Central Termoelectrica de Ciclo Combinado

CENTRAL DE CICLO COMBINADO TURBINAS A GAS CURSO

: TURBINAS A VAPOR Y A GAS

DOCENTE

: ING. ELISEO PAEZ APOLINARIO

LIMA-PERU 2016

Contenido 1. RESUMEN.....................................................................................................3 2. CENTRALES DE CICLO COMBINADO........................................................5 2.1.

DEFINICION............................................................................................5

2.2.

VENTAJAS..............................................................................................5

2.3.

PARTES FUNDAMENTALES..................................................................6

2.4.

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO......................................................7

2.5.

TURBINA A GAS.....................................................................................9

2.5.1.

DEFINICION DE COMPONENTES..................................................9

3. PARÁMETROS DE DISEÑO.......................................................................19 3.1.

Sistema cogeneración potencia - calor.................................................19

3.2.

Aire........................................................................................................19

3.3.

Generador.............................................................................................20

3.4.

Compresor.............................................................................................21

3.5.

Cámara de combustión.........................................................................22

3.6.

Turbina...................................................................................................23

3.7.

Intercambiador de calor.........................................................................23

4. CARACTERISTICAS DE CONSTRUCCION DE UNA CENTRAL TERMICA DE CICLO COMBINADO....................................................................................24 4.1.

Ventajas del Ciclo Combinado..............................................................24

4.2.

Partes fundamentales de una central de ciclo combinado...................25

4.3.

Funcionamiento de una central de ciclo combinado.............................26

4.4.

EJEMPLO DE CENTRAL TERMICA DE CICLO COMBINADO...........26

4.4.1.

CENTRAL TERMOELECTRICA VENTANILLA..............................26

4.5.

DESCRIPCION DE LA CENTRAL........................................................28

4.6.

CARACTERISTICAS GENERALES.....................................................29

4.7.

DESCRIPCION DE LOS EQUIPOS......................................................30

5. OPERACIONES EN UNA TURBINA A GAS NATURAL..............................34 5.1.

EL ARRANQUE DE UNA TURBINA DE GAS EN CICLO ABIERTO....34

5.2.

EL ARRANQUE DE UN CICLO COMBINADO.....................................36

5.3.

TIPOS DE ARRANQUE........................................................................37

5.3.1.

Arranques superfríos......................................................................38

5.3.2.

Arranques fríos...............................................................................39

5.3.3.

Arranques templados......................................................................39

5.3.4.

Arranques calientes........................................................................40

5.3.5. 5.4.

Rearranques...................................................................................40

PROBLEMAS HABITUALES EN LOS ARRANQUES..........................41

6. MANTENIMIENTO DE UNA CENTRAL DE CICLO COMBINADO.............43 6.1.

¿QUÉ ES EL MANTENIMIENTO?........................................................43

6.3.

TIPOS DEMANTENIMIENTO...............................................................44

6.3.1.

MANTENIMIENTOCORRECTIVO.................................................44

6.3.2.

MANTENIMIENTOPERIODICO.....................................................45

6.3.4.

MANTENIMIENTOPREVENTIVO..................................................45

6.3.5.

MANTENIMIENTOPREDICTIVO....................................................45

6.3.6.

MANTENIMIENTOPROACTIVO....................................................46

6.4.

MANTENIMIENTO EN UNA CENTRAL DE CICLO COMBINADO......48

1. RESUMEN El presente informe esta realizado para el curso de Turbinas a gas y a vapor, en el cual hemos aprendido los conceptos relacionados al funcionamiento de las turbinas de vapor y de gas. En este informe se darán las pautas básicas para poder diseñar una turbina a gas, el cual es empleado por lo general en centrales de ciclo combinado. Además se abordara temas relacionados a las CENTRALES DE CICLO COMBINADO. Para el diseño de las turbinas a gas, se tendrán en cuenta las formulas vistas en clase, razón por lo cual la persona a leerlo, no tendrá problema alguno en entender la magnitud del informe.

2. CENTRALES DE CICLO COMBINADO 2.1. DEFINICION La central térmica de ciclo combinado es aquella donde se genera electricidad mediante la utilización conjunta de dos turbinas:



Un turbo grupo de gas



Un turbo grupo de vapor

Es decir, para la transformación de la energía del combustible en electricidad se superponen dos ciclos:



El ciclo de Brayton (turbina de gas): toma el aire directamente de la atmósfera y se somete a un calentamiento y compresión para aprovecharlo como energía mecánica o eléctrica.



El ciclo de Rankine (turbina de vapor): donde se relaciona el consumo de calor con la producción de trabajo o creación de energía a partir de vapor de agua.

2.2. VENTAJAS Las características principales de las centrales térmicas de ciclo combinado son: Flexibilidad

Eficiencia Emisiones Coste de inversión Construcción Superficie Agua refrigeración

La central puede operar a plena carga o cargas parciales, hasta un mínimo de aproximadamente el 45% de la potencia máxima. El ciclo combinado proporciona mayor eficiencia por un margen más amplio de potencias. Sus emisiones son más bajas que en las centrales térmicas convencionales Es bajo por MW instalado Periodos cortos Menor superficie por MW instalado Bajo consumo de agua

Ahorro

Energético en forma de combustible

2.3. PARTES FUNDAMENTALES Para entender el funcionamiento de una central térmica de ciclo combinado hay que conocer primero las partes que la forman: 

Turbina de gas. Que consta de: 

Compresor, cuya función es inyectar el aire a presión para la combustión del gas y la refrigeración de las zonas calientes.



Cámara de combustión, donde se mezcla el gas natural (combustible) con el aire a presión, produciendo la combustión.



Turbina de gas, donde se produce la expansión de gases que provienen de la cámara de combustión.

Consta de tres o cuatro etapas de expansión y la temperatura de los gases en la entrada está alrededor de 1.400ºC saliendo de la turbina a temperaturas superiores a los 600ºC.  Caldera de recuperación. En esta caldera convencional, el calor de los gases que provienen de la turbina de gas se aprovecha en un ciclo de agua-vapor.  Turbina de vapor. Esta turbina acostumbra a ser de tres cuerpos y está basada en la tecnología convencional. Es muy habitual que la turbina de gas y la turbina de vapor se encuentren acopladas a un mismo eje de manera que accionan un mismo generador eléctrico.

2.4. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO

La turbina de gas consta de un compresor de aire, una cámara de combustión y la cámara de expansión. El compresor comprime el aire a alta presión para mezclarlo posteriormente en la cámara de combustión con el gas. En esta cámara se produce la combustión del combustible en unas condiciones de temperatura y presión que permiten mejorar el rendimiento del proceso, con el menor impacto ambiental posible.

A continuación, los gases de combustión se conducen hasta la turbina de gas (2) para su expansión. La energía se transforma, a través de los álabes, en energía mecánica de rotación que se transmite a su eje. Parte de esta potencia es consumida en arrastrar el compresor (aproximadamente los dos tercios) y el resto mueve el generador eléctrico (4), que está acoplado a la turbina de gas para la producción de electricidad. El rendimiento de la turbina aumenta con la temperatura de entrada de los gases, que alcanzan unos 1.300 ºC, y que salen de la última etapa de expansión en la turbina a unos 600 ºC. Por tanto, para aprovechar la energía que todavía tienen, se conducen a la caldera de recuperación (7) para su utilización. La caldera de recuperación tiene los mismos componentes que una caldera convencional (pre-calentador, economizador, etc.), y, en ella, los gases de escape de la turbina de gas transfieren su energía a un fluido, que en este caso es el agua, que circula por el interior de los tubos para su transformación en vapor de agua. A partir de este momento se pasa a un ciclo convencional de vapor/agua. Por consiguiente, este vapor se expande en una turbina de vapor (8) que acciona, a través de su eje, el rotor de un generador eléctrico (9) que, a su vez, transforma la energía mecánica rotatoria en electricidad de media tensión y alta intensidad.A fin de disminuir las pérdidas de transporte, al igual que ocurre con la electricidad producida en el generador de la turbina de gas, se eleva su tensión en los transformadores (5), para ser llevada a la red general mediante las líneas de transporte (6). El vapor saliente de la turbina pasa al condensador (10) para su licuación mediante agua fría que proviene de un río o del mar. El agua de refrigeración se devuelve posteriormente a su origen, río o mar (ciclo abierto), o se hace pasar a través de torres de refrigeración (11) para su enfriamiento, en el caso de ser un sistema de ciclo cerrado. Conviene señalar que el desarrollo actual de esta tecnología tiende a acoplar las turbinas de gas y de vapor al mismo eje,accionando así conjuntamente el mismo generador eléctrico.

2.5. TURBINA A GAS Un esquema del sistema de cogeneración propuesto se puede ver en la figura

Los subsistemas son: - Turbina - Generador + caja de reducción - Intercambiador de calor El generador cumple el propósito de generar la electricidad del sistema, y el intercambiador de calor permite transferir el calor residual de la turbina al agua caliente sanitario o de calefacción. El motor del sistema es la turbina, el cual deberá ajustarse a los requerimientos de potencia eléctrica y térmica.

2.5.1. DEFINICION DE COMPONENTES La turbina a diseñar tiene un número bajo de piezas, dado su tamaño pequeño. Es necesario nombrarlas y explicar su funcionamiento para una mejor comprensión del diseño. En la siguiente figura se puede ver una turbina en corte, con sus piezas indicadas.

2.5.1.1. Compresor El compresor cumple la función de tomar el aire de ambiente, previamente filtrado, y comprimirlo hasta una presión y entalpía alta, para luego dejarla en la cámara de combustión. La energía para hacer esto es sacada del eje de la turbina. Es deseable que sea lo más eficiente posible, con un diseño simple, y entregue el aire a baja velocidad a la cámara de combustión (< 50 [m/s]).

Inductor del compresor El inductor cumple la función de canalizar de manera suave el aire para dejarla en la entrada del rotor del compresor. Su diseño es similar a las tomas de aire de túneles de viento y turbinas a gas de propulsión. En la Figura 3-3 se puede ver un inductor.

Carcasa del compresor La carcasa del compresor debe conectar el estator, inductor, y carcasa exterior de la turbina, siendo un punto de anclaje común de estas piezas. Además, debe tomar el aire proveniente del estator del compresor, y entregarla a la cámara de combustión, pasando de un flujo radial a uno axial. En la Figura anterior se puede ver una carcasa de compresor.

Rotor del compresor El rotor toma el aire de ambiente y lo acelera a una alta velocidad, comprimiéndolo también de acuerdo al grado de reacción del compresor, produciendo un aumento de entalpía. La mayoría de los rotores de turbinas pequeñas son de entrada axial y salida radial, debido a que se puede alcanzar una mayor relación de presiones comparado a un rotor de entrada y salida axial. En la figura se puede ver un rotor axial-radial.

Estator del compresor El estator del compresor toma el aire a alta velocidad del rotor y lo comprime en difusores, alcanzando presiones y entalpías altas. Los estatores acoplados a rotores con salida radial generalmente tienen entrada y salida radial, debido a la facilidad de diseño y construcción. En la figura se puede ver un estator radial-radial.

Eje El eje de la turbina conecta los rotores del compresor y turbina, permitiendo la transferencia de torque de la turbina al compresor. Debe ser lo más rígido posible debido a las fuertes vibraciones características de sistemas con velocidades giratorias altas. Idealmente, las frecuencias naturales deben estar lo más distante de la velocidad nominal, con un número mínimo de éstos bajo la velocidad de operación. Además, para el caso de este sistema, debe tener una extensión para conectarse, mediante una reducción, al generador. En la Figura se puede ver un eje de turbina.

Túnel del eje El túnel del eje cumple varios propósitos: une estructuralmente los estatores del compresor y turbina, aísla el eje de la cámara de combustión, y provee una cámara para la lubricación de los rodamientos. Debe ser lo más rígido posible y en lo posible aislar el eje de las altas temperaturas de la zona de combustión. En la Figura se puede ver un túnel de eje.

Rodamientos Los rodamientos van insertos en el túnel del eje y permiten la libre revolución del eje. Para una aplicación como ésta, deben ser capaces de rotaciones a velocidades muy altas (< 100.000 [RPM]), y deben ser lubricados adecuadamente para cumplir tal propósito. Esto se puede lograr mediante una diversidad de formas; generalmente se utiliza la lubricación directa con aceite en la parte interior del túnel del eje. Para velocidades más altas aún, se han utilizado rodamientos aerodinámicos.

Cámara de combustión La cámara de combustión es un espacio relativamente amplio en que se recibe el aire del compresor, se mezcla con un combustible, se combustiona con una mínima pérdida de presión, y luego se entrega a la turbina. En el proceso de combustión se logra un aumento sustancial de

la entalpía del gas de trabajo, pasando de aire a gases de combustión, lo cual permite el funcionamiento del sistema completo. Las cámaras de combustión anulares están divididas en dos espacios distintos: interior, que está expuesta a la combustión, y la parte exterior. Estos dos espacios están separados por dos tubos concéntricos y una tapa frontal, permitiendo el paso de aire de la sección exterior a la interior mediante agujeros. El espacio comprendido entre los dos tubos y la tapa frontal constituye la zona de combustión, los tubos aíslan el resto de la turbina de las temperaturas más altas. El aire que pasa de la parte exterior a la interior enfría la estructura divisora para evitar su deterioro y eventual fusión. En la Figura se puede ver una cámara de combustión.

2.5.1.2. Turbina Los gases de combustión proveniente de la cámara de combustión, con alta temperatura y entalpía, se expanden en la turbina, produciendo torque sobre el eje. Debe hacer esto de la manera lo más eficiente posible, tomándose especial precaución en los efectos de la temperatura y corrosividad de los gases de combustión, siendo deseable un diseño simple. El gas expandido es entregado a un intercambiador de calor para aprovechar el calor remanente.

Estator de la turbina El estator de la turbina está en la salida de la cámara de combustión, y por lo tanto, expuesto a los gases de combustión de muy alta temperatura y altamente corrosivos. Debe tomar este gas y expandirlo en toberas formados por álabes, acelerándolo para entregarlo al rotor. En la se puede ver un estator de turbina.

Rotor de la turbina El rotor de la turbina toma los gases de alta velocidad proveniente del estator, y lo sigue expandiendo, cambiando la dirección del gas para producir torque sobre el eje. De esta manera la energía extraída de los gases permite energizar el sistema compresor y generador eléctrico. En la Figura se puede ver un rotor de turbina.

Carcasa de la turbina La carcasa de la turbina conecta la parte posterior de la carcasa, el estator de la turbina, y la cámara de combustión, siendo el punto de anclaje posterior. Además, debe ser el punto de anclaje del intercambiador de calor o el tubo que llevará los gases al intercambiador de calor. En la Figura se puede ver una carcasa de turbina.

Carcasa exterior La carcasa exterior de la turbina encierra la cámara de combustión, manteniendo las condiciones de alta temperatura y presión. Además, se une con las carcasas del compresor y turbina. Generalmente los puntos de montaje de las turbinas están en las carcasas exteriores, sean de potencia o de aviación, con lo cual se mantiene toda la turbina fija. Esto cobra especial importancia para los puntos de anclaje de sistemas auxiliares de lubricación, combustible, etc. En la Figura se puede ver una carcasa exterior de turbina, con sus puntos de anclaje.

2.5.1.3. Sistema de lubricación A pesar de la muy baja fricción requerida en este sistema de alta velocidad, en el sistema rotor se genera calor, lo que sumado al calor transferido al eje desde la cámara de combustión y, considerando la ubicación céntrica del eje, produce una alta temperatura en el eje y los rodamientos. Por esta razón, además de mantener la baja fricción y evitar el desgaste prematuro de los rodamientos, se hace necesaria una lubricación adecuada de los rodamientos para retirar el calor excesivo que puede producir condiciones de operación indeseable. En condiciones de muy alta temperatura y altas velocidades, la lubricación de los rodamientos mediante grasa se hace inviable debido a su alta viscosidad y la dificultad de retirar el calor excedente. Para solucionar esto, las turbinas cuentan con sistemas que alimentan aceite a los rodamientos constantemente, reduciendo la fricción y evacuando el calor en exceso de los rodamientos y eje. Es crítico proveer suficiente aceite para una buena lubricación, evacuarla para su posterior enfriamiento y recircularlo. En este sentido, es similar a la necesidad de un cárter con aceite en un motor a pistones. Sin embargo, hay diferencias notorias con respecto a un cárter. Se hace necesario evacuar suficientemente rápido el aceite para evitar su acumulación y eventual inflamación. El uso de aceite en vez de grasa hace necesario el uso de buenos sellos en los rodamientos que eviten fugas de aceite. La alimentación de aceite se produce mediante una bomba, enfriador y filtro; el sistema hacecircular el aceite hacia un conducto en el túnel del eje y lo extrae por un canal, logrando una lubricaciónadecuada. La energía para la bomba se puede extraer del generador de la turbina.

Anillo distribuidor de combustible El sistema de alimentación de combustible, que utiliza una bomba en caso de ser combustiblelíquido, lleva el combustible hasta el interior de la cámara de combustión donde es mezclado con aire yquemado. Debido a su cercanía con la combustión, debe ser resistente a temperaturas de llama y el efectocorrosivo de los gases de combustión. Además, debe estar bien sellado para evitar fugas en todo lugar ytener un alto nivel de seguridad en la operación de la turbina. En la Figura 315 se puede ver un anillodistribuidor de combustible.

2.5.1.4. Otros componentes Una turbina de tamaño pequeño tiene un número sustancial de piezas de fijación ycomplementarias, como pernos, golillas, tuercas, chavetas, etc. En este trabajo, igual que en trabajossimilares de diseño, no se calcularán las piezas que no sean esenciales para el funcionamiento de laturbina. Debido a que no hay grandes fuerzas ni torques involucradas en la turbina, dada la alta velocidad,no se calcularán los pernos que fijan la mayoría de las piezas de la turbina. 2.5.1.5. Plataforma de operación Las turbinas para generación de potencia están montadas sobre una plataforma de operación juntoa un número de sensores, sistema de control, y sistemas auxiliares. La alimentación de aire hacia la toma de aire del compresor se produce con una toma exterior,pasando por un sistema de filtración de baja pérdida de carga, y un laminizador de flujo en forma de panalpara que el

aire utilizado esté libre de partículas contaminantes y entre de forma suave al rotor delcompresor. A la salida de la turbina se tiene un tubo acoplado para conducir los gases de escape hacia unintercambiador de calor. Este tubo debe tener la aislación suficiente para evitar pérdidas de calorsignificativos.

La plataforma posee sensores de calor, medidores de flujo, acelerómetros y sensores de gases deescape que miden los distintos parámetros del sistema. Estos sensores deben estar conectados a un sistemade control que esté permanentemente ajustando la turbina a su punto de operación nominal, especialmenteen términos de la velocidad rotacional. Por último, esta plataforma posee instrumentos que muestran las condiciones instantáneas deoperación para hacer análisis y ajustes durante la operación. En la Figura se puede ver unaplataforma de operación de Florestan Tecnologies S.A.

3. PARÁMETROS DE DISEÑO Antes de proceder con los cálculos básicos de la turbina, es necesario hacer ciertos supuestos, enalgunos casos basándose en turbinas similares construidos previamente y con parámetros verificados. Estos supuestos no pueden ser controlados mediante cambios en diseño, construcción y operación de laturbina. Durante el inicio de operación de una turbina se pasa por una variedad de condiciones deoperación, sin embargo, las turbinas se diseñan para una velocidad máxima nominal, teniendo en cuentaque las velocidades menores y sus condiciones correspondientes deberán ser menos exigentes que las dediseño del punto máximo. Una turbina a gas es una máquina compleja de diseñar, fabricar y operar, debido a las altasvelocidades, temperaturas y esfuerzos presentes. En caso de una mini turbina a gas, el diseño es aún más desafiante, debido a la velocidad de giro altísima (100.000+ RPM). Además, el diseño debe ser lo mássimple posible, sin perder funcionalidad ni confiabilidad en la operación, pues así se bajan los costos ycomplejidades de fabricación y montaje. A diferencia de turbinas a gas industriales, no se pueden tenermuchas piezas debido a la dificultad de fabricación de piezas pequeñas. En el diseño de la turbina se deben definir, además de los supuestos de operación, ciertascaracterísticas mínimas que definen, mediante la elección de variables y un conjunto de ecuacionesapropiadas, todas las características de un determinado componente. Con el fin de explicitar y aclarar elprocedimiento de cálculo, a continuación se explica qué variables se definieron para cada componente,especificando los valores tomados.

3.1. Sistema cogeneración potencia - calor La potencia eléctrica nominal del sistema 5 [kWe], y la potencia de calefacción nominal es 26,92[kWth], de acuerdo a la máximas potencias requeridas. Del total de energía requerida, un 16% es eléctricay el 84% restante es calor. Estas dos potencias se consideran como potencias máximas de diseño, es decir,la capacidad nominal del sistema. Los valores promedios son más bajos y hay mucha fluctuación,sobretodo en el caso de potencia eléctrica. De todas maneras, la potencia utilizada como base es laeléctrica, y luego se corrobora la potencia térmica producida.

3.2. Aire Se considerará para las condiciones de entrada de aire una temperatura de 15 [°C] (288,15 [K]) a1 [bar] con una humedad relativa de 75%. Dadas las condiciones de temperatura y humedad relativa, lapresión de 1 [bar] equivale a

una altura de 100 [m] sobre el nivel de mar. Estas condiciones se considerancomo las condiciones de ambiente promedio, tomando en cuenta la holgura para distintas altitudes sobreel nivel del mar y época del año. El aire que es conducido por la toma hacia el compresor, al acelerarse, baja su temperatura. Estabaja en temperatura puede llevar el aire a su temperatura de rocío, produciendo condensación que afectael funcionamiento normal del compresor, produciendo además corrosión. Dada la humedad relativa de75%, la temperatura de punto de rocío es 10,6 [°C] [17], con lo cual se toma una temperatura de entrada alcompresor mínima de 11,8 [°C], es decir, un grado mayor a la temperatura de rocío. Esta temperaturadefine la máxima velocidad de entrada del aire, limitando la presión estática a la que se puede llegar sinproducir condensación de agua. La temperatura escogida concuerda con la temperatura asumida de 15 [°C] para el aire de ambiente. Para efectos del cálculo, se asumirá el aire de entrada como aire seco,debido a la razón de humedad de 0,008 [kg agua/kg aire seco], una diferencia menor a 1%. El flujo másico de aire se determina suponiendo un flujo de 210% de exceso de aire, es decir, =3,1. Aunque el aire necesario para la combustión misma varía poco de la cantidad estequiométrica [15], elaire total utilizado en turbinas a gas es mayor [13], debido a la necesidad de enfriar los gases decombustión al punto que no dañen la cámara de combustión ni la turbina.

3.3. Generador El generador a utilizar para la generación de potencia se considerará como un generadormonofásico, con un voltaje nominal de 220 [V] y frecuencia nominal de 50 [Hz]. Para tener una relaciónde transmisión relativamente baja, se considera un generador de 2 pares de polos con una velocidad degiro que está dada por la ecuación 5-1.

Por tanto la velocidad de giro del generador será 3.000 [RPM], generando a esa velocidad una potencia de5 [kWe] en bornes. El factor de potencia a considerar para este generador se supone como 95%. Este valor está en laparte baja del rango de generadores disponibles actualmente; se pueden adquirir generadores con mayoreficiencia pero son más costosos. Para efectos de este trabajo, se asume un generador de

característicasmencionadas anteriormente para ser acoplado al sistema; no se diseñará el generador.

3.4. Compresor Para estimar la eficiencia y relación de presiones del compresor a utilizar en la turbina, esnecesario buscar compresores de características similares. Para esto se basan los cálculos en elturbocompresor GT-1241 manufacturado por Garrett [12]. Este turbocompresor está dimensionado paraaplicaciones pequeñas, en particular como turbocompresor para automóviles. En la Figura se puedever el diagrama de rendimiento GT-1241 [12]. De acuerdo al diagrama, se supone un compresor dedimensiones similares, con una relación de presiones de 2,5 y una eficiencia de 72%. La eficiencia deadmisión se asume = 0,98.

En el diagrama, las líneas oblicuas que van de 120000 a 220000 representan la velocidad de girodel eje del compresor, y las líneas semi-elípticas que van de 60% a 76% representan la eficiencia delcompresor. Aunque el diagrama anterior no representa las condiciones exactas del compresor a diseñar,permite tener una aproximación real de las condiciones de operación. Se considera una eficiencia deadmisión de 0,98 para la entrada del aire. Esto se debe a una pérdida de carga producida por una variedadde factores.

El compresor se considera de tipo axial-radial de 1 etapa, de acuerdo al compresor de referencia.El uso de un compresor axial-radial permite una alta razón de presiones en una sola etapa, simplificandoel diseño y construcción para una aplicación de tamaño pequeño. Este compresor tiene una entradatotalmente axial y salida totalmente radial. La relación de presiones del compresor es 2,5. Para el compresor se toma un grado de reacción igual a 0,1; es decir, sólo el 10% de la entalpíatotal sube en el rotor, el resto sube en el estator. Este valor se elige después de sucesivos intentos porconseguir una velocidad moderada a la entrada de la cámara de combustión. Típicamente se utiliza lapráctica de utilizar un grado de reacción igual a 0,5 [13], pero esto resulta en velocidades muy altas a lasalida del estator, haciendo necesario un mecanismo difusivo adicional. Debido al tamaño del sistema,añadir un difusor adicional complica el sistema y contribuye significativamente a la pérdida de eficienciapor rugosidad y filtraciones.

3.5. Cámara de combustión Las cámaras de combustión de las turbinas a gas son, en términos generales, difíciles de diseñar. Generalmente el diseño final de una cámara se obtiene empíricamente: construyendo y modificandosucesivos prototipos. Para el caso de esta turbina, se diseñará en base a la turbina KJ-66 [8], una turbinade tamaño similar. Dado el tamaño pequeño de la turbina y la dificultad relativa mayor de producir unabuena combustión, se asume una eficiencia de combustión de 97%, lo que concuerda con la experiencia previa. Lograr una mayor eficiencia de combustión requiere un análisis detallado del fenómeno; hacerun uso excesivo de turbulencia induce pérdida de presión estática a lo largo de la cámara. La caída depresión estática a lo largo de la cámara se tomará como 2%, un punto bajo en el rango típico de caídas de presión. Esta caída es causada por una rugosidad relativa alta (debido al tamaño de la cámara decombustión) y un alto número de Reynolds (necesario para producir buena combustión). Se asume, paraefectos de simplificar los cálculos, que no existen pérdidas radiactivas ni conductivas desde la cámara decombustión hacia el exterior de la turbina; todo el calor producido es transferido hacia los gases decombustión en estado estacionario.La cámara de combustión tendrá una entrada completamente axial y forma anular, de doscilindros concéntricos, con un anillo distribuidor de combustible, y una tapa en la parte anterior. La cámara será de tipo flujo paralelo, es decir, el combustible se introducirá en la mismadirección del flujo. Se utilizarán hélices para producir un flujo rotacional a la salida del combustible, locual ayudará a formar zonas de alta turbulencia, permitiendo una combustión estable.

El combustible a utilizar es propano, que tiene un = 46,31 [MJ/kg] [19], una razón deaire/combustible

3.6. Turbina En general, las turbinas son más eficientes que los compresores debido a que la compresión deaire implica mayor inestabilidad de flujo. Dada la eficiencia de compresor de 72% se supone unaeficiencia para la turbina de 77%, de acuerdo a la rule of thumb de [15] de una diferencia típica de 5%entre eficiencias de compresor y turbina. La turbina se considera de tipo axial de 1 etapa, con su entrada cubriendo la totalidad del área desalida de la cámara de combustión, por lo cual tiene el mismo diámetro exterior, tanto en el estator comoel rotor. El grado de reacción de la turbina se define como 0,5 para tener una caída de entalpía suave,reduciendo las pérdidas asociadas a grandes saltos entálpicos [13]. La turbina a calcular tiene una serie de eficiencias asociadas que deben ser estimadas para hacerel cálculo; luego son sujetos a verificación en la turbina construida. Consultando con bibliografíaespecializada [8] se escoge un valor de 110.000 [RPM] de velocidad de giro máximo nominal para el ejede la turbina; siendo una velocidad más bien baja del rango para lograr una carga menor sobre loscomponentes y un factor de servicio más alto. Para reducir los 110.000 [RPM] a los 3.000 [RPM] del eje del generador se supone una reducciónde dos etapas con una relación de transmisión 12:1 y 3:1. Suponiendo una eficiencia de reducción de97,5% por etapa se logra una eficiencia conjunta de 95%.

3.7. Intercambiador de calor El intercambiador de calor a utilizar será del tipo tubo y carcasa de contraflujo, de convección degas caliente, con una eficiencia supuesta de 70% [16]. Se asume un intercambiador de gases decombustión - agua de servicio, en que el agua servirá como agua caliente para consumo y calefacción porloza radiante, evitando una duplicidad de instalaciones. Si bien el intercambiador de calor se asume como uno de convección, los gases entrarán alintercambiador de calor a una presión ligeramente mayor a la atmosférica, = 1,05 [bar], para asísobrepasar efectos de pérdida de carga a lo largo del aparato. Para efectos de este trabajo, no se diseñaráel intercambiador, pues existe una amplia variedad de sistemas que funcionan con la convección de gascaliente a presión atmosférica, por lo cual son adecuados para ser acoplados a una turbina a gas.

4. CARACTERISTICAS DE CONSTRUCCION DE UNA CENTRAL TERMICA DE CICLO COMBINADO La central térmica de ciclo combinado es aquella donde se genera electricidad mediante la utilización conjunta de dos turbinas: 

Un turbogrupo de gas



Un turbogrupo de vapor

Es decir, para la transformación de la energía del combustible en electricidad se superponen dos ciclos: 

El ciclo de Brayton (turbina de gas): toma el aire directamente de la atmósfera y se somete a un calentamiento y compresión para aprovecharlo como energía mecánica o eléctrica.



El ciclo de Rankine (turbina de vapor): donde se relaciona el consumo de calor con la producción de trabajo o creación de energía a partir de vapor de agua.

Ilustración 1. Central Térmica de ciclo Combinado

4.1. Ventajas del Ciclo Combinado Las características principales de las centrales térmicas de ciclo combinado son:

   

Flexibilidad. La central puede operar a plena carga o cargas parciales, hasta un mínimo de aproximadamente el 45% de la potencia máxima. Eficiencia elevada. El ciclo combinado proporciona mayor eficiencia por un margen más amplio de potencias. Sus emisiones son más bajas que en las centrales térmicas convencionales. Coste de inversión bajo por MW instalado.

Ilustración 2. Turbina de Vapor

   

Periodos de construcción cortos. Menor superficie por MW instalado si lo comparamos con las centrales termoeléctricas convencionales(lo que reduce el impacto visual). Bajo consumo de agua de refrigeración. Ahorro energético en forma de combustible

4.2. Partes fundamentales combinado

de

una

central

de

ciclo

Para entender el funcionamiento de una central térmica de ciclo combinado hay que conocer primero las partes que la forman:  o o o

Turbina de gas. Que consta de: Compresor, cuya función es inyectar el aire a presión para la combustión del gas y la refrigeración de las zonas calientes. Cámara de combustión, donde se mezcla el gas natural (combustible) con el aire a presión, produciendo la combustión. Turbina de gas, donde se produce la expansión de gases que provienen de la cámara de combustión.

Consta de tres o cuatro etapas de expansión y la temperatura de los gases en la entrada está alrededor de 1.400ºC saliendo de la turbina a temperaturas superiores a los 600ºC. Caldera de recuperación. En esta caldera convencional, el calor de los gases que provienen de la turbina de gas se aprovecha en un ciclo de aguavapor.  Turbina de vapor. Esta turbina acostumbra a ser de tres cuerpos y está basada en la tecnología convencional. Es muy habitual que la turbina de gas y la turbina de vapor se encuentren acopladas a un mismo eje de manera que accionan un mismo generador eléctrico. 

4.3. Funcionamiento de una central de ciclo combinado En primer lugar el aire es comprimido a alta presión en el compresor, pasando a la cámara de combustión donde se mezcla con el combustible. A continuación, los gases de combustión pasan por la turbina de gas donde se expansionan y su energía calorífica se transforma en energía mecánica, transmitiéndolo al eje. Los gases que salen de la turbina de gas se llevan a una caldera de recuperación de calor para producir vapor, a partir de este momento tenemos un ciclo agua-vapor convencional. A la salida de la turbina el vapor se condensa (transformándose nuevamente en agua) y vuelve a la caldera para empezar un nuevo ciclo de producción de vapor. Actualmente la tendencia es acoplar la turbina de gas y la turbina de vapor a un mismo eje, de manera que accionan conjuntamente un mismo generador eléctrico.

4.4. EJEMPLO DE COMBINADO

CENTRAL

TERMICA

4.4.1. CENTRAL TERMOELECTRICA VENTANILLA Antecedentes

DE

CICLO

Edegel S.A.A. es una empresa privada dedicada a la generación de energía eléctrica. Los orígenes de Edegel se remontan a 1906, con el nacimiento de Empresas Eléctricas Asociadas, empresa privada dedicada a la generación, transmisión y distribución de electricidad. Posteriormente, en 1974, la mayoría absoluta del capital de dicha empresa pasó a poder del Estado, cambiando su razón social a Electrolima S.A. En 1994, la empresa fue separada en tres diferentes unidades de negocio: generación, transmisión y distribución. La unidad de negocio de generación fue el origen de la Empresa de Generación Eléctrica de Lima S.A. (Edegel). El control de la empresa fue transferido al sector privado en 1995, cuando el Estado vendió el 60% del capital social al consorcio Generandes. El 1 de junio de 2006, Edegel se fusionó con Etevensa mediante la modalidad de absorción asumiendo todos los derechos y obligaciones de esta última. Edegel es la mayor compañía privada de generación de electricidad en el Perú. A la fecha cuenta con una potencia efectiva total de 1283.8 MW, de la cual 739.4 MW corresponde a potencia hidroeléctrica y 544.4 MW a potencia termoeléctrica. Como empresa generadora percibe ingresos por la venta de potencia y la venta de energía, las cuales se realizan bajo contratos con clientes libres, clientes regulados o a través de transferencia de potencia y energía en el mercado spot. Edegel forma parte del Sistema Interconectado Nacional y realiza sus operaciones conforme a lo establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas y de acuerdo a lo indicado por el COES-Sinac. Además, cumple las normas aplicables a las actividades del sector eléctrico establecidas por el MEM y supervisadas por Osinergmin.

4.5. DESCRIPCION DE LA CENTRAL La central de Ventanilla está localizada en la Avenida del Bierzo, en el distrito deVentanilla, provincia del Callao, departamento de Lima. Específicamente, est álocalizada en la margen derecha del rió Chillón, en la localidad denominada “Pampa de los Perros”, alrededor de 10 kilómetros de la carretera a ventanilla (Av. Néstor Gambeta). El proyecto está ubicado a 50 metros sobre el nivel del mar, y lascoordenadas del proyecto son: 11°56’14.19’’ latitud sur y 77°07’09.07’’ longitud Este La planta, cuya construcción ha demando dos años, es la primera central de ciclo combinado de Perú y la primera también que utiliza el gas natural proveniente de los yacimientos de Camisea. Es la central termoeléctrica de mayor capacidad y la más moderna y eficiente del país.

4.6. CARACTERISTICAS GENERALES La Central Termoeléctrica de Ventanilla tiene una configuración de ciclo combinado de 2 x 2 x 1, con Fuego adicional (Post-combustión) en Cada Caldera Recuperadora.

4.7. DESCRIPCION DE LOS EQUIPOS

cenergia

} cenergia

cenergia

5. OPERACIONES NATURAL

EN

UNA

TURBINA

A

GAS

El Proceso de Arranque de una Turbina de Gas El proceso de arranque de una turbina de gas suele suponer entre 40 y 60 minutos, si la turbina opera en ciclo abierto. Si opera en ciclo combinado suele suponer entre 1,5 horas (arranque caliente) y 6 horas (arranque frío) hasta estar totalmente completado.

5.1. EL ARRANQUE DE UNA TURBINA DE GAS EN CICLO ABIERTO Antes de poner ningún dispositivo en marcha, es conveniente realizar una serie de comprobaciones, para asegurar que determinados sistemas se encuentran operativos y en la situación necesaria. Estas comprobaciones son:        

Presión de gas a la entrada de la turbina, en las condiciones requeridas Sistema de refrigeración en funcionamiento Red eléctrica de transporte de energía eléctrica perfectamente operativa Niveles adecuados en los diversos calderines y en el tanque de agua de alimentación Sistemas auxiliares del generador operativos (refrigeración, aceite de sellos, etc) Sistema de lubricación operativo Sistemas auxiliares de la turbina de gas operativos Sistemas de seguridad (contraincendios, etc) operativos y sin alarmas activas

El eje de la turbina de gas, o el eje común en caso de ser una central de eje único, deben haber estado a giro lento (menos de 1 rpm) durante varias horas. Esto se realiza para evitar que por efecto del peso del eje o de la temperatura éste se haya deformado, arqueándose, lo que puede producir desequilibrios y aumento de vibraciones, o incluso, el bloqueo del propio eje. El operador debe seleccionar el tipo de arranque deseado, que como veremos más adelante, depende de la temperatura del eje de la turbina de vapor y de las condiciones de presión y temperatura de la caldera y del ciclo agua vapor, fundamentalmente. Lógicamente, hay una relación entre el tiempo transcurrido entre la parada y esas temperaturas y presiones. El proceso de arranque propiamente dicho se inicia cuando el operador selecciona la opción ‘Arranque’ en el sistema de control. Lo habitual en este tipo de centrales es que se disponga de un sistema de control distribuido, y que una unidad central (también llamado secuenciador) coordine las acciones que se van realizando en los diferentes sistemas durante el arranque. Teóricamente, sin más intervención manual que la de selección de la opción

‘arranque’ las modernas centrales de ciclo combinado deberían completar todo el proceso. Pero la experiencia demuestra que la intervención manual del operador de la central acelera el proceso, resuelve problemas que van surgiendo sobre la marcha y hace que el número de ‘arranques fallidos’ descienda. En una primera etapa, como hemos dicho, el sistema comprobará que se dan todas las condiciones necesarias para el arranque. Una vez comprobadas, se inicia la aceleración de la turbina de gas. El generador funciona en esta fase como motor, que se alimenta de la propia red eléctrica. Para conseguir un arranque suave, se utiliza un variador de frecuencia, que va controlando la velocidad del generador en cada momento de forma muy precisa. Se hace en primer lugar un barrido de gases, para asegurar que no hay ninguna bolsa de gas en el interior de la turbina. La turbina gira durante este barrido a unas 500 r.p.m. durante 5-10 minutos. Una vez acabado el barrido, la turbina va aumentando su velocidad. Atraviesa varias velocidades críticas, en las que el nivel de vibraciones en los cojinetes aumenta considerablemente. En esas velocidades críticas el gradiente de aceleración se aumenta para reducir el tiempo de estancia. A una velocidad determinada (generalmente por encima del 50% de la velocidad nominal, que es de 3000 r.p.m. para Europa y Asia, y 3600 para América), comienza a entrar gas a los quemadores y una bujía o ignitor hace que comience la ignición en cada uno de los quemadores. La cámara de combustión está equipada con varios detectores de llama, y si no se detecta ignición pasados algunos segundos, se abortará la maniobra de arranque, y será necesario hacer un barrido de gases y comenzar de nuevo. Para estos ignitores se suele utilizar un combustible con un poder calorífico superior al del gas natural (propano, por ejemplo). Si los quemadores se encienden correctamente, los gases provocados por la combustión del gas natural empezarán a empujar los álabes de la turbina. A medida que se va ganando en velocidad, el generador empuja menos y los gases de escape cada vez más, y a una velocidad determinada (unas 2500 r.p.m.) el generador, que hasta ahora actúa como motor, se desconectará y la combustión será la única responsable de la impulsión de la turbina. Cuando se alcanzan las 3000 r.p.m. (o 3600 en América), entra en funcionamiento el sincronizador, que automáticamente regulará frecuencia, tensión y desfase de la curva de tensión del generador y de la red eléctrica. Cuando las curvas de tensión de generador y red coinciden plenamente se cierra el interruptor del generador y la energía eléctrica generada se exporta a la red a través del transformador principal. Si la turbina opera en ciclo abierto, esto es, sin estar enlazado a un ciclo de vapor, la subida de carga hasta la potencia deseada se realiza con rápidez, puediendo alcanzar la plena carga en menos de 20 minutos. Esta gran velocidad hace que las turbinas de gas sean ideales como máquinas térmicas

para la producción de electricidad en nudos de la red que requieren gran potencia y una respuesta rápida.

5.2. EL ARRANQUE DE UN CICLO COMBINADO Con la turbina de gas en marcha, la caldera empieza a recibir gases de escape calientes, generalmente a más de 600 ºC, y comienza a calentarse el agua contenida en los haces tubulares de la caldera. Se comienzan a cerrar venteos de caldera, y a los pocos minutos ya se empieza a formar vapor, con lo que la presión comienza a subir rápidamente. Cuando se alcanza la presión adecuada, se comienza la operación en by-pass, esto es, el vapor generado se deriva hacia el condensador directamente, sin pasar por la turbina de vapor. La razón es que el valor de conductividad del vapor no es el adecuado, y los diversos contaminantes que contiene, sobre todo sílice, hierro, sodio y cobre, pueden dañar los álabes de la turbina de vapor. Se purga gran cantidad de agua de la caldera, y se sustituye por agua de refresco, de menor conductividad, proveniente de la planta de producción de agua desmineralizada. Cuando se alcanza el valor de conductividad conveniente se comienza a hacer girar la turbina de vapor. Poco a poco va aumentando de velocidad, y cuando se llega a 3000 r.p.m., su generador sincroniza con la red, aportando más energía eléctrica (aproximadamente un 50% de lo que aporte la turbina de gas). En las centrales de eje único, en las que la turbina de gas y la de vapor están unidas a un único generador, cuando se alcance la velocidad nominal se conectarán mecánicamente el eje del generador y el de la turbina de vapor, generalmente por medio de un embrague. Se comienza entonces a subir carga, y se hace de forma lenta, para minimizar los efectos del estrés térmico. Cuando la planta alcance la carga deseada, que puede ser el mínimo técnico, la plena carga o cualquier otra entre estas dos, el proceso de arranque habrá finalizado. Por tanto, podemos desglosar el tiempo empleado en el arranque de la siguiente forma

T1: Desde el inicio del arranque hasta la sincronización T2: Tiempo de espera hasta que los by-pass están presurizados y perfectamente operativos T3: Tiempo necesario para conseguir la calidad de vapor adecuada T4: Tiempo necesario para acelerar y acoplar la turbina de vapor T5: Tiempo necesario para subir carga desde la carga mínima con turbina de vapor hasta la carga deseada

5.3. TIPOS DE ARRANQUE Es muy importante para el cálculo preciso de los tiempos de arranque definir los diferentes tipos de arranque que pueden darse en una central. Hay que tener en cuenta que los programas de carga pactados con el mercado eléctrico deben cumplirse, pues las repercusiones económicas derivadas de un incumplimiento son notorias. Por otro lado, el rendimiento de la planta (consumo de combustible frente a producción de energía eléctrica) son bajos a cargas bajas, y notablemente bajos en los procesos iniciales. Por tanto, tampoco es económicamente factible asegurar el cumplimiento del programa pactado con el mercado eléctrico introduciendo grandes márgenes de seguridad en cada uno de las fases del arranque, pues esto hace que el proceso sea mucho más gravoso. La decisión acertada es, pues, determinar con exactitud la duración del proceso de arranque. Como ese tiempo no es siempre el mismo, sino que depende de las condiciones presentes en la planta en el momento del arranque, para poder determinar la duración con precisión es necesario diferenciar los diversos tipos de arranque que pueden darse dependiendo de las condiciones al inicio.

Los factores que diferencian los diferentes tipos de arranques son los siguientes:









Temperatura de los elementos internos de la turbina de vapor. Se suele tomar como referencia el eje del rotor de la turbina. Es con diferencia el factor que más marca la duración del arranque. Lógicamente, cuanto más fría esté esta turbina, el arranque será más lento. Afecta fundamentalmente a T4 (Tiempo necesario para acelerar y acoplar la turbina de vapor) Conductividad y pH del agua contenida en los calderines. Cuanto más se aparten estos valores de los limites máximos más tiempo se necesitará para completar el proceso. Afecta fundamentalmente a T3 (Tiempo necesario para conseguir la calidad de vapor adecuada) Condiciones de presión y temperatura de caldera. Cuanto menores temperaturas y presiones, más largos serán T2 y T3 (tiempos necesarios para conseguir las condiciones de presión en el circuito y de calidad en el vapor) Temperatura de los elementos internos de la turbina de gas, sobre todo cámaras de combustión y álabes. Afectará sobre todo a T1 (tiempo hasta la sincronización)

Aunque en la práctica se demuestra que hay muchos más tipos de arranque, generalmente se reconocen cinco tipos: rearranque, arranque caliente, arranques templados y arranque frío y arranque superfrío. 5.3.1. Arranques superfríos Las condiciones de un arranque superfrío son las siguientes:    

Caldera despresurizada y fría, en todos sus puntos (a temperatura ambiente) Necesario aportar una gran cantidad de agua ‘fresca’ para conseguir alcanzar el nivel de arranque Eje de la turbina de vapor a temperatura ambiente Internos de la turbina de gas a temperatura ambiente

A estas condiciones suele llegarse después de largos tiempos de parada, como los correspondientes a una gran revisión. Este tiempo es generalmente superior a 2 semanas. Los arranques superfríos son los que más tiempo requieren para completar el proceso, fundamentalmente por : 



Alto T1. La turbina de gas estará muy fría, los gradientes de subida de temperatura serán bajos para que se produzca un calentamiento uniforme y gradual en las cámaras de combustión y en los elementos internos en la caldera. Sin influencia en T2. La potencia de espera a que los by-pass estén operativos será igual a la de los demás arranques.



 

Alto T3,. Después de una parada larga y dependiendo del tipo de conservación de la caldera, se introducirá una gran cantidad de agua “nueva” a la caldera la cual traerá mucho oxígeno disuelto y a la que habrá que dosificar grandes cantidades de sustancias para regular pH. Esto implica una alta conductividad que habrá que ir reduciendo lentamente. Alto T4, al estar la turbina de vapor fría, esta se deberá ir calentando de una manera uniforme y gradual para evitar estrés térmico y mecánico en sus diferentes elementos.. Alto T5, La velocidad de este proceso está limitada por el estrés térmico de la turbina de vapor.

5.3.2. Arranques fríos Las condiciones que tiene la central justo antes del arranque son parecidas a las de arranque superfrío, con la diferencia de que la turbina de vapor no se encuentra a temperatura ambiente, sino a una temperatura superior (entre 2550% de la temperatura en funcionamiento normal. Por tanto, las condiciones presentes en el momento del arranque pueden resumirse así:    

Caldera despresurizada y fría,. Necesario aportar una gran cantidad de agua ‘fresca’ para conseguir alcanzar el nivel de arranque Eje de la turbina de vapor a temperatura superior a la ambiental. Internos de la turbina de gas a temperatura superior a la ambiental.

Estas condiciones suelen alcanzarse tras 4-5 días de parada. Los arranques fríos requieren menos tiempo que los anteriores, ya que el estrés de la turbina de vapor será menor. Por tanto, para este tipo de arranques tendremos:     

Alto T1. Sin influencia en T2. Alto T3, T4 medio, al tener cierta temperatura la turbina de vapor T5 medio, por la misma razón.

5.3.3. Arranques templados En los arranques templados los elementos internos de la turbina de gas y de vapor están en torno al 50% de su temperatura en funcionamiento normal. Sería la situación de la central tras una parada normal de fin de semana. Las condiciones podrían resumirse así:

   

Caldera con poco presión, y templada No es necesario aportar una gran cantidad de agua para conseguir alcanzar el nivel de arranque Eje de la turbina de vapor a temperatura superior al 50% de su temperatura nominal Internos de la turbina de gas a temperatura superior al 50% de su temperatura nominal.

En estas condiciones, las diferentes fases de arranque se ven afectadas de esta manera:     

T1 medio. Sin influencia en T2. La potencia de espera a que los by-pass estén operativos será igual a la de los demás arranques. T3 medio,. Hasta conseguir el valor de conductividad adecuado no se tardará mucho tiempo, aunque habrá que esperar, pues se habrá tenido que adicionar algo de agua desmineralizada. T4 medio. La rampa de subida no estará tan condicionada por el estrés de la turbina de vapor que en los arranques fríos. T5 medio, por las mismas razones que en la fase anterior

5.3.4. Arranques calientes Este tipo de arranque es el propio tras una parada de un día, incluso unas horas. Turbina de gas y de vapor están a una temperatura superior al 75% de la nominal, y la caldera está presurizada y caliente. La distribución de tiempos en el arranque será la siguiente:     

T1 bajo. Sin influencia en T2. La potencia de espera a que los by-pass estén operativos será igual a la de los demás arranques. T3 medio,. hasta conseguir el valor de conductividad adecuado, pues aunque no se haya adicionado agua puede haber entrado aire en el sistema (sobre todo por el condensador, al perder el vacío) . T4 medio. La rampa de subida estará poco condicionada por el estrés de la turbina de vapor. T5 medio, por las mismas razones que en la fase anterior

5.3.5. Rearranques Se trata de arranques que se realizan tras una parada imprevista de la central. En general, el arranque se produce antes de 2 horas desde la parada. Las condiciones de la planta en esos momentos pueden resumirse así:  

Caldera con presión y temperatura en todos sus puntos No es necesario aportar agua

 

Eje de la turbina de vapor prácticamente a temperatura de trabajo Internos de la turbina de gas a alta temperatura

Con ello, los tiempos de las diversas etapas del proceso de arranque pueden resumirse así:    

Pequeño T1. Al estar calientes las cámaras de combustión y los álabes se podrá subir la temperatura de manera más rápida. Pequeño T2. Al tener los calderines presurizados los by-pass tendrán un tiempo de preparación escaso, incluso nulo. Pequeño T3, La calidad del agua y del vapor pueden ser óptimas en el momento del arranque. Pequeño T4 y T5. Al estar la turbina de vapor caliente no habrá que esperar a que baje su estrés tanto para la aceleración como para la subida de carga.

Lógicamente, el rearranque es el que proceso que menos tiempo requiere.

5.4. PROBLEMAS HABITUALES EN LOS ARRANQUES Durante el proceso de arranque pueden presentarse algunos problemas que hagan abortar el proceso. Si esto se produce, normalmente se estudia la causa que ha provocado el arranque fallido, se corrige el problema y se realiza un nuevo intento. Los problemas habituales son los siguientes: 

Fallos en el variador que controla el generador

Durante el arranque el generador, como hemos, visto funciona como motor y está controlado por un variador de frecuencia, que controla la velocidad de giro de forma muy precisa. Por este equipo atraviesan grandes cantidades de corriente, y puede producirse un fallo en él durante el proceso de arranque. Son habituales los fallos en los tiristores que forman parte de este equipo y en sus protecciones. 

Vibraciones

Hemos visto que durante el arranque la turbina atraviesa varias velocidades críticas. La velocidad critica de un eje es la velocidad de giro a la cual se producen las mayores deformaciones del eje, o lo que es lo mismo las mayores vibraciones en los apoyos. La velocidad critica tiene mucho que ver con la frecuencia natural, pero no son lo mismo, aunque en muchos casos la diferencia es pequeña. La frecuencia natural tiene que ver con las vibraciones que se producen en el eje sin girar. En la velocidad critica intervienen otros factores (como el efecto giroscópico), que no se presentan en las vibraciones

de eje que no gira, y que hacen que su valor pueda ser muy diferente del de la frecuencia natural. En cada una de estas velocidades críticas, como hemos visto, el nivel de vibraciones en los cojinetes de apoyo de la turbina de gas aumenta considerablemente. Si la turbina tiene algún problema, al atravesar las velocidades críticas el nivel de vibraciones estará por encima del punto de disparo de la turbina, y el arranque se abortará por seguridad. Un alto nivel de vibraciones suele estar provocado principalmente por: 

 





Desequilibrio en el rotor. Los pesos no están perfectamente compensados. Se soluciona redistribuyendo los elementos situados a lo largo del eje (álabes) y añadiendo unas pesas adicionales para compensar las diferencias. La masa de estas pesas adicionales y su posición deben estar definidas con gran precisión Defectos en el eje. Son mucho más difíciles de solucionar. Se trata de fallos provocados durante la fabricación del eje, no tanto del mecanizado del eje como del propio material. Defectos en los cojinetes de apoyo. Si la superficie de alguno de los cojinetes en los que apoya el eje de la turbina tiene irregularidades, o su anclaje en la bancada no es firme, estos se fallos se revelarán como un aumento de vibraciones. La solución en este caso es sustituir los cojinetes Mal alineamiento del eje con el generador. El generador y la turbina suelen estar unidos por medio de un acoplamiento. Este acoplamiento admite cierta desalineación, pero si se supera esta tolerancia, el nivel de vibraciones aumentará Fallo en la instrumentación que controla las vibraciones. Un alto nivel de vibraciones puede no corresponderse con una situación real, sino con un fallo de medida. Además de calibrar periódicamente todas las sondas de vibraciones, es conveniente disponer de un equipo externo capaz hacer una medida con independencia del equipo instalado en la turbina.

Al ser las vibraciones durante un arranque mayores que las que se dan en operación normal, muchas turbinas disponen de una función que eleva el máximo nivel permitido de vibraciones durante los procesos de arranque. Esta función suele desactivarse automáticamente al alcanzarse las 3000 r.p.m.

6. MANTENIMIENTO DE UNA CENTRAL DE CICLO COMBINADO 6.1. ¿QUÉ ES EL MANTENIMIENTO? Es el trabajo emprendido para cuidar y restaurar hasta unnivel económico, todos y cada uno de los medios de producción existentesenuna planta.” Podemos definir el mantenimiento como el " conjunto de actividades quedebenrealizarse a instalaciones y equipos, con el fin de corregir o prevenirfallas,buscando que estos continúen prestando el servicio para el cualfuerondiseñados". Como los equipos no pueden mantenerse en buen funcionamiento por sisolos,se debe contar con un grupo de personas que se encarguen de ello,conformando así el departamento de mantenimiento de nuestrasempresas.

6.2.

OBJETIVOS DEL MANTENIMIENTOINDUSTRIAL

En cualquier empresa, el mantenimiento debe cumplir con dosobjetivosfundamentales: reducir costos de producción y garantizar la seguridadindustrial.

Cuandosehabladereducirloscostosdeproducciónsedebentenerencuentalos siguientesaspectos: Optimizar la disponibilidad de equipos e instalaciones para laproducción. Sebuscareducirloscostosdelasparadasdeproducciónocasionadaspordeficien ciaenelmantenimientodelosequipos,mediantelaaplicacióndeuna determinada cantidad de mantenimiento en los momentosmásapropiados. Incrementar la vida útil de losequipos. Uno de los objetivos evidentes del mantenimiento es el de procurar lautilizaciónde los equipos durante toda su vida útil. La reducción de los factoresdedesgastes,deteriorosyroturasgarantizaquelosequiposalcancenun amayorvidaútil. Maximizarelaprovechamientodelosrecursosdisponiblesparalafuncióndelman tenimiento. Esaquídondesedebeanalizarlaconvenienciaonodecontinuarprestandoelservi cio de mantenimiento a una máquina que presenta

problemasdefuncionamiento o buscar sureemplazo.Reducir los costos de operación y reparación de losequipos. La planificación del mantenimiento reduce los costos de operación yreparación de los equipos industriales. Los programas para la lubricación, limpieza yajustes de los equipos permiten una reducción notable en el consumo deenergía y un aumento en la calidad de los productos terminados. Amayordescuidoenlaconservacióndelosequipos,mayorserálaproduccióndeb ajacalidad. Referente al tema de la seguridad industrial, podemos decir que el objetivomásimportante desde el punto humano es garantizar con el mantenimientolaseguridad de operación de losequipos. Para poder cumplir estos objetivos es necesario realizar algunas funcionesespecíficas a través del departamento de mantenimiento, talescomo:       

Administrar el personal demantenimiento Programar los trabajos demantenimiento Establecer los mecanismos para retirar de la producción aquellos equiposque presentan altos costos demantenimiento Proveer al personal de mantenimiento de la herramienta adecuada parasusfunciones. Mantener actualizadas las listas de repuestos ylubricantes. Adiestrar al personal de mantenimiento sobre los principios y normas deseguridadindustrial. Disponer adecuadamente de los desperdicios y del materialrecuperable.

6.3. TIPOS DEMANTENIMIENTO 6.3.1. MANTENIMIENTOCORRECTIVO Es aquel mantenimiento encaminado a corregir una falla quesepresente en determinado momento. Se puede afirmar que es elequipoquien determina cuando se debe parar. Su función principal esponer en marcha el equipo lo más rápido posible y al mínimo costoposible. Paraqueestemantenimientotengaéxitosedeberáestudiarlacausa del problema, estudiar las diferentes alternativas para su reparacióny planear el trabajo con el personal y equiposdisponibles. Este mantenimiento es común encontrarlo en las empresaspequeñasy medianas, presentando una serie de inconvenientes asaber:

Normalmente cuando se hace una reparación no se alcanzana detectar otras posibles fallas porque no se cuenta con eltiempodisponible. Por lo general el repuesto no se encuentra disponible porquenose tiene un registro del tipo y cantidadnecesarios. Generalmente la calidad de la producción cae debido aldesgaste progresivo de losequipo.

6.3.2. MANTENIMIENTOPERIODICO Este mantenimiento se realiza después de un periodo detiemporelativamente largo (entre seis y doce meses). Su objetivo generales realizar reparaciones mayores en los equipos. Para implementar estetipo demantenimientosedebecontarconunaexcelenteplaneaciónyunacoordinaciónco nlasdiferentesáreasdelaempresaparalograrquelas reparaciones se efectúen en el menor tiempoposible

6.3.3. MANTENIMIENTOPROGRAMADO Estetipodemantenimientobasasuaplicaciónenelsupuestodequetodaslaspiezasse desgastanenlamismaformayenelmismoperiodo detiempo,noimportaqueseestétrabajandoencondicionesdiferentes.

Paraimplementarelmantenimientoprogramadosehaceunestudiodetodoslosequip osdelaempresaysedeterminaconlaayudadedatosestadísticos de los repuestos y la información del fabricante,cuales piezas se deben cambiar en determinados periodos detiempo. Se tiene el inconveniente con este mantenimiento que hay partesdel equipo que se deben desarmar o retirar aunque estén trabajandosinproblemas, para dar cumplimiento a unprograma.

6.3.4. MANTENIMIENTOPREVENTIVO Este tipo de mantenimiento tiene su importancia en querealiza inspecciones periódicas sobre los equipos, teniendo en cuenta quetodaslas partes de un mecanismo se desgastan en forma desigual yesnecesarioatenderlosparagarantizarsubuenfuncionamiento. El mantenimiento preventivo se hace mediante un programadeactividades (revisiones y lubricación), con el fin de anticipare alasposibles fallas en el

equipo. Tiene en cuenta cuales actividades sedeben realizar sobre el equipo en marcha o cuando estédetenido.

6.3.5. MANTENIMIENTOPREDICTIVO Este tipo de mantenimiento consiste en efectuar una serie demediciones o ensayos no destructivos con equipos sofisticados a todasaquellaspartes de la maquinaria susceptibles de deterioro, pudiendo conelloanticiparse a la falla catastrófica. La mayoría de estas medicionesse efectúan con el equipo en marcha y sin interrumpir laproducción. Los ensayos más frecuentesson:    

Desgaste. Mediante el análisis de partículas presentes en el aceitesepuede determinar dónde está ocurriendo un desgasteexcesivo. Espesor de paredes, empleado entanques. Vibraciones: utilizado para saber el estado de los rodamientosy desalineamiento en los equipos. Altastemperaturas

El mantenimiento predictivo es costoso pero su información esvaliosapara llevar cabo un buen programa de mantenimientopreventivo.

6.3.6. MANTENIMIENTOPROACTIVO Cuando la empresa se ha comprometido con la calidad y ha implementadoelmantenimiento preventivo y el predictivo, es necesario buscar unamayor productividadaunmenorcosto,paraelloelmantenimientoproactivoselecciona aquellos lubricantes y procedimientos óptimos donde se logra incrementar la producción, disminuyendo los costos directos de energía y prolongando la vida útil de losequipos.

Cuandolaempresatomaladecisióndeorganizarsudepartamentodemantenimiento, generalmente comienza con la implementación deun programa de mantenimiento preventivo, en el cuál se involucranlosaspectos de lubricación, electricidad y electrónica y la partemecánica.

PASOS A SEGUIR PARA MANTENIMIENTO PREVENTIVO

IMPLEMENTAR

UN

PROGRAMADE

Cuandosedeseaimplementarunbuenprogramademantenimientose deben seguir los siguientespasos:

Codificación de los equipos: La codificación se acostumbrahacerla en un sistema alfanumérico a fin de poder identificarmásfácilmente los equipos en la planta. El código asignado acada equipo se conservará para ese equipo por todo el tiempoquepermanezcaenlaempresayesconvenienteconservarlounbuentiempo después de su desaparición para se puede evitarposiblesconfusiones. Este código deberá ser pintado en un lugar visibledelequipo, así mismo, servirá de identificación del equipo en la"Hoja de vida". Elaboración de la hoja de vida de los equipos: Esta hojadebecontener todos los datos del equipo, tales como motores, tipode voltaje, ajustes especiales, número de serie, modelo, código dela máquina, características principales de los repuestos; seanotaránademás las reparaciones que se hayan efectuado sobre lamáquina. Hoja de mantenimiento: En esta hoja se describirán lasrevisiones de mantenimiento (preventivo o predictivo), debe incluir desdelas revisiones más simples hasta las máscomplicadas. Programa de mantenimiento: Aquí deben quedarconsignados todos los pasos a seguir para lograr que los equipos acargo funcionen sin interrupciones. Se deben dar instrucciones clarasy precisas al personal de mantenimiento. Este programa se debe establecer para realizar tareas diarias,semanales,mensuales, trimestrales, semestrales y anuales, según seanlasnecesidades de laempresa.

COMOIMPLEMENTARUNPROGRAMADEMANTENIMIENTOPREVENTIVO. Este tipo de mantenimiento debería ser el más usado ennuestrasempresasyaqueconelselograunamayoratenciónalosequiposysetiene n menores tiempos deparadas. Paraimplementarelmantenimientopreventivoesnecesariotenerclaro que es lo que vamos a hacer, como se hará, cuando y quieneslorealizarán. Para llevarlo a cabo es necesario tener un plan de trabajobien estructurado, evitando repetirfunciones. Unprogramademantenimientopreventivodeberáabarcartresgrandes áreas de la empresa: Lubricación, Electricidad-Electrónica y laMecánica.Estos son los verdaderos pilares de laproducción. LUBRICACION:Sepuedeafirmarqueel60%delasfallasdeunequipoprovienendeun adeficientelubricación.Sibienescierto que en toda parte lubrican, no siempre lo hacen bien. Para quelos equipos funcionen correctamente en este aspecto

esnecesario conocer a fondo los lubricantes empleados, suscaracterísticas, aplicaciones específicas, vida útil, para asegurar así unbuen desempeño de lasmáquinas. El mantenimiento preventivo consiste en cambiar los lubricantesenlasfechasestablecidasparaello,aplicarlasgrasasenlacantidadneces aria, tener el lubricante adecuado para cadamecanismo.

Como un complemento y buscando menores costosde mantenimiento,se deben realizar análisis de laboratoriopara detectar partículas de desgaste y otros contaminantes en elaceite(Mantenimiento Predictivo), así como también buscarreemplazaralgunos lubricantes que brinden mayores ahorros enenergía (Proactivo).

ELECTRICIDAD-ELECTRONICA:Cuandoexistenconexionesdefectuosas se presenta un incremento de temperatura enlosempalmeslocualgeneraconsumodeenergíaypuedeocasionarconatos de incendio. En este campo se debe buscarlaimplementación de equipos que operen a voltajes elevados(220/440v)conlocualselograunareduccióndelconsumodeenergía. De otro lado, la modernización de los sistemasdeproducción utilizando procesos automáticos traegrandes beneficios económicos a laempresa.

MECANICA: Un buen mantenimiento mecánico traeenormesganancias porque permite mantener en óptimas condicionesel

Equipoproductivo.Sinembargo,nosiempresehacenlascosas bien. Se utilizan repuestos de mala calidad, por ahorrarseunos cuantos pesos se pierden millones usando piezasdefectuosas.

Elmantenimientopreventivoenlapartemecánicabuscaquelos diversos elementos de máquinas trabajen correctamente. Así,se deben hacer inspecciones periódicas de las diferentestolerancias, detectar los desalineamientos y corregirlos, buscarfuentesgeneradoras de vibraciones yeliminarlas.

Como podemos apreciar, si ejecutamos estemantenimiento preventivo, tendremos equipos productivos durante muchotiempo.Este mantenimiento se conoce con las siglas LEM(Lubricación, electricidad, Mecánica)

6.4. MANTENIMIENTO COMBINADO

EN

UNA

CENTRAL

DE

CICLO

¿Cuálessonlasfuncionesylosestándaresdefuncionamientoencada sistema? ¿Cómo falla cada equipo? ¿Cuál es la causa de cada fallo? ¿Qué consecuencias tiene cada fallo? ¿Cómo puede evitarse cada fallo? ¿Qué debe hacerse si no es posible evitar un fallo? Elprocesoatraviesaunaseriedefasesparacadaunodelossistemasenque descomponerse la planta:

puede

Fase0:Codificación ylistadodetodoslossubsistemas,equiposyele- mentos que componen el sistema que se está estudiando. Recopilación de esquemas, diagramas funcionales, diagramas lógicos, etc. Fase 1: Estudio detallado del funcionamiento del sistema. Listado de funcionesdelsistemaensuconjunto.Listadodefuncionesdecadasub- sistema y de cada equipo significativointegrado en cada subsistema.

Fase2:Determinacióndelosfallosfuncionalesyfallostécnicos.

Fase3:Determinacióndelosmodosdefalloocausasdecadaunodelos encontrados en la fase anterior.

fallos

Fase4:Estudiodelasconsecuenciasdecadamododefallo.Clasificacióndelosfallosencríticos,importantesotolerablesenfuncióndeesas consecuencias.

Fase 5: Determinación de medidas preventivas que eviten o atenúen los efectos de los fallos.

Fase6:Agrupacióndelasmedidaspreventivasensusdiferentescategorías: elaboración del plan de mantenimiento, lista de mejoras, planes de formación y procedimientos de operación y de mantenimiento.

Fase 7: Puesta en marcha de las medidas preventivas. Un problema de enfoque: ¿Rcmaplicado a equipos críticos o a toda la planta? Como se ha dicho, RCM es una técnica que originalmentenació en el sector delaaviación.Elprincipalobjetivoeraasegurarqueunaviónnofallaseen

Pleno vuelo, pues no hay posibilidad de efectuar una reparación si se produce un fallo a, por ejemplo, 10.000 metros de altura. El segundo objetivo, casi tan importantecomoelprimero,fueaseguraresafiabilidadalmínimocosteposible, pues resultaba económicamente inviable un mantenimiento que basaba la fiabilidad delainstalación(elavión)enlasustituciónperiódicadetodossus componentes. Es importante recordar que esta técnica se aplica a todo el avión, no sólo a unequipoenparticular.Eselconjuntoelquenodebefallar,ynoalgunodesus elementosindividuales,pormuyimportantesquesean.RCMseaplicaalosmotores,p erotambiénseaplicaaltrendeaterrizaje,alasalas,alainstrumentación, al fuselaje, etc. LamayorpartedelasindustriasqueaplicanRCM,sinembargo,noloaplican atodalainstalación.Engeneral,seleccionanunaseriedeequipos,denominados‘equi pos críticos’, y tratan de asegurar que estos equipos no fallen. Elestudiodefallosdecadaunodeestosequipossehaceconungradodeprofundidadta nelevadoqueporcadaequiposeidentificancientos(sinomiles)de modos de fallo potenciales, y para el estudio de cada equipo crítico se emplean meses, incluso años. Pero,¿quéocurreconel restodelosequipos?El mantenimiento del restose elabora atendiendoalasrecomendaciones delosfabricantes yalaexperiencia delostécnicosyresponsablesdemantenimiento.Enelmejordeloscasos,sólo se estudian susfallos y sus formas de prevenirlos después de que éstos se produzcan,cuandoseanalizanlasaveríassufridasenlainstalación,ysehacepoca cosa por adelantarse a ellas. Cuando tras meses o años de implantación del RCM se observan los logros obtenidosylacantidaddedineroyrecursosempleadosparaconseguirlos,elresultado sueleserdesalentador:unavancemuypequeño,losproblemasrealesde laplantanosehanidentificado,elRCMnohacontribuidoaaumentarlafiabilidadoladis ponibilidaddelaplanta,yloscostesdemantenimiento,teniendoen cuenta la cantidad de dinero invertida en estudio de fallos, han aumentado. Pasarán muchos años antes de obtener algún resultado positivo. Lo más probable es que se abandone el proyecto mucho antes, ante la ausencia de resultados. Es posible que esa forma de plantear el trabajo, dirigir el RCM a los equiposcríticos,pudierasercorrectaendeterminadasplantas,peroesdudosamente viableenunacentraldeciclocombinado.Lainstalaciónpuedepararse,incluso porperiodosprolongadosdetiempo,porequiposoelementosquenosuelen perteneceraesacategoríadeequiposcríticos.Eselcasodeunatubería,odeuna válvulasencilla,ouninstrumento.Estamosacostumbradosapensarenequipos críticoscomoequiposgrandes,significativos,yavecesolvidamosqueunsimpletornill opuedepararunaplanta,conlaconsiguientepérdidadeproduccióny los costes de arranque asociados. Porquenosonlosequiposlosquesoncríticos,sinolosfallos.Unequiponoes críticoensímismo,sinoquesuposiblecriticidadestáenfuncióndelosfallosque

pueda

tener. Considerar un equipo crítico no aporta, además, ninguna información que condicione un planteamiento acerca de su mantenimiento.

Si por ser crítico debemosrealizarunmantenimientomuyexhaustivo,puede resultar queestemos malgastandoesfuerzoydineroenprevenirfallosdeunpresuntoequipocríticoque seanperfectamenteasumibles.Repetimos,pues,queeslaclasificacióndelosfallos encríticosono-críticosloquenosaportainformaciónútilparatomardecisiones,y nolaclasificacióndelosequiposensímismos. Portanto,¿debemosdirigirelmantenimientocentradoenfiabilidadaunconjunto reducido de equipos o a toda la planta? La respuesta, después de todo lo comentado, esobvia: debemosdirigirlo atodalaplanta. Debemosidentificar losposiblesfallosentodalaplanta,clasificarestosfallossegúnsucriticidad, y adoptar medidas preventivas que los eviten o minimicen sus efectos, y cuyo costeseaproporcionalasuimportanciayalcostedesuresolución(costeglobal, no sólo coste de reparación). Deestaforma,antesdecomenzareltrabajo,esnecesarioplanificarlo de forma que se asegure que el estudio de fallos va a abarcar la totalidad de la instalación.

Unabuenaideaesdividirlaplantaenlossistemasprincipalesquelacomponen,yestudi arcadaunodeellosconelniveldeprofundidadadecuado.Estudiar cadasistemaconunaprofundidadexcesivaacabarásobrecargandodetrabajo alos responsables del estudio, por lo que los resultados visibles se retrasarán, y secorreelriesgo nuevamentedehacerloinviable. Enlossiguientesapartados se detalla cuál es la profundidad adecuada con la que puede abordarse el estudio de fallos en cada sistema. Porejemplo,lossistemasprincipalesenquepodríadividirseunacentral Térmica de ciclo combinado podrían ser los siguientes: Porejemplo,lossistemasprincipalesenquepodríadividirseunacentraltérmica ciclo combinado podrían ser los siguientes:          

Turbina de gas. Turbina de vapor. Generador. Refrigeración. Planta de tratamiento de agua. Alta tensión. Estación de gas. Caldera y ciclo agua-vapor. Sistema contra incendios. Edificiosy obra civil.

Divididalaplantaenesosdiezsistemasprincipales,yacordadohastaquénivelsevanaestudiarlosfallos,esfácilyasequibleextenderelestudiodefallosa todalaplanta.Unavezdivididaydeterminadosloslímitesdecadaunodeestos

de

sistemas,puedecomenzarseaplicandolasfasesquesedescribenacontinuación cada uno de ellos. Fase 0: Listado y codificaciónde equipos Eslafasemásrápidaenunacentraltérmica,puescasitodasellashanadoptadounsistemadecodificaciónestándardenominadoKKS9,ytodosloselementos queintegranlaplantatienensucorrespondientecódigo.Nisiquieraseconsidera unafaseensímisma,yaqueconseguridadtodaslasplantastienenestacodificaciónrealizada.Porsupuesto,encasodequelaplantanotuvieracodificadoslos elementos que la integran, habría que empezar por realizar este trabajo.

a

Fase 1: Listado de funciones y sus especificaciones Completarestafasesignificadetallartodaslasfuncionesquetieneelsistema queseestáestudiando,cuantificandocuandoseaposiblecómosellevaacaboesa función(especificaciónaalcanzarporelsistema). Porejemplo,sianalizamosunacaldera,sufunciónesproducirvaporenunas condicionesdepresión,temperaturaycomposicióndeterminadas,yconuncau- dal dentro de un rango concreto. Si no se alcanzan los valores correctos, entenderemos que el sistema no está cumpliendo su función, no está funcionando correctamente, y diremos que tiene un ‘fallo’. Paraqueelsistemacumplasufuncióncadaunodelossubsistemasenque sesubdividedebencumplir lasuya.Paraello,seránecesariolistartambién funciones de cada uno de los subsistemas.

las

Por último, cada uno de los subsistemas está compuesto por una serie de equipos. Posiblemente fuera conveniente detallar la función de cada uno de estos equipos y elementos, por muy pequeños que sean, pero esto haría que el trabajofuerainterminable,yquelosrecursosquedeberíamosasignarparala KKS: Krafwerk Kennzeichen System, un sistema de clasificaciónde equipos y componentes en plantas de proceso.

identificacióny

Realización de este estudio fueran tan grandes que lo harían inviable. Por ello, nosconformaremoscondetallarlasfuncionesdeunospocosequipos,quedenominaremos ‘equipos significativos’.

Tendremos, pues, tres listados de funciones: Las funciones del sistema en su conjunto. Lasfuncionesdecadaunodelossubsistemasquelocomponen. Lasfuncionesdecadaunodelosequipossignificativosdecadasubsistema. Fase 2: Determinación de fallos funcionales y fallos técnicos

Un fallo es la incapacidad de un ítem para cumplir alguna de sus funciones. Por ello, si realizamos correctamente el apartado anterior, es muy fácil determinar losfallos: tendremos unposible fallo porcada función que tenga el ítem (sistema, subsistema o equipo). Puede ser conveniente hacer una distinción entre fallos funcionales y fallos técnicos.Definiremoscomofallofuncionalaquelfalloqueimpidealsistemaen suconjunto cumplir sufunción principal. Naturalmente, sonlos más importan tes.Veamos un ejemplo. Un sistema de refrigeración, para cumplir su función, necesita cumplir una seriedeespecificaciones.Lasmásimportantesson:caudaldeaguaderefrigeración, temperatura, presión y composición química. Un fallo funcional del sistema de refrigeración puede ser: Caudal insuficientede agua de refrigeración Seráunfallofuncionalporqueconuncaudalinsuficienteesimposiblequeel sistema de refrigeración pueda cumplir su función, que es refrigerar. La planta probablemente parará o verá disminuida su capacidad por este motivo. Los fallos técnicos afectan tanto a sistemas como a subsistemas o equipos. Un fallo técnico es el que, aunque no impide al sistema cumplir su función, supone un funcionamiento anormal de una parte de éste.

Estosfallos,aunquedeunaimportancia menorquelosfallosfuncionales, suponenfuncionamientos anormales quepueden suponerunadegradación acelerada del equipo y acabar convirtiéndose en fallos funcionales del sistema. La fuentes de información para determinar los fallos (y los modos de fallo que veremos en el apartado siguiente) son muy diversas. Entre las principales podemos citar las siguientes: • Histórico de averías El histórico de averías es una fuente de información valiosísima a la hora de determinar losfallos potenciales deunainstalación. El estudio del comportamiento de una instalación, equipo o sistema a través de los documentos en los

queseregistranlasaveríaseincidencias quepuedahabersufridoenelpasado nos aporta una información esencial para la identificaciónde fallos.

En algunas plantas no existe un archivo histórico de averías suficientemente fiable,un archivo en el que se hayan registrado de forma sistemática cada una de lasaveríasquehayatenidocadaequipoenunperiododeterminado.Peroconalgo deimaginación,siempreesposiblebuscarunafuentequenospermitaestudiarel historialdelequipo:

 



Estudiodelospartesdetrabajo,deaverías,etc.Agrupandolospartesde trabajoporequiposesposiblededucirlasincidenciasquehanafectadoala máquinaenunperiododeterminado. Facturas de repuesto. Es laborioso, pero en caso de necesitarse, puede recurrirse al departamento de contabilidad para que facilite las facturas del material consumido en mantenimiento en un periodo determinado (preferiblementelargo,cincoañosporejemplo).Deestainformaciónesposible deducirlasincidenciasquehanpodidoafectaralequipoqueseestudia. Diariosdeincidencias.Elpersonalaturnosutilizaenocasionesdiarios enlosquerefleja losincidentessufridos,comomedioparacomunicárselosal turnosiguiente. Del estudio de estosdiarios también es posible obtener información sobre averías e incidentes en los equipos.

En otras plantas, la experiencia acumulada todavía es pequeña. Hayque recordarquelasplantasdeciclocombinadosuponenelempleodeunatecnología relativamente nueva, y es posible que la planta objeto de estudio lleve poco tiempo en servicio. • Personal de mantenimiento Siempreesconvenienteconversarconcadaunodelosmiembrosquecomponenlapla ntilla,paraquedensuopiniónsobrelosincidentesmáshabituales y las formas de evitarlos. Esta consulta ayudará, además, a que el personal de mantenimiento se implique en el RCM. Como veremos en el apartado correspondiente, la falta de implicación del personal de mantenimiento será una dificultad para la puesta en marcha del plan de mantenimiento resultante. • Personal de operaciones Igualqueenelapartadoanterior,laconsultaalpersonaldeoperaciones nosayudaráaidentificar losfallosquemásinterfieren enlaoperacióndela planta. •Diagramas lógicos y diagramas funcionales Estosdiagramassuelencontenerinformaciónvaliosa,inclusofundamental,para determinar las causas que pueden hacer que un equipo o un sistema se detengan o quesedisparensusalarmas.Losequipossuelenestarprotegidoscontradeterminadosfallos,bienmostrandounaalarmacomoavisodelfuncionamientoincorrecto, biendeteniéndolosoimpidiendoqueseponganenmarchasinosecumplendeterminad ascondiciones.Elestudiodelalógicaimplementadaenelsistemadecontrol puedeindicarnosposiblesproblemasquepudieratenerlainstalación.

Fase 3: Determinación de los modos de fallo Una vez determinados todos los fallos que pueden presentar un sistema, un subsistemaounodelosequipossignificativos quelocomponen,debenestudiarse los modos de fallo. Podríamos definir‘modo de fallo’como la causa primaria de un fallo, o como las circunstancias que acompañan un fallo concreto. Supongamoselsistema‘circuitoaguavapor’yelsubsistema‘aguadealimentación’.Unodelosfallosquepuedepresentaresel siguiente: El nivel del tanque de agua de alimentación es bajo     

Los modos de fallo, o las causas que pueden hacer que ese nivel sea bajo pueden ser las siguientes: Las bombas de condensado no impulsan agua desde el condensador. Latuberíaqueconduceelaguadesdelasbombasdecondensadoestá obstruida Latuberíaqueconduceelaguadesdelasbombasdecondensadotiene una rotura. Válvula de recirculaciónde lasbombasdel condensadorestá totalmente abierta.

    

Fugaimportanteenlacaldera,enalgunodeloscircuitos(alta,mediao baja presión). Fugaoroturaenelcuerpodeltanquedeaguadealimentación. Fugaoroturaenlatuberíadesalidadeltanquehacialasbombasdealta, media o baja presión. Válvula de drenaje abierta o en mal estado. El sistema de control de nivel no funciona correctamente.

Cadafallo,funcionalotécnico,puedepresentar,comovemos,múltiplesmodosdefallo .Cadamododefallopuedetenerasuvezmúltiplescausas,yéstasa su vez otras causas, hasta llegar a lo que se denomina ‘causas raíces’. Noobstante, laexperiencia demuestra quesisetrata dehacerunestudiotan exhaustivo, los recursos necesarios son excesivos. El análisis termina abandonándose con pocos avances, se bloquea. Portanto,esimportantedefinirconquégradodeprofundidadsevanaestudiarlosmodo sdefallo,deformaqueelestudioseaabordable,seatécnicamente factible. Es aconsejable estudiar modos de fallo y causas primarias de estos fallos, y no seguir profundizando. De esta forma, perderemos una parte de la informaciónvaliosa, peroacambio, lograremos realizar elanálisis defallosdetodala instalación con unos recursos razonables y en un tiempo también razonable. Recordemos que, según Pareto, el 20% de las causas son responsables del 80% de los problemas.

Con la lista de los posibles modos de fallo de cada uno de los identificados anteriormente, estaremos en disposición de abordar el siguiente punto: el estudio de la criticidad de cada fallo. Fase 4:estudio de las consecuencias de los fallos. criticidad El siguiente paso es determinar los efectos de cada modo de fallo y, una vez determinados, clasificarlossegún la gravedad de las consecuencias. Laprimerapreguntaaresponderencadamododefalloes,pues:¿qué pasasiocurre?Unasencillaexplicacióndeloquesucederáserásuficiente. Apartirdeestaexplicación,estaremosencondicionesdevalorarsusconsecuencia s para la seguridad y el medio ambiente, para la producción y para el mantenimiento. Consideraremostresposiblescasos:queelfalloseacrítico,queelfallosea importante o que sea tolerable. Enloreferentealaseguridadyalimpactomedioambientaldelfallo,consideraremosqu eelfalloescríticosiexistenciertasposibilidadesdequepuedaocurrir, y ocasionaría un accidente grave, bien para la seguridad de las personas o bien paraelmedioambiente.Consideraremosqueesimportantesi,aunquelasconsecuen ciasparalaseguridadyelmedioambientefuerangraves,laprobabilidadde

queocurraelfalloesbaja.Porúltimo, consideraremos queelfalloestolerable si el fallo tiene poca influenciaen estos dos aspectos.

En cuanto a la producción, podemos decir que un fallo es crítico si el fallo supone una parada de planta, una disminución de la potencia neta o del rendimiento,yademás,existeciertaprobabilidaddequeelfallopudieraocurrir.Sila posibilidadesmuybaja,aunquepuedasuponerunaparadaoafectealapotencia oalrendimiento,elfallodebeserconsideradocomoimportante.Yporúltimo, el fallo será tolerable si no afecta a la producción. Desdeelpuntodevistadelmantenimiento,sielcostedelareparación(dela suma del fallomás otrosfallos que pudiera ocasionar ese) supera una cantidad determinada (por ejemplo, 10.000 Euros), el fallo será crítico. Será importante siestáenunrangoinferior(porejemplo, entre 1000y10.000Euros)yserá tolerable por debajo de cierta cantidad (por ejemplo, 1000 Euros). Las cantidadesindicadas sonmeras referencias, aunque pueden considerarse aplicables en muchos casos. Enresumen,paraqueunfalloseacrítico,debecumpliralgunadeestas Condiciones: Quepuedaocasionarunaccidentequeafectealaseguridadoalmedioambiente,yqueexi stanciertasposibilidadesdequeocurra.

Quesupongaunaparadadeplantaoafectealapotencianetadelaplanta o a su rendimiento (consumo de combustible por Kw/h generado). Quelareparacióndelfallomáslosfallosqueprovoqueéste(fallossecundarios) superior a cierta cantidad.

sea

Nodebecumplirningunadelascondicionesquelohagancrítico. Debe cumplir alguna de estas condiciones: – Quepuedaocasionarunaccidentegrave,aunquelaprobabilidadse a baja. – Quepuedasuponerunaparadadeplanta,oafecteapotenciay/orendi miento,peroquelaprobabilidaddequeocurraseabaja.

– Que el coste de reparación sea medio. Paraqueunfallopuedaserconsideradotolerable,nodebecumplirningunacondiciónq uelehagasercríticooimportante,yademás,debetener poca influenciaen seguridad y medioambiente, no afectar a la producción de la planta y tener un coste de reparación bajo. Fase 5: Determinación de medidas preventivas Determinadoslosmodosdefallodelsistemaqueseanalizayclasificadosestosmodosdefallosegúnsucriticidad,elsiguientepasoesdeterminarlasmedipreventivas que permiten bien evitar el fallo o bien minimizar sus efectos.

das

Las medidas preventivas que se pueden tomar son de cinco tipos: tareas de mantenimiento,mejoras,formacióndelpersonal,modificacióndeinstrucciones deoperaciónymodificación deinstruccionesdemantenimiento.Estudiemos cada una de ellas con mayor detalle. Tareas de mantenimiento Son los trabajos que podemos realizar para cumplir el objetivo de evitar el falloominimizarsusefectos.Lastareasdemantenimientopueden,asuvez,ser de los siguientes tipos: Tipo1:Inspeccionesvisuales.Veíamosquelasinspeccionesvisualessiem- pre son rentables. Sea cual sea el modelo de mantenimiento aplicable, las inspeccionesvisualessuponenuncostemuybajo,porloquepareceinteresanteecharunvistazoatodoslosequiposdelaplantaenalgunaocasión.

Tipo2:Lubricación.Igualqueenelcasoanterior,lastareasdelubricación, por su bajo coste, siempre son rentables

Tipo3:Verificacionesdelcorrectofuncionamientorealizadosconinstrumentospropiosdelequipo(verificacioneson-line).Estetipodetareascon- sisten en la toma de datos de una serie de parámetros de funcionamiento utilizandolospropiosmediosdelosquedisponeelequipo.Son,porejem-

plo,laverificacióndealarmas,latomadedatosdepresión,temperatura, vibraciones,etc.Sienestaverificaciónsedetectaalgunaanomalía,sedeben: tabla 10.2. Niveles sonoros y sus efectos en personas. nivel sonoro en dB

Efectos nocivos Dificultaden conciliar el sueño

30

Pérdida de calidad del sueño

40

Dificultaden la comunicación verbal

45

Probable interrupción del sueño

50

Malestar diurno moderado

55

Malestar diurno fuerte

65

Comunicación verbal extremadamente difícil

75

Pérdida de oído a largo plazo

110 - 140

Pérdida de oído a corto plazo

Lospuntosquegenerannivelesderuidoapreciablesenunacentraldeciclo combinado son los siguientes: Trendepotencia(turbinadegas,turbinadevapor,generador).Constituyenlaprincipal fuentederuido,connivelessuperioresalos90dB.Para disminuirlo,seenvuelvenestosequiposconunamantaaislantesujeta a la carcasa. Con ello se minimiza el ruido al exterior y las pérdidas de calor.Además,cadaunodeesosequiposse‘encierra’enunrecintoque loaíslaacústicamentedelexterior Elconjuntodeltrendepotenciasesitúa enunanavecuyasparedesestán formadasnormalmenteporpaneles acústicos,queprotegenelconjuntodelasinclemenciasmeteorológicas yevitanqueelruidosalgaalexterior. Elresultadofinal esquedesdeel exteriordelacentral(inclusodesdeelexteriordelanave)nosepercibeen absoluto ninguna variación del nivel sonoro, al ser menor que el ruido de fondo. Transformadores.Generanunruidoconstantedebajafrecuencia(50Hz, lafrecuenciadelacorrientealterna).Elnivelnoesmuyalto(unos30dB aunmetrodedistanciadeltransformadorprincipal)ysemantienecomo un ruido de fondo constante.

Bombas de agua de alimentacióna caldera. Las bombas de alta presión suelenser las más ruidosas, y por ello,se sitúanen elinteriorde receptáculos insonorizados. Las bombas de media y baja presión emiten un nivel sonoro aceptable, por debajo de los 50 dB

Bombas de agua de refrigeración. Suelen ser de gran tamaño, pero su nivel sonoro es bajo, por lo que en general ni siquieraestán dentro de recintos aislados. Ventiladoresdetorrederefrigeraciónodeaerocondensadores.Elruido de estos equipos a muy corta distancia es alto, pero la propia constitución de éstos hace que el ruido que se transmite al exterior sea casi inapreciable. Válvulas de seguridad de caldera. Cuando se produce la apertura de las válvulas de seguridad, el sonido puede apreciarse a cierta distancia. Compresordegas.Elcompresordegasenfuncionamientoproduceunnivelsonorobas tanteapreciable,porloquebienelconjuntomotor-compresor obientansóloésteúltimosuelensituarsedentrodeunreceptáculo insonorizado. Elresultadofinaldelasmedidascorrectorasquesetomanparareducirelnivel deruidoesqueenelinteriorsonmuypocaslaszonasquenecesitandeprotectores acústicos(normalmentetansóloenelinteriordelosreceptáculosinsonorizados), porloqueesposiblerealizarlostrabajosnormalesenunacentralsinningúntipo deprotecciónauditiva.Enelexteriordelacentralelruidoquesetransmiteesrealmentebajo,yesdifícildistinguirdesdefuerasilacentralestáenmarchaoparada únicamentetomandocomoreferenciaelruidoqueseaprecia.