5.1. Simulación del controlador de nivel en el domo de la caldera de vapor..... 53. 3.5.2. Simulación del controlador de presión en el domo de la caldera de vapor . 54. 3.5.3. Simulación del controlador de nivel en el tanque de agua caliente ............ 55. 3.6. Impactos socio-económicos y medioambientales ....................................... 56. 3.7. Conclusiones Parciales ............................................................................... 58. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................................... 59 Conclusiones .................................................................................................................... 59 Recomendaciones ............................................................................................................. 60 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................. 61 ANEXOS .............................................................................................................................. 63 Anexo I. Tabla de configuración del parámetro “stup” del controlador SDC 36 ...... 63. Anexo II. Tabla de configuración del parámetro “evcf” del controlador SDC 36 ...... 63. Anexo III. Tabla de configuración del parámetro “sp” del controlador SDC 36 ......... 63. Anexo IV. Tabla de configuración del parámetro “ev” del controlador SDC 36 ......... 64. Anexo V. Tabla de configuración del parámetro “Pid” del controlador SDC 36 ....... 64. Anexo VI. Transmisor de presión 8202 Navitrag N ..................................................... 65. Anexo VII. Damper de entrada de gases a la caldera .................................................... 65. Anexo VIII Posicionador electro-neumático YT-1000R ............................................... 66 Anexo IX. Transmisor electrónico de presión diferencial SPRIANO del Domo ......... 66. Anexo X. Transmisor electrónico de presión diferencial SPRIANO del HWT .......... 66.

(11) viii Anexo XI. Diagrama de entradas digitales del PLC S7 300 Slot 1-0 ........................... 67. Anexo XII. Diagrama de entradas digitales del PLC S7 300 Slot 1-1 ........................... 67. Anexo XIII Diagrama de entradas digitales del PLC S7 300 Slot 2-0 ........................... 68 Anexo XIV Diagrama de entradas digitales del PLC S7 300 Slot 2-1 ........................... 68 Anexo XV. Diagrama de salidas digitales del PLC S7 300 Slot 3-0 ............................. 69. Anexo XVI Diagrama de salidas digitales del PLC S7 300 Slot 3-1 ............................. 69 Anexo XVII Diagrama de entradas analógicas del PLC S7 300 Slot 4-0 ....................... 70 Anexo XVIII Diagrama de entradas analógicas del PLC S7 300 Slot 4-1 ....................... 70 Anexo XIX Imagen del mímico Boiler.pdl modificado ................................................. 71 Anexo XX. Simulador del STEP 7 S7-PLCSIM............................................................ 72.

(12) INTRODUCCIÓN. 1. INTRODUCCIÓN. Luego del triunfo de la Revolución en Cuba y como respuesta a la futura industrialización del país, se construyeron en los principales polos industriales unidades termoeléctricas de diferentes nacionalidades, las cuales constituían el núcleo central del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), posteriormente y con el objetivo de poder distribuir a lo largo y ancho del país esta energía, fueron construidas un sinnúmero de líneas de transmisión de diferentes voltajes y subestaciones de distribución. La existencia de redes de suministro de energía eléctrica interconectadas de Oriente a Occidente, incrementó la vulnerabilidad del sistema de distribución ante eventos meteorológicos, a ello se adiciona la dispersión geográfica de las plantas de generación, lo cual conlleva a un elevado número de pérdidas por concepto de transmisión de la energía (López, 2011). A raíz de la situación creada por los huracanes en el año 2005, se puso una vez más en evidencia la vulnerabilidad del sistema transmisión de la energía eléctrica en Cuba, por lo que fue necesario tomar medidas para lograr que la generación se efectuara lo más cerca posible del punto final de consumo, lo cual fue conocido como la generación distribuida, esto permite que las grandes unidades generadoras se auxilien de un grupo de unidades generadoras de menor potencia, como son: las baterías de grupos electrógenos de alta calidad y eficiencia suministrados por firmas prestigiosas que producen la energía mediante el uso de combustible tipo diesel, las cuales fueron distribuidas por todo el país y ubicadas en zonas estratégicas; y otras de mayor potencia que emplean combustible más pesado, el denominado tipo “fuel oil” de tecnología HYUNDAI y MAN, lo que permitirá garantizar la vitalidad de esas importantes áreas económicas a pesar de las afectaciones que sufra el país por eventos catastróficos de cualquier índole (López, 2011)..

(13) INTRODUCCIÓN. 2. En los grupos electrógenos de mayor potencia para lograr su funcionamiento es necesario tener una unidad de tratamiento de combustible que le permita acondicionar y purificar el combustible y el aceite del motor, una caldera que genere vapor a partir de la energía transmitida por los gases de escape de los motores para mantener la viscosidad del combustible en parámetros requeridos, un sistema que posibilite la sincronización, toma de carga, protección del generador y por último un sistema que le de tratamiento al agua para evitar corrosión, daño en el domo de las calderas, tuberías y culatas de los motores. Actualmente, debido a la crisis energética y al impacto de la actividad industrial en el medio ambiente resulta necesario realizar un uso eficiente de los recursos energéticos disponibles y a su vez reducir el efecto negativo de los procesos industriales en el medio ambiente. Por ello es de gran importancia lograr una explotación de forma eficiente de las calderas de vapor, lo que es imposible de lograr sin la aplicación de una correcta estrategia de control automático, la cual además posibilita aumentar la fiabilidad y seguridad en el funcionamiento de estos equipos, además que permite aumentar su tiempo de vida útil. La estrategia de control utilizada por los grupos electrógenos de mayor potencia para controlar las calderas generadoras de vapor, es la que ofrece el fabricante Azbil Corporation, la cual se basa en la utilización de los controladores Yamatake SDC 36 (Corporation, 2003), estos ejercen su funcionamiento de forma independiente al sistema de control supervisorio, por lo que para modificar sus parámetros de ajuste es necesario introducirlos de forma manual en el equipo, además se encuentran limitados en cuanto a las diferentes estrategias que se pueden utilizar para el control del sistema y se utiliza sólo uno de ellos por cada lazo de regulación en el sistema. Este tipo de reguladores presentan elevados costos en el mercado mundial lo que provoca que su mantenimiento o reemplazo se dificulte debido a las necesidades económicas del país. En la actualidad, estos reguladores al ser equipos antiguos sufren de muchas averías por lo que se les puede encontrar fuera de servicio o próximo a estarlo, todo esto provoca que en algunos de los grupos electrógenos del país las calderas se encuentren en operación de forma manual. De lo anterior se infiere que aún persisten un conjunto de problemáticas relacionadas con el funcionamiento eficiente de las calderas de vapor. Lo cual conduce al problema científico de esta investigación: ¿Cómo garantizar un eficiente y económico funcionamiento de las.

(14) INTRODUCCIÓN. 3. calderas de vapor, al tener en cuenta que el mantenimiento y reemplazo de sus controladores es de elevado valor económico? El objetivo general de esta investigación es: implementar el control de la caldera de vapor de la Central Eléctrica Fuel Santa Clara 110 kV en aplicación de trasiego de combustible de un grupo electrógeno sobre tecnología PLC utilizando el SIMATIC S7 300 para la sustitución del controlador SDC 36. Esto permitirá contar con un sistema de respaldo para el control de la caldera de vapor y a su vez disminuir sus costos de funcionamiento, al no permitir el error humano al ser operado de forma manual. Para poder alcanzar este objetivo general, se deben completar una serie de objetivos específicos, que se resumen en los siguientes puntos: 1. Analizar tendencias mundiales en cuanto a soluciones de tecnología en el control de calderas de vapor. 2. Configurar el PLC Siemens SIMATIC S7 300 para el control de la caldera de vapor. 3. Analizar parámetros de control del controlador SDC 36. 4. Modificar sistema de supervisión para el control de la caldera de vapor. 5. Evaluar mediante simulación el comportamiento de los controladores de la caldera de vapor implementados en el PLC SIMATIC S7 300. Organización del informe El informe se estructura en introducción, capitulario, conclusiones, recomendaciones, referencias bibliográficas y anexos. En el Capítulo 1 se realiza el análisis crítico de la literatura consultada sobre la generación distribuida, grupos electrógenos, SCADA, PLC y las calderas de vapor planteándose las diferentes definiciones relacionadas sobre los mismos, la variedad que existen y sus diferentes aplicaciones. Se describe, la importancia del eficiente control de las calderas y las principales soluciones dadas por los diferentes fabricantes de calderas. En el Capítulo 2 se realiza una breve descripción del proceso tecnológico de la CEF Santa Clara 110 kV, además se puede observar un análisis del esquema básico de la caldera de vapor, donde se muestran las partes que la conforman y la función que realizan cada una de ellas. Por último, se presenta una propuesta de configuración del PLC SIMATIC S7 300, que le permitirá ejercer el control de la caldera de vapor..

(15) INTRODUCCIÓN. 4. En el Capítulo 3 se muestran las generalidades del WinCC utilizado en la CEF y la descripción del mímico Boiler.pdl, además se hace un análisis del proyecto SCADA actual y sus deficiencias, asimismo, se muestra la modificación realizada al sistema de control supervisorio y la simulación de los controladores de cada lazo de control de la caldera. Posteriormente, son emitidos una serie de criterios conclusivos y recomendaciones a partir de los resultados y análisis previamente realizados..

(16) CAPÍTULO 1. CONTROL DE CALDERAS EN GRUPOS ELECTRÓGENOS.. 5. CAPÍTULO 1. CONTROL DE CALDERAS EN GRUPOS ELECTRÓGENOS.. El estado cubano desde el triunfo de la Revolución, ha dado una alta prioridad al desarrollo del sector energético mediante el diseño de programas y estrategias que permitieron llevar a cabo importantes inversiones en este sector, trayendo consigo un incremento del número de plantas termoeléctricas y de las redes de distribución. En cuatro décadas, al haberse prácticamente duplicado la población, el nivel de electrificación creció de 56% (1959), a 95,5%.(2006). Durante los años 2004 y 2005, la dirección del país reformuló sus estrategias, con un enfoque integrador y sistémico, quedando conformada “La Revolución Energética en Cuba”, que contempla el desarrollo simultáneo de más de 20 programas, entre los que se encuentra la generación eléctrica en su tránsito hacia un esquema de generación distribuida, cuya primera etapa consiste en la instalación de grupos electrógenos, de alta calidad y eficiencia suministrados por firmas prestigiosas, los cuales han sido instalados en más de doscientos puntos, algunos de los cuales se muestran en la figura 1.1, donde se extienden los estudios de instalación de aerogeneradores, generación a gas, hidráulica, paneles solares y otras (Hourné et al., 2012).. Figura 1.1: Distribución del Sistema Eléctrico Nacional..

(17) CAPÍTULO 1. CONTROL DE CALDERAS EN GRUPOS ELECTRÓGENOS.. 6. En este capítulo se explica en que consiste la generación distribuida de electricidad y los requisitos que se deben tener en cuenta para la realización de la misma. Además, se realiza una descripción del principio de trabajo de los grupos electrógenos, así como también, de los fundamentos de los sistemas SCADA y los PLC. Por último, se analiza en que consiste una caldera de vapor, sus diferentes clasificaciones y además, algunas de las posibles soluciones de control que existen, dadas por diferentes fabricantes. 1.1. Generación distribuida de electricidad. La generación distribuida "Es la generación de electricidad mediante instalaciones que son suficientemente pequeñas en relación con las grandes centrales de generación, de forma que se puedan conectar casi en cualquier punto de un sistema eléctrico" (Fernández et al., 2010). Al tener en cuenta el concepto de algunos autores se podría definir como: . Producción de electricidad con instalaciones suficientemente pequeñas en relación con las grandes centrales de generación, de forma que se puedan conectar casi en cualquier punto de un sistema eléctrico (Francisco et al., 2007).. . Generación de energía eléctrica mediante instalaciones mucho más pequeñas que las centrales convencionales y situadas en las proximidades de las cargas (Fernández et al., 2010).. . Generación de energía eléctrica a pequeña escala cercana a la carga, mediante el empleo de tecnologías eficientes; destacándose la cogeneración, con la cual se maximiza el uso de los combustibles utilizados (Bernal, 2013).. Puede expresarse entonces que la generación distribuida, es un sistema que comprende la generación de energía eléctrica localizada, cercana al centro de carga con almacenamiento y administración de la misma, que puede trabajar de forma aislada o integrada a la red eléctrica, para proporcionar múltiples beneficios en ambos lados del medidor (Consultor, 2009)..

(18) CAPÍTULO 1. CONTROL DE CALDERAS EN GRUPOS ELECTRÓGENOS.. 7. 1.1.1 Requisitos de la generación distribuida Requiere el estudio del sistema electroenergético en las nuevas condiciones al no estar diseñado para fuentes de energía distribuidas, ni para flujo de potencia en ambos sentidos. Esto implica análisis en cuanto a regulación de tensión, protección contra cortocircuito, estabilidad, dimensionamiento de cables e interruptores, calidad de la energía, etc. Se requiere de una red de abastecimiento de combustible que llegue a mayor cantidad de puntos, excepto en los casos que se usan fuentes renovables. Mayor organización y planificación del mantenimiento, lo que permite estandarizar unidades, brigadas de mantenimiento que pueden especializarse en un tipo de máquina y sistemas (Albuerne, 2010). El auge de estos sistemas se debe a los beneficios inherentes a la aplicación de esta tecnología, tanto para el cliente como para el país. A continuación se mencionan algunos de los beneficios.  Beneficios para el Cliente . Incremento en la confiabilidad.. . Aumento en la calidad de la energía.. . Reducción del número de interrupciones..  Beneficios para el País . Reducción de pérdidas en transmisión y distribución.. . Libera capacidad del sistema.. . Proporciona mayor control de energía reactiva.. . Mayor regulación de tensión.. . Disminución de inversión.. . Menor saturación.. . Reducción del índice de fallas.. . Uso eficiente de la energía.. . Menor costo de la energía.. . Uso de energías renovables.. . Facilidad de adaptación a las condiciones del sitio..

(19) CAPÍTULO 1. CONTROL DE CALDERAS EN GRUPOS ELECTRÓGENOS.. 8. Este tipo de generación tiene características específicas, entre ellas reducen las pérdidas en la red de distribución al reducir los flujos de energía por la misma, su energía vertida no revierte flujos hacia la red de transporte. Su utilización ayuda a conservar el medio ambiente, pues utiliza fuentes de energía renovable, descongestiona los sistemas de transporte de energía, ayuda al suministro de energía en los períodos de gran demanda, mejora la fiabilidad del sistema, así como la calidad del servicio eléctrico, además de evitar costos en inversión y distribución (Bernal, 2013). Entre las tecnologías que han sido introducidas en los sistemas eléctricos con la concepción de la generación distribuida, están los grupos electrógenos que han mostrado una mayor posibilidad de uso por su facilidad de operación, simpleza y seguridad. 1.2. Principio de trabajo de los grupos electrógenos. Los grupos electrógenos son equipos electromecánicos que ejercen como unidades autónomas para suministrar energía eléctrica, como el que se puede observar en la figura 1.2. Brindan servicio de generación permanente, temporal o de emergencia para suplir al suministro normal, durante cortes eventuales o programados (Armas, 2017).. Figura 1.2: Grupo Electrógeno.  Operan fundamentalmente en: . Isla: los grupos electrógenos en su concepción están diseñados normalmente para funcionar de modo aislado (llamado también modo isócrono) las unidades trabajan de forma independiente o paralelas entre sí, pero fuera del sistema de forma tal que los parámetros de frecuencia, voltaje y factor de potencia son fijados por ellas..

(20) CAPÍTULO 1. CONTROL DE CALDERAS EN GRUPOS ELECTRÓGENOS.. . 9. Sincronizado: las unidades trabajan en paralelo guiadas por el sistema de forma sincronizada, los parámetros de voltaje, frecuencia y factor de potencia son fijados por el sistema, el regulador de velocidad de la máquina controlará la potencia activa y el regulador de voltaje controlará la potencia reactiva..  Principales modos de ajuste para el trabajo en Isla y Sincronizado . Modo fijo: la unidad aporta una potencia fija al sistema. La potencia de las unidades tiende a variar con las variaciones de frecuencia del sistema y el sistema de control corrige la potencia fijada.. . Modo droop: la unidad aporta potencia al sistema y se convierte en apoyo de regulación de frecuencia del mismo (regulación de frecuencia secundaria). No tiene fijada ninguna potencia, el operador la varía de acuerdo a la necesidad del sistema.. . Modo isócrono: la unidad regula frecuencia. Se ajusta la caída de velocidad a cero. Las variaciones de carga del sistema son asumidas por la unidad, sin que la frecuencia de esta varíe.. El proceso de generación de energía eléctrica con motores no se realiza de igual forma que en las termoeléctricas, el combustible es acondicionado y combustionado dentro de las diferentes cámaras, lo que trae consigo la obtención de energía mecánica, la cual es transformada en electricidad mediante un generador acoplado al cigüeñal del motor. Todo este proceso explicado muy simple no funciona si no tiene asociado un sistema (unidad de tratamiento de combustible) que le permita acondicionar y purificar el combustible y el aceite del motor, un sistema (caldera) que genere vapor (con los gases de escape del motor) para mantener la viscosidad del combustible en parámetros requeridos, un sistema que posibilite la sincronización, toma de carga, protección del generador y por último un sistema que le de tratamiento al agua para evitar corrosión, daño en el domo de las calderas, tuberías, culatas de los motores (Armas, 2017). En todo este equipamiento se cuenta con tecnología de punta en sensores, transmisores, válvulas automáticas, reguladores, PLC (controlador lógico programable), sistema SCADA, con lo que se garantiza una operación segura para la tecnología y los operadores..

(21) CAPÍTULO 1. CONTROL DE CALDERAS EN GRUPOS ELECTRÓGENOS.. 1.3. 10. Fundamento de los sistemas SCADA. El término SCADA proviene de las siglas en ingles de "Supervisory Control And Data Acquisition", es decir: Control Supervisorio y Adquisición de Datos. Consiste en un software de aplicación diseñado especialmente para ejecutarse sobre ordenadores destinados al control de la producción, lo que proporciona la comunicación con los dispositivos de campo (controladores digitales autónomos, autómatas programables, instrumentación inteligente) y controla el proceso de forma automática desde la pantalla del ordenador. El mismo permite realizar a distancia operaciones de control, supervisión y registro de datos del proceso industrial, de esta manera un sistema de este tipo, provee de toda la información que se genera en el proceso productivo a diversos usuarios, tanto desde el propio nivel de campo como de otros superiores que pueden llegar hasta nivel de empresa, lo que permite abarcar aspectos tan importantes como el control de calidad, supervisión y mantenimiento (López, 2011). 1.3.1 Evolución de los sistemas SCADA Los primeros SCADA eran simples sistemas que proporcionaban reportes periódicos de las variables de campo, los cuales permitían vigilar las señales que representaban medidas y/o condiciones del estado de la planta desde ubicaciones generalmente remotas, en muchos casos lo que se hacía era imprimir o registrar en papel la información de las variables de la planta, al llevar un histórico de los eventos que ocurrían durante la operación del proceso. Estos sistemas ofrecían capacidades muy simples de monitorización y control, sin proveer funciones de aplicación alguna. La visión del operador del proceso estaba basada en instrumentos y señalizaciones lumínicas montadas en paneles llenos de indicadores (Armas, 2017). Los sistemas SCADA fueron desarrollados en una época en la que las tecnologías de la información estaban centradas en grandes computadoras. Las redes de computadoras eran algo anecdótico. En este escenario los primeros SCADA se concibieron como aplicaciones autónomas, sin conectividad externa. Se crearon redes WAN (Wide Area Network - red de área de trabajo) específicas para conectar con los RTU’s (unidad de transmisión remota). Estos protocolos eran desarrollados por los propios vendedores de RTU’s y estaban limitados al catálogo y a las restricciones del fabricante. La conexión con el centro de.

(22) CAPÍTULO 1. CONTROL DE CALDERAS EN GRUPOS ELECTRÓGENOS.. 11. control solían realizarse a su vez mediante buses propietarios. Si se requería redundancia en el sistema la solución típica era duplicar cada componente, lo que provoca que el sistema secundario se encuentre en segundo plano y se monitoriza al principal para tomar el control en caso de error (López, 2011). La siguiente generación de SCADA se benefició de los avances en redes locales para distribuir el proceso a través de múltiples sistemas. Varias estaciones, cada una de ellas con funcionalidades específicas, se conectaban entre sí mediante una red LAN (Link Area Network – interconexión de red) y compartían información en tiempo real. En la actualidad los sistemas SCADA son parte integral de la mayoría de los ambientes industriales complejos o muy dispersos de forma geográfica, ya que pueden recoger la información de una gran cantidad de fuentes muy rápidamente y presentarla a un operador en un entorno amigable. Los sistemas SCADA mejoran la eficacia del proceso de monitorización y control al proporcionar la información oportuna para poder tomar decisiones operacionales apropiadas (Gómez, 2012). Además, responden al objetivo principal de la automatización industrial, que consiste en gobernar la actividad y la evolución de los procesos sin la intervención continua de un operador humano (Cabús et al., 2004). La tecnología de interfaces computarizadas viene encaminada a sustituir los antiguos tableros de control por estaciones de trabajo. Con el uso de un SCADA comercial como WinCC, se permite gestionar la información de una planta de manera muy simple y ágil, además de que proporciona la capacidad de obtener dicha información de una amplia gama de componentes de sistemas de control. Su versatilidad y alcance es bastante amplio y permite la implementación de interfaces de operación gráficas de una manera sencilla y rápida. La tendencia actual apunta hacia la integración con el propósito de potenciar las funcionalidades del conjunto, lo que permite desarrollar estrategias de supervisión específicas para un proceso concreto, basadas en la aplicación de diferentes tecnologías e integrarlas en un sistema de supervisión y control, construido a partir de un SCADA comercial (LLinàs et al., 2000)..

(23) CAPÍTULO 1. CONTROL DE CALDERAS EN GRUPOS ELECTRÓGENOS.. 1.4. 12. Fundamento de los PLC. El término PLC proviene de las siglas en ingles de “Programmable Logic Controller”, es decir: Controlador Lógico Programable, es un dispositivo electrónico, operado digitalmente, que utiliza una memoria para el almacenamiento interno de instrucciones con el fin de implementar funciones específicas, tales como lógica, secuenciación, registro y control de tiempos, conteo y operaciones aritméticas, también puede ser programado por el usuario y se utiliza en la industria para resolver problemas de secuencias en las maquinarias o procesos, lo que provoca una disminución en el costo de mantenimiento y un aumento de la confiabilidad en los equipos. Un ejemplo de estos dispositivos es el PLC SIMATIC S7 300 que se muestra en la figura 1.3, (Siemens, 2009).. Figura 1.3: PLC SIMATIC S7 300. 1.4.1 Evolución de los PLC Antes de la aparición de los controladores lógicos programables, el control de procesos industriales se realizaba de forma cableada por medio de contactores y relés. Al operario que se encontraba a cargo de este tipo de instalaciones, se le exigía tener altos conocimientos técnicos para poder realizarlas y posteriormente mantenerlas. Además, cualquier variación en el proceso suponía modificar físicamente gran parte de las conexiones de los montajes, lo que provoca que sea necesario para ello un gran esfuerzo técnico y un mayor desembolso económico (Mateos, 2004). En la actualidad no se puede entender un proceso complejo de alto nivel desarrollado por técnicas cableadas. El ordenador y los controladores lógicos programables, han intervenido.

(24) CAPÍTULO 1. CONTROL DE CALDERAS EN GRUPOS ELECTRÓGENOS.. 13. de forma considerable para que este tipo de instalaciones se hayan visto sustituidas por otras controladas de forma programada. El controlador lógico programable, nació como solución al control de circuitos complejos de automatización. Los PLC se introdujeron por primera vez en la industria en 1960 aproximadamente, la razón principal de tal hecho fue la necesidad de eliminar el gran costo que se producía al reemplazar el complejo sistema de control basado en relés y contactores. Bedford Associates propuso algo denominado Controlador Digital Modular (MODICON, Modular Digital Controler) a un gran fabricante de coches; otras compañías propusieron a la vez esquemas basados en ordenador, uno de los cuales estaba basado en el PDP-8. El MODICON 084 (Schneider) resultó ser el primer PLC del mundo en ser producido comercialmente. El problema de los relés era que cuando los requerimientos de producción cambiaban también lo hacía el sistema de control, esto comenzó a resultar bastante caro cuando los cambios fueron frecuentes. Dado que los relés son dispositivos mecánicos y poseen una vida limitada se requería un estricto mantenimiento planificado. Por otra parte, a veces se debían realizar conexiones entre cientos o miles de relés, lo que implicaba un enorme esfuerzo de diseño y mantenimiento. Las habilidades de comunicación comenzaron a aparecer en 1973 aproximadamente. El primer sistema fue el bus Modicon (Modbus). El PLC podía ahora dialogar con otros PLC y en conjunto podían estar aislados de las máquinas que controlaban. También, podían enviar y recibir señales de tensión variables, lo que permitió ingresar en el mundo analógico. En la década de los 80 se produjo un intento de estandarización de las comunicaciones con el protocolo MAP (Manufacturing Automation Protocol) de General Motor's. También fue un tiempo en el que se redujeron las dimensiones del PLC y se comenzó a utilizar la programación simbólica; elementos y equipos eléctricos a través de ordenadores personales en vez de los clásicos terminales de programación. En la actualidad el PLC más pequeño es del tamaño de un simple relé. 1.4.2 Ventajas y campo de aplicación de los PLC  Entre las principales ventajas se tienen:.

(25) CAPÍTULO 1. CONTROL DE CALDERAS EN GRUPOS ELECTRÓGENOS.. . 14. Menor tiempo de elaboración de proyectos, debido a que no es necesario dibujar el esquema de contactos.. . Posibilidad de añadir modificaciones sin costo añadido en otros componentes.. . Mínimo espacio de ocupación.. . Menor costo de mano de obra de la instalación.. . Mantenimiento económico.. . Posibilidad de gobernar varias máquinas con el mismo PLC.. . Menor tiempo de puesta en funcionamiento..  Campo de aplicación: El PLC por sus especiales características de diseño posee un campo de aplicación muy extenso. La constante evolución del hardware y software amplía constantemente este campo para poder satisfacer las necesidades que se detectan en el espectro de sus posibilidades reales. Sus reducidas dimensiones, la extremada facilidad de su montaje, la posibilidad de almacenar los programas para su posterior y rápida utilización, la modificación o alteración de los mismos, hacen que su eficacia se aprecie fundamentalmente en procesos en que se producen necesidades tales como: . Espacio reducido.. . Procesos de producción periódicamente cambiantes.. . Procesos secuenciales.. . Maquinaria de procesos variables.. . Instalaciones de procesos complejos y amplios.. . Elementos y Equipos Eléctricos.. . Chequeo de programación centralizada de las partes del proceso.. . Maniobra de máquinas.. . Maniobra de instalaciones.. . Señalización y control.. . Chequeo de Programas.. . Señalización del estado de procesos..

(26) CAPÍTULO 1. CONTROL DE CALDERAS EN GRUPOS ELECTRÓGENOS.. 1.5. 15. Descripción general y posibles soluciones para el control de calderas de vapor. Las calderas de vapor desempeñan un papel fundamental en el campo industrial, como es el caso de los grupos electrógenos de mayor potencia. Para su correcto funcionamiento es necesario conocer una descripción de las mismas y algunas de las diferentes soluciones que existen para su control. 1.5.1 Descripción de una caldera de vapor Caldera es un recipiente metálico, cerrado, destinado a producir vapor o calentar agua, mediante la acción del calor a una temperatura superior a la del ambiente y presión mayor que la atmosférica (Burgos, 2008). La transferencia de calor se efectúa mediante un proceso de combustión que ocurre en el interior de la caldera, lo que permite elevar progresivamente su presión y temperatura. La presión, como se indicó al inicio, no puede aumentar de manera desmesurada, ya que debe permanecer constante por lo que se controla mediante el escape de gases de combustión, y la salida del vapor formado. Debido a que la presión del vapor generado dentro de las calderas es muy grande, estas están construidas con metales altamente resistentes a presiones altas, como el acero laminado. 1.5.2 Funcionamiento y partes que conforman una caldera de vapor Las calderas son equipo que se utilizan para generar vapor a partir de una fuente de calor, proveniente generalmente de la energía térmica almacenada por los combustibles fósiles, como carbón, hidrocarburos, gases, combustibles, entre otros. Dicho calor se libera con la reacción de los combustibles con el oxígeno (SANTIAGO, 2014). Las calderas se componen de cinco partes principales: el hogar, el quemador, las zonas de circulación de los gases, las zonas del fluido térmico y la chimenea. En la zona de recirculación de gases se realiza la transmisión de calor al agua; de acuerdo al tipo de caldera, la circulación de los gases se realiza por dentro o por fuera de los tubos. El hogar está constituido por dos elementos: la cámara de combustión donde se libera el calor por la reacción de la combustión y el cenicero donde se recogen los residuos de la combustión, el flujo de calor, que se origina al quemar el combustible, se transfiere.

(27) CAPÍTULO 1. CONTROL DE CALDERAS EN GRUPOS ELECTRÓGENOS.. 16. mediante tres mecanismos: radiación, convección y conducción. La radiación es la transferencia de calor directa en forma de energía radiante, procedente de la incandescencia del combustible o de las llamas a los tubos y al cuerpo de la caldera. La convección es la transferencia de calor entre una superficie sólida y un fluido adyacente que está en movimiento, puede ser libre o forzada. La conducción es la transferencia de calor de un cuerpo a otro cuando se encuentran en contacto físico. En el caso real de una caldera, la transferencia de calor es una compleja interacción de todos los tipos de transferencia. 1.5.3 Clasificación de las calderas Las calderas se clasifican por su diseño en pirotubulares o acuotubulares. Sin embargo, pueden ser clasificadas desde otros aspectos, que incluyen, por el tipo de materiales de que están construidos, por su aplicación, por la forma de toma de aire, por el tipo de combustible que utilizan, por la presión con que operan o por el fluido portador de calor que emplean (Lecaros, 2014).  Calderas tipo acuotubulares Las calderas tipo acuotubulares, como se puede observar en la figura 1.4, son aquellas en las que el fluido de trabajo se desplaza por el interior de tubos durante su calentamiento y los gases de combustión circulan por el exterior de los mismos. Son de aplicación cuando se requiere una presión de trabajo por encima de los 22 bares (Sierra and Aristizabal, 2010).. Figura 1.4: Generador de vapor de tubos de agua. Por su diseño constructivo, lógicamente tiene un bajo volumen de agua y, por lo tanto, pueden ser clasificadas como clase primera, de acuerdo con lo indicado en reglamento de equipos a presión..

(28) CAPÍTULO 1. CONTROL DE CALDERAS EN GRUPOS ELECTRÓGENOS.. 17. En el caso de calderas de vapor, el título de vapor es muy bajo (0.85), es decir, que el contenido de agua por unidad de masa es muy alto (15%) si no se les añaden subconjuntos secadores del vapor, tales como recalentadores o sobre calentadores.  Caldera tipo pirotubulares Son aquellas calderas en las que los gases de la combustión circulan por el interior de los tubos y el líquido se encuentra en un recipiente atravesado por dichos tubos. Son de aplicación principalmente cuando la presión de trabajo es inferior a los 22 bares. Por su diseño, tiene un gran volumen de agua, por lo que suelen estar la totalidad de las mismas clasificadas en la clase segunda de acuerdo con lo indicado en el reglamento de equipos a presión. Dicho volumen de agua les permite adaptarse mejor a las variaciones de la instalación que las calderas acuotubulares. El vapor producido por las mismas suelen tener un título de vapor cercano a 1, es decir, que el contenido de agua por unidad de masa es baja (3%), por lo que no es necesario instalar equipos auxiliares. La exigencia de la calidad del agua de alimentación es menor a las requeridas para las calderas acuotubulares (ver figura 1.5) (Sierra and Aristizabal, 2010).. Figura 1.5: Generador de vapor de tubos de fuego. 1.5.4 Aplicaciones Las calderas son un factor muy importante en el campo industrial, debido a la demanda de muchos procesos industriales, los cuales necesitan grandes cantidades de vapor o agua caliente, donde el calor es transformado a energía utilizable. El vapor y agua caliente generados por las calderas tienen algunas aplicaciones en industrias como las siguientes:.

(29) CAPÍTULO 1. CONTROL DE CALDERAS EN GRUPOS ELECTRÓGENOS.. . Embotelladoras.. . Industria alimenticia.. . Plantas textiles.. . Industria de cartón/papel.. . Procesadoras de plásticos.. . Plantas de industria química.. . Industria petrolera.. . Generadores de electricidad.. 18. 1.5.5 Posibles Soluciones para el control de los Generadores de Vapor En todo el sector industrial resulta indispensable la explotación de los generadores de vapor de forma eficiente, pues ello implica un ahorro significativo de combustible, el cual al ser un recurso no renovable presenta precios elevados en el mercado internacional. Su explotación eficiente es imposible de lograr sin la aplicación de una correcta estrategia de control automático, la cual además posibilita aumentar la fiabilidad y seguridad en el funcionamiento de estos equipos. Actualmente, los generadores de vapor presentan un determinado nivel de automatización, sin embargo, como regla en los mismos se controlan los procesos asociados al régimen de combustión (presión, nivel, flujo de vapor, relación aire combustible, temperatura del vapor producido, temperatura de los gases producto de la combustión, etcétera). Spirax Sarco Spirax Sarco es una empresa dedicada a la investigación y desarrollo de una gama completa de sistemas electrónicos de control para calderas de vapor, que cumplan con los requisitos de rendimiento y funcionamiento de la mayoría de salas de calderas. Las calderas modernas creadas por dicha empresa, están diseñadas para cumplir con las necesidades de diferentes industrias y sus procesos (SARCO, 2009). Las propuestas de control que ofrece Spirax Sarco son: . Control de nivel.. . Purga continua de TDS (total sales disueltas)..

(30) CAPÍTULO 1. CONTROL DE CALDERAS EN GRUPOS ELECTRÓGENOS.. . Control de purga de fondo.. . Detección de condensado contaminado.. 19. Para dichas propuestas de control de caldera el fabricante ofrece una gama completa de controladores e instrumentos de acuerdo con las necesidades del usuario, como el controlador LC 1350 y la sonda de conductividad LP10 – 4 que se pueden observar en la figura 1.6.. (A). (B). Figura 1.6: Controlador LC 1350 (A) y Sonda LP10 – 4 (B). Este sistema proporciona un control Todo/Nada (ON/OFF) sencillo, que comunica un circuito eléctrico a tierra cuando el nivel de agua hace contacto con cada varilla. El controlador LC1350 puede utilizarse para controlar una bomba de agua de alimentación, operar una electroválvula o para activar una alarma, lo que depende de la aplicación atribuida a cada varilla. La sonda de LP10 – 4 posee cuatro varillas, suministradas por separado, que se cortan a la medida en la instalación para dar el nivel requerido de conmutación.  Ventajas: . Comunicación por infrarrojos y RS – 485.. . Protección IP65.. . Puerto de comunicaciones interno.. . Sistema versátil para una amplia gama de aplicaciones proporcionando máxima flexibilidad..  Desventajas: . Se deben comprobar las alarmas diariamente..

(31) CAPÍTULO 1. CONTROL DE CALDERAS EN GRUPOS ELECTRÓGENOS.. 20. . Control Todo/Nada (ON/OFF) sencillo.. . Un controlador LC1350 distinto por cada sonda LP10 – 4.. . Probabilidad de problemas operativos diarios bajo demanda con grandes oscilaciones.. Azbil Corporation Azbil Corporation es uno de los mayores fabricantes de equipos de medición y control en Japón. La compañía estableció oficialmente su símbolo "azbil" y filosofía de grupo en 2006, con el objetivo de contribuir a la preservación del medio ambiente global a través de la automatización centrada en el ser humano. Esto fue seguido por el cambio de nombre corporativo de Yamatake Corporation a Azbil Corporation en 2012 (Corporation, 2015). Las propuestas de control que ofrece Azbil Corporation para el control de calderas son: . Control de nivel en el domo.. . Control de presión en el domo.. . Control de nivel en el tanque de agua caliente.. Para cada una de estas propuestas de control el fabricante ofrece el controlador Yamatake SDC 36 como se muestra en la figura 1.7.. Figura 1.7: Controlador Yamatake SDC 36.  Ventajas: . Varios tipos de entradas Termo-resistencias, Corriente y Voltaje.. . Varios métodos de control: ON/OFF, PID y Heat/Cool.. . Tipos de Salida de Control: Relé, Pulso, Corriente y Voltaje Continuo..

(32) CAPÍTULO 1. CONTROL DE CALDERAS EN GRUPOS ELECTRÓGENOS.. 21.  Desventajas: . Un controlador SDC 36 distinto por cada sensor.. . Solo permite el cambio de los parámetros manualmente.. Autómatas Programables A diferencia de las computadoras de propósito general, el PLC está diseñado para múltiples señales de entrada y de salida, rangos de temperatura ampliados, inmunidad al ruido eléctrico y resistencia a la vibración y al impacto (Mateos, 2004). Su aplicación abarca desde procesos de fabricación industriales de cualquier tipo a transformaciones industriales y control de instalaciones. Dentro de los principales fabricantes de PLC se encuentra Siemens, que es uno de los que más se utiliza en las industrias de Cuba, por la gran eficiencia que poseen sus autómatas programables. Dentro de su gran gama de productos, se encuentra el PLC SIMATIC S7 300, que se muestra en la figura 1.3.  Ventajas . La lista de materiales queda sensiblemente reducida, y al elaborar el presupuesto correspondiente se eliminará parte del problema que supone el contar con diferentes proveedores, distintos plazos de entrega.. . Posibilidad de introducir modificaciones sin cambiar el cableado ni añadir otros equipos.. . Menor costo de mano de obra de la instalación.. . Economía de mantenimiento. Además de aumentar la fiabilidad del sistema, al eliminar contactos móviles, los mismos autómatas pueden indicar y detectar averías.. . Posibilidad de gobernar varias máquinas con un mismo autómata.. . Si por alguna razón la máquina queda fuera de servicio, el autómata es utilizado para otra máquina o sistema de producción..  Desventajas: . Necesita un programador.. . Costo inicial del equipo..

(33) CAPÍTULO 1. CONTROL DE CALDERAS EN GRUPOS ELECTRÓGENOS.. 1.6. 22. Conclusiones Parciales. Dada la gran demanda de energía eléctrica en el país, fue necesaria la creación de las baterías de grupos electrógenos Hyundai, lo que trajo consigo disímiles ventajas, entre ellas un aumento en la calidad de la generación eléctrica. En los grupos electrógenos de mayor potencia para lograr su funcionamiento es necesario la utilización de las calderas generadoras de vapor, las cuales necesitan de un eficiente control para operar de forma segura y eficaz. Para ello algunos fabricantes de calderas ofrecen una variedad de soluciones de control. Dadas las ventajas y desventajas que poseen cada una de estas propuestas, se tomó para este proyecto como la más adecuada, el control mediante la utilización de controladores lógicos programables, además de que se dispone en el proceso de uno de estos equipos, el cual permite visualizar en el sistema de control supervisorio de la caldera, el estado del proceso de generación de vapor..

(34) CAPÍTULO 2. IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL PARA LA CALDERA DE LA CEF SANTA CLARA 110 kV.. 23. CAPÍTULO 2. IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL PARA LA CALDERA DE LA CEF SANTA CLARA 110 kV.. En las tecnologías de generación eléctrica resulta sumamente importante y necesaria la utilización de las calderas de vapor, por ello se necesita que las mismas posean un adecuado control para su correcto funcionamiento. En este sentido la CEF Santa Clara 110 kV, que conforma el núcleo de este trabajo, no es la excepción. La misma cuenta con un sistema de control para las calderas conformado por los reguladores SDC 36, dado que la mayoría de estos equipos se encuentran fuera de servicio, es necesario buscar una vía de alternativa que sirva de respaldo para el control de la caldera. En este capítulo se ofrece una descripción del proceso tecnológico de la CEF Santa Clara 110 kV y se analiza un esquema básico de una caldera de vapor y de las partes que la componen. Además, se realiza una propuesta de configuración del PLC SIMATIC S7 300 para el control de la caldera. 2.1. Descripción del proceso tecnológico de la CEF Santa Clara 110 kV. La Central Eléctrica Fuel (CEF) Santa Clara 110 kV consta de tres baterías de grupos electrógenos, las cuales agrupan cuatro motores de combustión interna cada una, es decir, está formado por un total de doce motores, los cuales utilizan el combustible denominado fuel oil para su funcionamiento. El proceso de generación de energía eléctrica radica en el acoplamiento de un generador eléctrico a cada motor de combustión interna. Esta central es empleada en modo sincronizado, donde las unidades trabajan con el sistema como referencia en el cual el regulador de velocidad de la máquina controlará la potencia activa y el regulador de voltaje controlará la potencia reactiva..

(35) CAPÍTULO 2. IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL PARA LA CALDERA DE LA CEF SANTA CLARA 110 kV.. 24. Además, cada batería consta de una unidad de tratamiento de combustible, una caldera recuperadora de vapor, una unidad de compresores y una unidad de tratamiento eléctrico (ETU). Conjuntamente, como partes en común para todas las baterías, se encuentra una estación de descarga y transferencia de combustible, una planta de tratamiento de agua, una unidad de arranque en negro y un cuarto de control remoto para la monitorización y control de toda la planta (RCMS). La Unidad de Tratamiento de Combustible o HTU (Heavy Fuel Treatment Unit), se encarga de la preparación de combustible y el lubricante. Está conformada por bombas, válvulas automáticas, tuberías, tanques de recepción y operación de combustible, entre otros equipos. Su función es purificar el lubricante y el combustible que es empleado por el motor, así como reducir la viscosidad de este último antes de ser usado para la combustión. El proceso de purificación en ambos casos (combustible pesado y lubricante) tiene un mismo objetivo, separar partículas sólidas y agua del combustible y restos de la combustión en el aceite de lubricación (López, 2011). La purificación se realiza por medio de la fuerza centrífuga o el levantamiento simultáneo de agua y partículas sólidas que se dispersan en el combustible pesado. Al ser esta, miles de veces mayor que la gravedad, es usada en estos funcionamientos para acelerar la separación. La tecnología de separación centrífuga es un componente central en este campo, la cual permite un procesamiento que garantiza un óptimo aprovechamiento de la materia prima. En esta separación centrífuga, una cámara cilíndrica, ancha y relativamente plana gira en una carcasa estacionaria (HIMSEN-HYUNDAI, 2010b). El arranque en negro, es un grupo de emergencia de 700 kW con motor diesel, en el que la puesta en marcha se realiza con un motor eléctrico que recibe la energía de una batería de 12 V. Su papel dentro de la central es suministrar voltaje a equipos auxiliares para lograr crear las condiciones de operación (poner en servicio compresores y bombas de alimentación de combustible) y arrancar un grupo de la central (1,7 MW o 2,5 MW) ante ausencia de suministro eléctrico del Sistema Electroenergético Nacional (SEN)..

(36) CAPÍTULO 2. IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL PARA LA CALDERA DE LA CEF SANTA CLARA 110 kV.. 2.2. 25. Descripción del proceso tecnológico de la caldera de vapor. El sistema de generación de vapor de planta de la CEF Santa Clara 110 kV está conformado por todo un conjunto de bombas de alimentación y recirculación, válvulas, tuberías, y demás como se puede observar en la figura 2.1. Su función está orientada a generar vapor saturado cuyo principal uso es en el tratamiento del combustible (fuel oil), para su trasiego mediante el módulo de bombas de transferencia y purificación a través del módulo de tratamiento del combustible pesado (HFO), en aras de cumplir con los parámetros normados por el fabricante para poder ser utilizados en la combustión del motor.. Figura 2.1: Esquema principal de la caldera de la CEF Santa Clara 110 kV. Este tipo de plantas de generación eléctrica no utiliza combustible para generar el vapor como en las centrales termoeléctricas, sino que se aprovechan las altas temperaturas de los gases de escape de los motores (>350°C). Primeramente se almacena el agua tratada en el tanque de agua caliente, donde se eleva su temperatura hasta alcanzar el valor deseado, con el fin de evitar cambios bruscos en la temperatura dentro del domo. Luego, los intercambiadores de calor utilizan la energía transmitida por los gases de la combustión.

(37) CAPÍTULO 2. IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL PARA LA CALDERA DE LA CEF SANTA CLARA 110 kV.. 26. para elevar la temperatura del agua hasta alcanzar tal punto en que se convierta en vapor, a través de los cuales se hace recircular de forma continua el agua mediante bombas entre el domo y la caldera. Esto permite arrastrar las burbujas de vapor que se forman en las paredes interiores del intercambiador hasta el domo, donde se concentra el vapor a presión (6,8 bar a 7,2 bar), el cual es colectado en un cabezal común de donde es distribuido a las unidades que lo requieren (HIMSEN-HYUNDAI, 2010a). 2.2.1 Especificaciones técnicas Para realizar un correcto análisis del funcionamiento de la caldera de vapor es de gran importancia conocer sus especificaciones técnicas para saber el comportamiento de la misma y los puntos de operación en que trabajan las diferentes partes que la conforman y de esta forma poder establecer su control.  Especificaciones técnicas de la caldera de vapor . Presión normal de trabajo: 7.0 bar.. . Evaporación requerida de vapor saturado: 1000 kg/h.. . Presión de vapor saturado: 7.0 bar.. . Cantidad de gases de escape: 53200 kg/h.. . Temperatura de entrada de los gases de escape: 295 ºC.. . Temperatura del agua de alimentación: 80 ºC.. . Presión de diseño: 11.0 bar..  Especificaciones técnicas del domo de la caldera de vapor . Numero de domos de vapor: 1 unidad.. . Capacidad: 2.0 m³.. . Presión de operación: 7.0 bar.. . Presión de diseño: 10.0 bar.. . Presiona de prueba hidrostática: 15.0 bar.. . Temperatura de operación: 169.6 ºC.. . Temperatura de diseño: 183.2 ºC..  Especificaciones técnicas del cabezal de vapor.

(38) CAPÍTULO 2. IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL PARA LA CALDERA DE LA CEF SANTA CLARA 110 kV.. . Capacidad: 0.03 m³.. . Presión de operación: 7.0 bar.. . Presión de diseño: 10.0 bar.. . Temperatura de operación: 169.6 ºC.. . Temperatura de diseño: 183.2 ºC.. 27.  Especificaciones técnicas del tanque de agua caliente . Capacidad: 1.5 m³.. . Presión de operación: ATM.. . Presión de diseño: ATM.. . Temperatura de operación: 60 ºC.. . Temperatura de diseño: 100 ºC.. Para el funcionamiento de forma eficiente y segura de cada caldera de vapor de la CEF Santa Clara 110 kV, una de las cuales se muestra en la figura 2.2, se utilizan tres lazos cerrados de control, los cuales cuentan con un alto nivel de instrumentación.. Figura 2.2: Caldera de la CEF Santa Clara 110 kV. Las principales variables implicadas en este control son: . Presión del domo.. . Nivel del domo..

(39) CAPÍTULO 2. IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL PARA LA CALDERA DE LA CEF SANTA CLARA 110 kV.. . 28. Nivel del tanque de agua caliente.. Los lazos de control están implementados por separado, cada uno posee un controlador autónomo (Yamatake SDC 36), que recibe la señal de entrada desde el trasmisor y genera una salida que envía al actuador, estos controladores, también poseen salidas discretas en forma de contactos, que son utilizados en estas configuraciones para elaborar las protecciones del lazo junto con otros elementos (Corporation, 2003). 2.2.2 Arquitectura de comunicación actual de la caldera de vapor. Figura 2.3: Arquitectura de la comunicación de la caldera de vapor. En la figura 2.3 se puede observar la arquitectura de la comunicación existente en la caldera de vapor de la CEF Santa Clara 110 kV. El enlace entre la PC industrial (PCI) y el PLC S7 300 de caldera se realiza mediante Industrial Ethernet (IE) utilizando como elemento intermediario el Switch del ETU. Los sensores de cada lazo de regulación de la caldera de vapor utilizan la comunicación 4 mA a 20 mA para enviar sus datos tanto al PLC de caldera como a sus respectivos controladores SDC 36, los cuales mediante este tipo de enlace transmiten la acción de control a los diferentes actuadores de la caldera..

(40) CAPÍTULO 2. IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL PARA LA CALDERA DE LA CEF SANTA CLARA 110 kV.. 29. 2.2.3 Configuración del controlador SDC 36 Las borneras para la conexión de los diferentes controladores se encuentran en la parte trasera. En la parte delantera posee teclas mediante las cuales se pueden realizar la parametrización de los mismos, así como cambiar los valores de ajuste. La parametrización de cada controlador SDC 36 se realiza de forma manual al introducir los valores de ajuste dados por el fabricante directamente en el equipo, a partir de un análisis técnico de los diferentes módulos de la caldera de la CEF Santa Clara 110 kV. La configuración de cada uno de ellos se divide en cinco partes fundamentales, las cuales se pueden observar a continuación (Corporation, 2015): 1. “stup” (Setup). . C01 – Tipo de rango de entrada PV.. . C02 – Unidad de temperatura.. . C03 – Compensación de unión fría.. . C04 – Posición del punto decimal.. . C05 – Rango del límite inferior de entrada PV.. . C06 – Rango del límite superior de entrada PV.. 2. “evcf” (Configuración de Eventos). . E1.C1 – Evento interno 1, configuración 1 y tipo de operación.. . E2.C1 – Evento interno 2, configuración 1 y tipo de operación.. 3. “sp” (Valor de ajuste). . rSP – Valor de ajuste remoto.. . Pid.r – Número del grupo PID.. . SP-1 – Valor de ajuste del grupo 1.. 4. “ev” (Banco de Eventos). . E1 – Evento interno 1 y menú de ajuste.. . E1.Sb – Evento interno 1 y sub-ajuste.. . E1.HY – Evento interno 1 e histéresis.. . E1.on – Evento interno 1 y tiempo de atraso en On.. . E1.off – Evento interno 1 y tiempo de atraso en Off.. . E2 – Evento interno 2 y menú de ajuste..

(41) CAPÍTULO 2. IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL PARA LA CALDERA DE LA CEF SANTA CLARA 110 kV.. . E2.Sb – Evento interno 2 y sub-ajuste.. . E2.HY – Evento interno 2 e histéresis.. . E2.on – Evento interno 2 y tiempo de atraso en On.. . E2.off – Evento interno 2 y tiempo de atraso en Off.. 30. 5. “Pid” (Configuración del Controlador). . P-1 – Banda proporcional.. . I-1 – Tiempo de integración.. . D-1 – Tiempo de derivación.. . rE-1 – Reinicio manual.. . oL-1 – Límite inferior de MV.. . oH-1 – Límite superior de MV.. La configuración existente de cada uno de estos parámetros para los controladores SDC 36, de los diferentes lazos de control de la caldera de vapor, se pueden observar en las tablas mostradas a partir del Anexo I hasta el Anexo V. 2.2.4 Lazos de control implementados en la caldera de vapor La caldera de vapor de la CEF Santa Clara 110 kV para su correcto funcionamiento utiliza diferentes lazos de control, los cuales regulan cada una de las variables principales que intervienen en el proceso.  Lazo de control de presión del domo En la figura 2.4 se muestra el esquema de conexión del lazo de control de presión en el domo de la caldera de vapor, en el cual se pueden observar los diferentes dispositivos que se utilizan para la regulación del mismo y a su vez la forma en que se encuentran conectados al controlador SDC 36 (HIMSEN-HYUNDAI, 2010a)..

(42) CAPÍTULO 2. IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL PARA LA CALDERA DE LA CEF SANTA CLARA 110 kV.. 31. Figura 2.4: Esquema de conexión del lazo de control de presión del domo. El lazo de control de presión en del domo está configurado para trabajar de forma estable alrededor de su punto de operación de 7 bar de presión. Está conformado por un sensortransmisor de presión 8202 Navitrag N (STEAM PRESS TX), que se muestra en la figura del Anexo VI (AG, 2005), con salida de 4 mA a 20 mA, el controlador (SDC 36) y una válvula de tres vías tipo dámper (3-WAY DAMPER), que se puede observar enmarcado en color rojo en la figura mostrada en el Anexo VII. La señal de salida del sensor (4 mA a 20 mA), es conducida hasta el controlador del lazo cuyo objetivo es mantener la presión en el domo dentro del rango de operación deseado y de igual forma hasta el autómata a través de un módulo de entradas analógicas, este último es utilizado para transmitir el valor real del nivel en el domo hasta el sistema supervisorio. Después del controlador de presión recibir la señal enviada por el transmisor, envía una señal de salida de 4 mA a 20 mA al posicionador electro-neumático YT-1000R, el cual se puede observar en el Anexo VIII, para de esta forma llevar a cabo la acción de control sobre la válvula que regula el caudal de los gases de escape hacia el interior de la caldera recuperadora (Young Tech Co., 2008)..

(43) CAPÍTULO 2. IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL PARA LA CALDERA DE LA CEF SANTA CLARA 110 kV.. 32.  Lazo de control de nivel del domo En la figura 2.5 se puede observar el esquema de conexión para el lazo de control de nivel en el domo de la caldera de vapor (HIMSEN-HYUNDAI, 2010a).. Figura 2.5: Esquema de conexión del lazo de control de nivel en el domo. El lazo de control de nivel en el domo está configurado para trabajar de forma estable alrededor de su punto de operación de 290 mm de agua. Se encuentra conformado por un transmisor inteligente e indicador de presión diferencial SPRIANO SET 47B (LIT-701-0), (Superiore, 2008), que se muestra enmarcado en color rojo en el Anexo IX, con salida de 4 mA a 20 mA, el controlador (SDC36) y una válvula automática (LCV-701-0). La señal de salida del sensor es conducida hacia el módulo de entradas analógicas del autómata programable utilizado en la caldera, cuyo objetivo es transmitir el valor real en que se encuentra el nivel del domo hacia el sistema supervisorio y a su vez al controlador del lazo cuyo objetivo es mantener el nivel dentro del rango de operación deseado, el cual es el encargado de enviar la señal de control (4 mA a 20 mA), sobre la válvula automática, la cual permite la regulación del flujo de agua que entra al domo para de esta forma controlar el nivel de agua de la caldera de vapor..

(44) CAPÍTULO 2. IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL PARA LA CALDERA DE LA CEF SANTA CLARA 110 kV.. 33.  Lazo de control de nivel del tanque de agua caliente (HWT) En la figura 2.6 se muestra el esquema de conexión del lazo de control de nivel en el tanque de agua caliente de la caldera de vapor (HIMSEN-HYUNDAI, 2010a).. Figura 2.6: Esquema de conexión del lazo de control de nivel en el tanque de agua caliente. El lazo de control de nivel en el tanque de agua caliente se encuentra configurado para trabajar de forma estable sobre su punto de operación de 330 mm de agua. Está conformado por un transmisor inteligente e indicador de presión diferencial SPRIANO SET 47B (LIT702-0), (Superiore, 2008), que se puede observar enmarcado en color rojo en el Anexo X, con salida de 4 mA a 20 mA, el controlador (SDC 36) y una válvula automática (LCV-7020). La señal de salida del sensor es conducida hasta el controlador del lazo cuyo objetivo es mantener el nivel del tanque de agua caliente dentro del rango de operación deseado y de igual forma hacia el autómata programable de la caldera a través de un módulo de entradas analógicas, este último es utilizado para transmitir el valor real del nivel en el tanque de agua caliente hacia el sistema supervisorio. Después del controlador de nivel recibir la señal enviada por el transmisor, envía una señal de control (4 mA a 20 mA) hacia la válvula.