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UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO EN AUTOMÁTICA Y ELECTRÓNICA INDUSTRIAL
PROYECTO FIN DE CARRERA
CONTROL REMOTO DE LA CARGA Y DEL SUMINISTRO DE COMBUSTIBLE DE UNA CENTRAL DE CICLO COMBINADO
AUTOR:
Germán Agudo Agudo MADRID, Junio de 2005
Autorizada la entrega del proyecto: Control Remoto de la Carga y del Suministro de Combustible de una Central de Ciclo Combinado
Realizado por Germán Agudo Agudo
VºBº del Director del proyecto
Firmado: Jaime Navarro Ocón Fecha: 07/Junio/2005
VºBº del Coordinador de proyectos
Firmado: Álvaro Sánchez Miralles Fecha: 08/Junio/2005
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PFC_RESUMEN
RESUMEN Es bien conocido por todos el papel tan importante que está adquiriendo actualmente el medio ambiente en el sector industrial. Con el fin de permitir el desarrollo sostenible, han surgido mejores tecnologías, siendo una de ellas las Centrales de Ciclo Combinado.
Los Ciclos Combinado son centrales eléctricas altamente eficientes, de bajos costes de inversión en comparación con el resto de centrales de generación de electricidad, menor plazo de ejecución, con una gran flexibilidad de operación y con un menor impacto ambiental, gracias entre otras cosas al uso del Gas Natural como combustible. Estas centrales constan de una o varias turbinas de gas, una caldera de recuperación en la que el calor sensible de lo gases de escape de aquellas producen vapor de agua y una o varias turbinas de vapor. La energía eléctrica se produce en los generadores acoplados a las turbinas de gas y vapor.
El Gas Natural es un buen combustible ya que no contiene azufre en su composición, causante de las lluvias ácidas. La composición del Gas Natural es fácilmente controlable, no presenta problemas de almacenamiento, su coste de utilización es menor que el de otros combustibles derivados del carbón y del petróleo, es un combustible limpio y de alto rendimiento y permite reducir el precio del Kilovatio/hora generado por sus menores costes de capital.
Los Ciclos Combinados varían su carga con rapidez (en comparación con las centrales nucleares o térmicas), el mínimo técnico al que es posible operar la central de forma estable es bajo y el periodo de arranque y parada es corto (entre 3 y 6 horas para el arranque, y alrededor de una hora para la parada).
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PFC_RESUMEN
En esas condiciones, es posible subir carga durante las horas punta, las horas de mayor demanda energética, y bajar carga hasta su mínimo técnico durante las horas valle, incluso parar la central diariamente durante esos periodos con bajas necesidades energéticas en la red. El presente proyecto se ha realizado en colaboración con Empresarios Agrupados S.A. durante la realización de prácticas en dicha entidad en el departamento de Instrumentación y Control. Recoge los trabajos realizados que son necesarios para automatizar el suministro de combustible a la Turbina de Gas y el control de la carga de la Planta. Ambos controles se realizan desde el Sistema de Control Distribuido de la Planta.
El principal sistema de control de una Central de Ciclo Combinado es el Sistema de Control Distribuido (SCD). En esta arquitectura, la responsabilidad de la acción de control se distribuye en distintos niveles conectados entre sí por medio de los sistemas de comunicaciones. De esta forma se consigue optimizar cada operación en particular y también el funcionamiento global del conjunto.
1. Objetivos Los objetivos del presente proyecto son:
1. Analizar las Centrales de Ciclo Combinado desde los siguientes puntos de vista: - Descripción funcional. - Aspectos positivos y limitaciones. - Tipos de combustible que requieren. - Impacto ambiental. - Operación y mantenimiento. - Sistemas de control. - etc.
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2. Control del suministro de combustible:
El Gas Natural transcurre por tres zonas: 1.- Acometida Interior: Comprende el tramo entre la posición de válvulas de la compañía suministradora y la entrada a la ERM.
2.- Estación de Regulación y Medida (ERM): Con capacidad para dar el 100 % del caudal necesario a la turbina de gas y a la caldera auxiliar.
3.- Línea de Distribución: Comprende las tuberías, accesorios, y equipos a instalar desde la ERM hasta el compartimento de válvulas de la turbina de gas y hasta la caldera auxiliar. La ERM es un sistema paquete que es suministrado con sus propios sistemas de control y supervisión autónomos. El objetivo es desarrollar la interfase con el Sistema de Control Distribuido para realizar el control y la supervisión de la planta paquete de forma remota.
Por otro lado, también se han realizado los diagramas de control necesarios para controlar el suministro de Gas Natural, desde el Sistema de Control Distribuido, a través de la Línea de Distribución.
3. Control de la carga:
El objetivo es desarrollar la interfase para controlar desde el Sistema de Control Distribuido la Potencia Activa y la Potencia Reactiva de la Planta. También se ha desarrollado la lógica para proporcionar la
Temperatura de Ajuste
(temperature matching) al Mark VI, cuya misión es ajustar la temperatura del vapor con la temperatura del metal de la Turbina de Vapor antes de empezar a admitir vapor de alta presión, condición indispensable para empezar a cargar.
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4. Desarrollar los gráficos de proceso tanto del suministro de combustible como del control de la carga:
Desde las estaciones de operación/supervisión es posible controlar, mediante los gráficos de proceso, todas las áreas cubiertas por el SCD en modo automático o manual (actuar sobre las válvulas, cambiar los puntos de consigna, etc.).
También permite vigilar el estado de todas las variables mediante gráficos sinópticos de proceso, alarmas, tendencias, informes de impresoras, etc.
2. Recursos Partiendo de los siguientes recursos se han realizado los diagramas lógicos y los gráficos de proceso para cada sistema:
- Diagrama de Flujo o P&ID: Representan la disposición física de los instrumentos y equipos mecánicos, tuberías, etc.
- Descripción Funcional de cada sistema.
- Lista de entradas y salidas al Sistema de Control Distribuido (analógicas y binarias, cableadas) con todas las características necesarias para su configuración en el SCD (tipo de señal, rango, unidades, valores límite de alarma, etc.)
- Lista de entradas y salidas Modbus al SCD (señales software), con todas las características necesarias para su configuración en SCD.
Los Diagramas Lógicos de Control se han desarrollado siguiendo la normativa europea IEC 117-15 mediante bloques lógicos (puertas lógicas, flip-flops, retardos, bloques de regulación, limitadores, selectores de alta y de baja, etc.).
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3. Resultados Este proyecto está basado en las tareas en las que el proyectista ha colaborado en un proyecto real LAVRION V-CCPP encargado por la corporación griega Public Power Corporation S.A.
La verificación del correcto funcionamiento de los diseños de los Diagramas Lógicos de Control (pruebas FAT) se realiza con el apoyo de la empresa americana Foxboro S.A. mediante herramientas como la aplicación Foxdraw que permite construir y preconfigurar gráficos mediante una librería de más de 1200 bloques gráficos típicos y símbolos.
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PFC_SUMMARY
SUMMARY It is known by all people the important paper that it is acquiring nowadays the environment in the industrial sector. With the purpose of allowing the sustainable development, better technologies have arisen, being one of them the Combined Cycle Power Plants.
The Combined Cycle Power Plants are highly efficient, of low costs of investment in comparison with the rest of Power Plants, the time schedule for construction is smaller and it has a great flexibility of operation and a lower environmental impact compared witch others Power Plants, thanks to the use of the Natural Gas like fuel.
These Power Plants consist of one or several gas turbines, one or several Heat Recovery Steam Generators (HRSG) in which the exhaust gases of those produces water steam, and one or several steam turbines. The power is generated in the generators connected to the turbines of gas and steam.
The Natural Gas does not contain sulphur in his composition; sulphur is the cause of acid rains. The composition of the Natural Gas is easily controlable, does not present storage problems, its cost of use is smaller than others fuels derived from the coal and petroleum, is a clean fuel and of high efficiency and allows to reduce the price of the Kilowatt/hour generated by its smaller costs of capital.
The Combined Cycles can vary their load quickly (in comparison with the nuclear or thermal power plant), the technical minimum which it is possible to operate the power plant of stable form is low and the period of starting and shutdown is short (between 3 and 6 hours for the starting, and around one hour for the shutdown).
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PFC_SUMMARY
In those conditions, it is possible to raise the load during the rush hours, the hours of greater power demand, and it is possible to lower the load until its technical minimum during the valley hours and even to stop the power plant daily during those periods with low power necessities in the network.
The present project has been developped in collaboration with Empresarios Agrupados S.A. through practices in this organization in the department of Instrumentation and Control. This project contains the works that are necessary to automate the fuel supply to the Gas Turbine and the load control of Plant. Both controls are configured in the Distributed Control System of Plant (DCS).
The main system of control of a Combined Cycle Power Plant is the DCS. In this architecture, the responsibility of the control action is distributed to each other in different levels connected by a communication system. Of this form one is able to optimize each operation and the global operation of the set.
1. Objectives 1. To analyze the Cycle Combined Power Plant from the following points of view:
- Functional Description. - Positive Aspects and limitations. - Types of fuel that they require. – Environmental Impact. - Operation and maintenance. - Systems of control.
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2. Control of the fuel supply:
The Natural Gas goes by three zones:
1. - Inner Entrance: It includes the section between the position of valves of the providing company and the entrance to the ERM.
2. - Regulation and Measure Station (RME): With capacity to give 100 % of the necessary volume to the turbine of gas and to the auxiliary boiler.
3. – Distribution Line: It includes the pipes, accessories, and equipment to install from the ERM to the compartment of valves of the gas turbine and to the auxiliary boiler.
The ERM is a package system that is provided with its own control and supervision systems. The objective is to develop the interphase with the Distributed Control System to make the control and the supervision of the package system of remote form.
On the other hand, it has been made the necessary Logic Control Diagrams to control and supervise the Natural Gas supply, from the Distributed Control System, through the Distribution Line.
3. The load control:
The objective is to develop the interface to control from the Distributed Control System the Active Power and the Reactive power of Plant. Also it has been developed the logic to provide the Temperature Matching to the Mark VI, whose mission is to match the steam temperature to the steam turbine metal temperature before admitting high pressure steam, necessary condition to start loading.
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PFC_SUMMARY
4. To develop the fuel supply and the load control process graphics:
From the remote operation/supervision stations it is possible to control, by means of the process graphics, all the areas covered by the DCS in automatic or manual way (to act on the valves, to change the set points, etc.).
Also it allows watching all the variables states by means of process, alarms, tendencies, printers information synoptic graphics, etc.
2. Resources - Flow Diagram or P&ID: It represents for each system the pipes, mechanical equipments, and the instruments to control and supervise the system.
- Functional Description.
- DCS Input/Output Signals List (analogue and binary, hardwired) with all the necessary characteristics for its DCS configuration (signal type, electrical range, engineering units, alarm limit, etc.).
- DCS Input/Output Modbus Signals, with all the necessary characteristics for its DCS configuration.
The Logic Control Diagrams have been developed following European standard IEC 117-15 by means of logical blocks (logics gates, flip-flops, delays, regulation blocks, limiters, selectors, etc.).
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3. Results This project is based on the works in which the designer has collaborated in a real project, LAVRION V-CCPP, entrust by the Greek corporation: Public Power Corporation S.A.
The correct operation verification of the Logic Control Diagrams (FAT test) is made with the support of the American company Foxboro S.A. by means of tools like the Foxdraw application that allows to construct and to perform graphics by means of more than 1200 typical graphical blocks and symbols.
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DOCUMENTO Nº 1 MEMORIA
Parte I Memoria Prólogo _________________________________________________________ 4
Capítulo 1 Introducción____________________________________________6 1
Motivación del proyecto __________________________________________ 6
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Objetivos_______________________________________________________ 7
Capítulo 2 Introducción a los Ciclos Combinados _______________________9 1
Definición del Ciclo Combinado____________________________________ 9
2
Aspectos positivos y limitaciones de los C.C._________________________ 10
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Tipos de combustible de un C.C. ___________________________________13 3.1 Gas Natural _______________________________________________ 13 3.2 Gasificación del carbón ______________________________________ 15
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El sector eléctrico europeo: Relacción con el medio ambiente __________ 17 4.1 Emisiones europeas y protocolo de Kyoto _______________________ 17 4.2 Impacto ambiental de los C.C.________________________________ 19
Capítulo 3 Descripción de la tecnología del C.C. _______________________21 1
Descripción funcional ___________________________________________ 21
2
Algunas consideraciones termodinámicas ___________________________ 23
3
Instalación de la turbina de gas y de vapor__________________________ 24
Capítulo 4 Operación y mantenimiento de los C.C. _____________________28 1
Operación de un C.C. ___________________________________________ 29 1.1 Regímenes de operación _____________________________________ 29 1.2 Arranques y variaciones de carga: Incidencia en el estado técnico de la planta ____________________________________________________ 30
2
Mantenimiento de un C.C. _______________________________________ 31
Capítulo 5 Sistemas de Control de un C.C.____________________________35 1
Pirámide de Automatización _____________________________________ 35
2
Sistema de Control Distribuido (SCD) _____________________________ 37 2.1 Arquitectura del SCD _______________________________________ 38 2.2 Requisitos de las unidades de control y adquisición de datos _______ 38
3.
Red de comunicaciones __________________________________________ 43
4.
Estación de Operación/Supervisión _______________________________ 44
Capítulo 6 Metodología de Automatización ___________________________45 1.
Recursos ______________________________________________________ 45
2.
Criterios y terminología _________________________________________ 45
3.
Jerarquía de Control ____________________________________________ 46
4.
Diagramas Típicos de Control ____________________________________ 47
Capítulo 7 Control remoto del suminstro de combustible ________________50 1.
Estación de Regulación y Medida__________________________________ 50 1.1 Descripción Funcional_______________________________________ 51 1.2 Control Remoto de la ERM ___________________________________ 55
2.
Línea de Distribución ___________________________________________ 56 2.1 Descripción Funcional _______________________________________ 56 2.2 Control del Calentador Agua - Gas ____________________________ 59
Capítulo 8 Control remoto de la carga _______________________________64 1.
Control de la Temperatura de Ajuste _________________________ 66
2.
Modos de Control de la Carga _______________________________ 67
Capítulo 9 Resultados ____________________________________________70 Capítulo 10 Conclusiones _ _______________________________________ 75 Capítulo 11 Futuros desarrollos ____________________________________76
Bibliografia _____________________________________________________78 Estudio económico _______________________________________________79
ANEXOS A1. SIMBOLOGÍA A2. SISTEMA DE IDENTIFICACIÓN KKS A3. CRITERIOS PARA LOS GRÁFICOS DE PROCESO A4. SEÑALES DE ENTRADAS Y SALIDAS AL SCD A5. ARQUITECTURA DEL SCD
MEMORIA
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PFC_PRÓLOGO
PRÓLOGO El presente proyecto se ha realizado en colaboración con Empresarios Agrupados S.A. durante la realización de prácticas en dicha entidad en el departamento de Instrumentación y Control. Empresarios Agrupados desarrolla su actividad de ingeniería en las áreas de energía, espacio y defensa, y compite con las empresas líderes del sector.
El proyectista ha colaborado en la ingeniería de instrumentación y control de la Central de Ciclo Combinado LAVRION V (Grecia).
Los Ciclos Combinados son centrales eléctricas altamente eficientes, de bajos costes de inversión en comparación con el resto de centrales de generación de electricidad, menor plazo de ejecución, con una gran flexibilidad de operación y con un menor impacto ambiental, gracias entre otras cosas al uso del Gas Natural como combustible.
El presente proyecto consta de una primera parte cuyo objetivo es familiarizar al lector con los Ciclos Combinados y su tecnología, sus aspectos positivos y sus limitaciones, su impacto ambiental, sus distintos modos de operación así como sus sistemas de control, siendo el principal el Sistema de Control Distribuido (SCD) cuya filosofía se basa en distribuir los elementos de control en distintos niveles conectados entre sí.
La segunda parte del proyecto recoge por una parte los trabajos realizados que son necesarios para automatizar el suministro de combustible a la central y por otro lado los trabajos realizados que son necesarios para llevar a cabo el control de la carga (Potencia Activa y Reactiva) de la central. Ambos controles se implementan en el Sistema de Control Distribuido.
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PFC_PRÓLOGO
El motivo de haber elegido el control de estos dos sistemas de la central es, además de por su directa relación, por
estar relacionados ambos con las
principales características que ofrecen los Ciclos Combinados con respecto a otras centrales y que son, como ya mencionamos anteriormente, su gran flexibilidad en cuanto a operación se refiere ya que varían la carga con rapidez y los periodos de arranque y parada son cortos (en comparación con las centrales térmicas o las centrales nucleares) y porque gracias al uso del gas natural tienen menor impacto ambiental.
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CAPÍTULO 1
PFC_INTRODUCCIÓN
INTRODUCCIÓN
En este capítulo se recogen los principales motivos que han llevado a realizar el presente proyecto y se enumeran los objetivos que se han cubierto en el mismo.
1. Motivación del proyecto Es bien conocido por todos el papel tan importante que está adquiriendo actualmente el medio ambiente en el sector industrial, prueba de ello es el Protocolo de Kyoto, destinado a limitar las emisiones de 6 gases ( CO2 , CH 4 , N 2 O, HFC S , PFC S , SF6 ) y recientemente ratificado.
Con el fin de permitir el desarrollo sostenible, es decir, poder hacer compatible el desarrollo económico con una alteración no irreversible del medio ambiente, han surgido mejores tecnologías, siendo una de ellas las Centrales de Ciclo Combinado.
Los Ciclos Combinado son centrales eléctricas altamente eficientes, de bajos costes de inversión en comparación con el resto de centrales de generación de electricidad, menor plazo de ejecución, con una gran flexibilidad de operación y con un menor impacto ambiental, gracias entre otras cosas al uso del Gas Natural como combustible Estas centrales constan de una o varias turbinas de gas, una caldera de recuperación en la que el calor sensible de lo gases de escape de aquellas producen vapor de agua y una o varias turbinas de vapor. La energía eléctrica se produce en los generadores acoplados a las turbinas de gas y vapor. La caldera de recuperación puede llevar incorporados unos quemadores de gas, lo que permite producir vapor aun en el caso en el que los gases de escape, por paradas de las turbinas de gas, no aportan el calor suficiente como para satisfacer la demanda de las de vapor.
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PFC_INTRODUCCIÓN
El Gas Natural es el combustible ideal ya que no contiene azufre en su composición, causante de las lluvias ácidas. La composición del Gas Natural es fácilmente controlable, no presenta problemas de almacenamiento, su coste de utilización es menor que el de otros combustibles derivados del carbón y el Petróleo, es un combustible limpio y de alto rendimiento y permite reducir el precio del Kilowatio/hora generado por sus menores costes de capital. La incertidumbre que encierra el uso de este combustible es su precio en el futuro y la dependencia de otros países como Argelia.
2. Objetivos Los objetivos del presente proyecto son:
1. Analizar las Centrales de Ciclo Combinado desde los siguientes puntos de vista: - Descripción funcional. - Aspectos positivos y limitaciones. - Tipos de combustible que requieren. - Impacto ambiental. - Operación y mantenimiento. - Sistemas de control. - etc. 2. Control del suministro de combustible: El Gas Natural transcurre por tres zonas:
1.- Acometida Interior: Comprende el tramo entre la posición de válvulas de la compañía suministradora y la entrada a la ERM.
2.- Estación de Regulación y Medida (ERM): Con capacidad para dar el 100 % del caudal necesario a la turbina de gas y a la caldera auxiliar. 7
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PFC_INTRODUCCIÓN A LOS C.C.
CAPÍTULO 2 INTRODUCCIÓN A LOS CICLOS COMBINADOS 1. Definición del ciclo combinado Estamos asistiendo a un desarrollo extraordinario de una nueva tecnología de generación de energía eléctrica que utiliza el gas natural como combustible: el ciclo combinado. Las Centrales Térmicas de Ciclo Combinado presentan importantes ventajas sobre las centrales térmicas convencionales o nucleares. Se pueden destacar:
-
El menor coste de la inversión.
-
El menor plazo de ejecución.
-
La mayor flexibilidad de operación.
-
El menor impacto ambiental.
Si a las características generales de los Ciclos Combinados añadimos la liberalización de los mercados eléctricos facilitando la entrada de nuevos generadores y el hecho, al menos de partida, de un combustible barato, como es el gas natural, sobre el que profundizaremos más adelante, tendremos la explicación del entusiasmo por este tipo de instalaciones. El Ciclo Combinado permite una amplia variedad de configuraciones para adaptarse a las necesidades de cada mercado: subidas y bajadas rápidas de carga, cortos tiempos de arranque partiendo de máquina parada,…etc.
Una central de ciclo combinado utiliza turbinas de gas (TG), una tecnología barata y fácil de instalar, cuyo diseño se basa en superponer uno o varios ciclos de las mismas con un ciclo de turbina de vapor (TV). El calor no utilizado por uno de los ciclos se emplea como fuente de calor del otro.
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De esta forma la energía térmica de los gases calientes de escape del ciclo de la turbina de gas es aprovechada por una caldera de recuperación (HRSG) para la generación de vapor que es llevado a la Turbina de Vapor. Esta configuración permite un muy eficiente empleo del combustible.
Este tipo de centrales consume un 35 % menos de combustible que las convencionales de fuel o de carbón, en las que se genera electricidad simplemente a través del vapor obtenido al calentar el agua. Esta explicación traducida en términos de eficiencia energética se traduce en un incremento de rendimiento muy importante.
2. Aspectos positivos y limitaciones de los ciclos combinados La estructura modular y la independencia de funcionamiento de las turbinas de gas y las de vapor permiten una entrada en funcionamiento escalonada que favorece la rápida amortización de las inversiones.
Los fabricantes de turbinas a gas y plantas de ciclo combinado indican las siguientes razones para justificar el mayor uso de los mismos:
- Cortos plazos de entrega de la plantas, para los niveles de eficiencia obtenidos. Son necesarios entorno a los 24 meses para construir una central de ciclo combinado, mientras que una central de carbón de la misma potencia requiere un plazo de ejecución de 3 años.
- Las inversiones por unidad de potencia instalada son mucho menores que las necesarias en otro tipo de centrales. Una central de ciclo combinado supone una inversión en torno a los 480 €/MW, mientras la misma central de carbón con desulfuración superará los 800 €/MW y, si el combustible es fuelóleo, sobrepasará los 630 €/MW.
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- Este tipo de configuración permite la conversión o “repowering” de centrales térmicas con turbinas de vapor con el consiguiente aumento de la eficiencia integral de las mismas.
- Disponibilidad de grandes volúmenes de gas natural.
- Posibilidad de uso de otros combustibles (carburante diesel, carbón gasificado), con rendimientos elevados pero con limitaciones en el funcionamiento de los quemadores. El diseño se optimiza para gas natural.
- Elevados rendimientos con buen factor de carga.
- Bajo impacto ambiental en relación con las emisiones de NOx y menor eliminación de calor al medio ambiente.
- Menores requerimientos de refrigeración respecto a una central convencional de igual potencia.
- Los costes de operación y mantenimiento, tantos los fijos como los variables, son mucho menores en las plantas de ciclo combinado que en las de carbón y fuelóleo.
Ventajas asociadas con la estandarización de sus componentes, con la consiguiente simplificación del montaje y del mantenimiento.
El rendimiento de los ciclos combinados nuevos que operan en la actualidad es del orden del 57 %. Este valor supera a los rendimientos de los ciclos abiertos de turbina de gas y de los de vapor que funcionan independientemente. El desarrollo práctico de los ciclos combinados estuvo fuertemente vinculado al desarrollo tecnológico de los materiales para construir turbinas de gas capaces de operar a relaciones de presión relativamente altas, de 10:1 hasta 13:1, y con temperaturas de entrada del orden de 1080 ºC. Esto originó un retraso en el avance de la utilización de estos ciclos. 11
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Esta situación mejoró en los últimos diez años y en la actualidad en el mercado se encuentran turbinas que admiten temperaturas de entrada del orden de los 1400 ºC.
Las mejoras en el diseño de componentes y materiales han permitido elevar la potencia y la eficiencia térmica de las turbinas de gas y por lo tanto del ciclo combinado. No obstante, muchos expertos consideran que los fuertes avances en la tecnología de las turbinas de gas pueden estar llegando a un límite, en razón de que los materiales actuales no permiten temperaturas superiores y deberían estudiarse nuevas soluciones al respecto.
Algunas de estas soluciones podrían pasar por los materiales cerámicos y los de tipo monocristalino. Estos últimos ya están implementados en las turbinas de aviones, no obstante para su empleo en turbinas de potencia se requieren aun mayores desarrollos en razones de su mayor peso, tamaño y menor pureza del combustible utilizado.
Una de las limitaciones que imponen los materiales y las temperaturas de trabajo asociadas, a los equipos y componentes del circuito de los gases de combustión, son los esfuerzos térmicos que aparecen cuando estos ciclos operan de forma intermitente o se ciclan. Estos esfuerzos son mayores que los que aparecen cuando la operación es continua, ya que cuando se realiza el ciclado los transitorios de arranque y parada son mucho más frecuentes. En estos transitorios se produce fatiga termomecánica de los metales base. Tanto este tipo de paradas como las de emergencia afectan fuertemente la vida útil de la turbina, ya que en este aspecto cada arranque equivale a aproximadamente diez horas de operación en régimen continuo y cada parada de emergencia equivale a diez arranques normales. Por otra parte se ha comprobado que aun en condiciones normales de operación muchos de los componentes del citado circuito de gases de combustión no alcanzan el tiempo de vida útil esperado.
Otra limitación de estos ciclos es la respuesta de la turbina de gas de acuerdo con las condiciones ambientales. 12
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Una turbina de gas que opera con una temperatura ambiente de 0 ºC produce alrededor del 20 % más de energía eléctrica que la misma máquina a 30 ºC. Así mismo los climas secos favorecen la eficiencia de estos equipos.
Por estas razones las eficiencias nominales expresan los resultados de los cálculos de potencia basados en condiciones ambientales normalizadas ISO (15 ºC, 1.013 bar y 60 % de humedad relativa).
En lo que respecta a contaminación ambiental, los combustores de baja emisión de NOx fueron uno de los más importantes logros en la tecnología de las turbinas de gas. No obstante implican la limitación de tener mayor inestabilidad de llama que los de difusión convencionales por la necesidad de usar mezclas aire-combustible más pobres. La oscilación de la llama puede producir vibraciones y ruidos inaceptables y además afectar la vida útil y la confiabilidad operativa de la turbina a gas.
3. Tipos de combustible de un ciclo combinado 3.1. El Gas Natural
Es el gas principal el protagonista del desarrollo generalizado de las plantas de Ciclo Combinado.
Ventajas: A modo de resumen de las características del gas natural, se puede decir que es considerado el combustible fósil más limpio conocido por el hombre:
- La combustión del gas natural es limpia. Sus llamas no producen humo ni cenizas cuando las instalaciones se encuentren en un adecuado estado de mantenimiento.
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- El gas natural prácticamente no contiene azufre. Por tanto, la cantidad de óxidos de azufre producidos por su combustión es casi inexistente. Los dióxidos de azufre contribuyen en las lluvias ácidas.
- El gas natural produce menor efecto invernadero que otros combustibles como el carbón o el petróleo.
- El gas natural es más liviano que el aire. Cualquier cantidad de gas que se fugue inadvertidamente a la atmósfera se dispersará rápidamente y no contaminará los ríos u otras vías acuáticas.
- El gas natural posee un alto poder calorífico.
Las posibilidades de aprovechamiento de los yacimientos de gas natural son superiores a las del petróleo: la media de extracción de petróleo suele llegar hasta el 30% del contenido en los pozos, mientras que los márgenes de aprovechamiento del gas oscilan entre el 70% y el 75%. No obstante, algunas dificultades técnicas y económicas han limitado el desarrollo del consumo del gas natural. Los costes necesarios para transportar el gas son elevados y requieren la construcción de gaseoductos (si se efectúa la operación por tierra); o la licuación previa a su traslado en barcos especializados (metaneros) y su posterior regasificación al llegar a su destino. Salvo en este caso de traslado marítimo, el gas no requiere transformaciones ni tratamientos previos como el petróleo; debido, entre otras circunstancias, a que la compresibilidad del gas natural evita el uso de técnicas de recuperación secundarios necesarias para la explotación del petróleo.
La progresión del gas natural ha sido espectacular y constituye una de las grandes novedades del panorama energético internacional de los últimos tiempos. No cabe duda de que en ello ha influido la existencia de una cierta estabilidad en los precios, muy superior a la del petróleo, y una mejor exposición del gas natural a los azares del mercado mundial.
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Transporte y distribución
Una de las peculiaridades de esta forma de energía reside en las especiales condiciones para su transporte. La propia naturaleza física del gas excluye la posibilidad de un transporte convencional bajo condiciones normales de temperatura y presión, ya que para un mismo volumen transportado el poder calorífico del gas es bastante inferior al del petróleo.
Desde el punto de vista económico, los gaseoductos son un medio de transporte caro, se requieren unidades compresoras, los tubos deben fabricarse para soportar altas presiones.
Su plena utilización depende de la demanda que fluctúa de acuerdo con las estaciones y en mayor medida que en el caso del petróleo. Además, si se trata de una conducción por vía terrestre, el trazado de un gaseoducto no es fácilmente modificable y debe atravesar en algunos casos territorios de varios países diferentes, pudiendo generar tensiones diplomáticas entre Estados.
La cadena marítima evita algunos de estos inconvenientes pero requiere la licuación previa, la existencia de barcos adecuados y la regasificación en el punto de destino. Perdiéndose una cantidad de energía en todas estas operaciones de cambio de estado.
3.2. Gasificación del carbón
La gasificación del carbón y de otros combustibles sólidos y líquidos ha sido desarrollada en los últimos dieciocho años como una alternativa ideal para la generación eficiente y limpia de electricidad en sistemas de cogeneración y para la generación de gas de síntesis empleado en la elaboración de productos petroquímicos. La disminución y control de emisiones contaminantes es una de las actividades más importantes que se ejecutan a escala mundial en todas y cada una de las ramas industriales.
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Entre los mecanismos más comúnmente utilizados para lograr dichos objetivos se encuentran: el de mejorar la eficiencia de transformación y el de utilizar combustibles “limpios”, esto es, con bajo contenido de componentes contaminantes, como el gas natural.
En la generación de electricidad el ciclo combinado es uno de los sistemas más eficientes y con un nivel de emisión de contaminantes menor que el de plantas convencionales. Sin embargo, la disponibilidad a largo plazo del gas natural y la volatilidad de su precio son temas que han suscitado polémicas y diversidad de conclusiones. Por otro lado, el carbón es uno de los combustibles fósiles más abundantes y por su precio relativamente bajo y estable sería muy conveniente como fuente primaria de energía.
El uso de este combustible para la generación eléctrica en centrales térmicas convencionales implica seguir generando a eficiencias relativamente bajas (34 a 37%) y tener que instalar grandes y costosos equipos para el control de contaminantes. Lo mismo podría decirse del combustóleo, la fuente más usada en la generación de electricidad en México.
La electricidad se produce quemando el gas de síntesis limpio en la turbina de combustión, y en la turbina de vapor de un ciclo combinado utilizando parte o todo el vapor generado en el enfriador del gas de síntesis, así como en el recuperador de calor de los gases de combustión conectado a la descarga de la turbina de gas. El vapor a proceso se obtiene del enfriador del reactor y/o del ciclo de vapor. En el caso de que el reactor y sus auxiliares estén totalmente integrados al ciclo combinado, se designa a la instalación como Gasificación Integrada a Ciclo Combinado o IGCC, siglas en inglés de Integrated Gasification Combined Cycle. En una instalación donde el ciclo combinado no está integrado térmicamente a la unidad de gasificación, lo único que se alimenta es el gas de síntesis para ser quemado en la cámara de combustión de la turbina de gas. La unidad de separación de aire cuenta con sus propios equipos para proveerse del aire para obtener el oxígeno necesario para la gasificación. 16
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Es importante aclarar que cuando el combustible tiene bajos contenidos de oxígeno, como el coque de refinería, se utiliza vapor de agua para aumentar la reactividad de la carga y como moderador de la reacción. También cuando el mismo combustible tiene bajos contenidos de cenizas es necesario utilizar aditivos para proteger los interiores de los reactores; a dichos aditivos se les conoce como flux.
4. El sector eléctrico europeo: Relación con el medio ambiente En este apartado se ofrece una reflexión general, sobre el efecto que las consideraciones medioambientales tienen en los sectores eléctricos europeos y como puede afectar al sector eléctrico la implantación de un mercado de derechos de emisión. Durante la última década, se han producido una importante serie de cambios socio-económicos, que están provocando una revolución en el sector eléctrico. Uno de los cambios socio-económicos más importante es el aumento de la conciencia medioambiental de la población, lo que repercute en la toma de medidas de los organismos administrativos. Estas medidas se traducen en la elaboración de un conjunto de directivas medioambientales, como son la IPPC (Directiva 96/61/CE), Techos Nacionales (Directiva 2001/81/CE), Grandes Instalaciones de combustión (Directiva 2001/80/CE), protocolo de Kyoto (Directiva 2003/87/CE) y promoción de energía renovables (Directiva 2001/77/CE) que afectan directamente a la producción en los sectores eléctricos. A este efecto hay que añadir el acuerdo de liberalización del sector eléctrico europeo (Directiva 96/92/CE sobre mercado interior de electricidad).
4.1 Emisiones europeas y el Protocolo de Kyoto
En los acuerdos del protocolo de Kyoto se establecen unos límites de emisiones para los distintos países del anexo I, para la comunidad económica europea corresponde una disminución del 8% de las emisiones que se tenían en 1990.
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La comunidad se acogió a un plan burbuja, distribuyendo esta disminución de las emisiones entre los distintos países que la componen. En la tabla 1 se pueden observar las emisiones en 1990 y los objetivos que se plantean para cada país en el año 2012. Estas emisiones corresponden a todos los sectores cuyo funcionamiento implica la producción de CO2.
Los sectores energéticos, construcción y transporte copan el 75% de las emisiones de CO2, luego es lógico que sean estos tres sectores los que deben cargar con las reducciones necesarias para alcanzar los límites marcado por Kyoto. Sin embargo, cada uno de estos sectores tiene particularidades que los hacen más o menos flexibles para reducir emisiones. En el sector energético y de la construcción (cementeras) las emisiones de GEI (gases de efecto invernadero) están centralizadas en grandes unidades de producción, facilitando así la implementación de las medidas necesarias para la reducción de las emisiones.
De los dos sectores sería el energético el más flexible a la hora de reducir las emisiones, al poder abordar el problema desde más ángulos (cambio de combustible, cambio de tecnología, mejora de los procesos, etc.). En cualquier caso, el coste de emisión de GEI dará lugar a un aumento de los costes de producción, que repercutirán en el ciudadano de a pie, así como en las distintas economías de los países. Por lo tanto, para tratar de paliar estos efectos es imprescindible utilizar una herramienta económica como el mercado de derechos de emisión, puesto en funcionamiento mediante la Directiva 2003/87/CE, la cual conseguirá que las reducciones de las emisiones de GEI se realicen en aquellos países donde sea más barato.
Siendo la industria energética una de las responsables de las mayores emisiones de GEI, es lógico que sea la más afectada en su reducción, estando esta consideración plasmada en la Directiva 2003/87/CE.
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4.2 Ciclos combinados: Impacto ambiental
Las centrales de ciclo combinado suelen presentarse como tecnologías limpias debido a la reducción de las emisiones de contaminantes que en ellas se consiguen. Se alude en primer término al vertido casi nulo de Dióxido de Azufre ( SO2 ) , debido a que el azufre es prácticamente inexistente en el gas natural.
Por otra parte, un adecuado estado de mantenimiento de las instalaciones asegura una combustión sin cenizas.
Se insiste mucho en la reducción en las emisiones de Dióxido de Carbono
(CO2 ) por Kwh. producido frente a las centrales térmicas convencionales, con el consiguiente alivio del efecto invernadero. Pero, a menudo, se omite señalar que nuestro país ya superó en el año 1999 los límites fijados para el año 2010 por el compromiso firmado en Kyoto de emisión de gases de efecto invernadero. Estos elevados niveles se deben a que, aunque en los últimos años se haya procedido a una sustitución de centrales de carbón por plantas de gas en ciclo combinado (repowering), el gran crecimiento de la demanda ha superado con creces el efecto de la mejor eficiencia de estas plantas y de la sustitución de combustibles.
No deben ignorarse tampoco, por su contribución al cambio climático, las fugas accidentales de Metano (CH 4 ) , principal componente del gas natural, que también contribuyen al calentamiento atmosférico.
Deben considerarse también las emisiones de Óxidos de Nitrógeno ( NO x ) . Estas sustancias, que se producen por reacción directa del Nitrógeno y el Oxígeno del aire al elevarse la temperatura, son componentes de las llamadas lluvias ácidas y precursoras de la formación de Ozono troposférico. La emisión de estos óxidos en las centrales de ciclo combinado es sustancialmente menor que en las plantas de carbón.
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Además existen métodos que nos permiten controlar las emisiones de NO x , como es la inyección de vapor en la cámara de combustión de la TG (planta STIG).
Otro problema al que deben enfrentarse las centrales eléctricas es la necesidad de refrigeración. Las técnicas convencionales son dos: circuito abierto y torres húmedas. La primera requiere emplear grandes cantidades de agua que es devuelta al medio después de sufrir un salto térmico significativo. Con el fin de no dañar a los ecosistemas suelen existir dos límites a respetar.
El primero es que dicho salto no supere en ningún caso los 3 ºC, y el segundo que la temperatura total del agua no llegue a los 30 ºC en ningún momento. Puesto que el calor específico del agua es de 1 Kcal./Kg./ºC, aunque los caudales necesarios varían con la potencia de la planta (las solicitadas varían entre 400 y 1600 MW eléctricos), no existe en ningún caso caudal suficiente en las cuencas altas o medias de ningún río peninsular para utilizar este sistema que es el más sencillo y barato de implantar. Su uso se limita a las plantas costeras, debiéndose estudiar el impacto específico sobre los ecosistemas costeros ya que podrían verse afectados por esta polución térmica.
El otro sistema tradicional (torres húmedas) emplea el calor residual para evaporar agua. Requiriendo caudales de agua mucho menores, lo que hace factible su instalación en cualquier lugar. Es necesario purgar las sales contenidas en el agua evaporada que en todas circunstancias degrada su calidad. Tampoco deben olvidarse las alteraciones del microclima del lugar debido a las nubes formadas.
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CAPÍTULO 3
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DESCRIPCIÓN DE LA TECNOLOGÍA
DEL CICLO COMBINADO 1. Descripción funcional El proceso de generación de energía eléctrica en una central de ciclo combinado comienza con la aspiración de aire desde el exterior que ingresa al turbogrupo del ciclo de gas siendo conducido al compresor de la turbina a través de un filtro. El aire es comprimido y combinado con el combustible atomizado (Gas Natural) en una cámara donde se realiza la combustión. El resultado es un flujo de gases calientes que al expandirse hacen girar la turbina a gas proporcionando trabajo. El generador acoplado a la turbina de gas transforma este trabajo en energía eléctrica.
Los gases de escape que salen de la turbina a gas (a unos 600 ºC) pasan a una caldera recuperadora de calor o HRSG. En esta caldera se extrae la mayor parte del calor aún disponible en los gases de escape y se transmiten al ciclo aguavapor, antes de pasar a la atmósfera.
La caldera de recuperación se divide en tres áreas de intercambio de calor:
1. Economizador: Ubicada en la parte superior de la caldera recibe el agua a alta presión para ser recalentado hasta el punto de saturación.
2. Sector de evaporación: Ubicada en la zona intermedia es donde se transforma el agua a vapor.
3. Sector de recalentamiento: Ubicada en la parte inferior de la caldera, zona donde la temperatura es más alta producto de que está cerca de la salida de la turbina a gas, es donde el vapor saturado se calienta aún más.
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Posteriormente este vapor recalentado es inyectado a la turbina a vapor donde se expande en las filas de alabes haciendo girar el eje de esta turbina lo que genera trabajo, el cual es transformado en energía eléctrica en el generador acoplado a la turbina a vapor.
El vapor que sale de la turbina de vapor, pasa a un condensador donde se transforma en agua. Este condensador es refrigerado mediante un sistema que inyecta agua fría por la superficie del condensador, lo que ocasiona la disipación del calor latente contenido en el vapor.
Posteriormente el agua pasa a un desgasificador donde se eliminan todos los gases no condensables y un tanque de agua de alimentación se encarga de enviarlo a través de unas bombas hacia distintos bancos de alimentación de intercambiadores de calor de la caldera, según se trate de ciclos combinados de una o varias presiones, para iniciar nuevamente el ciclo.
La tensión que se genera en los generadores de las turbinas de gas y vapor es elevada en los transformadores principales conectados a cada generador, pudiendo ser del orden de los 220 KV. Esto se realiza porque a baja tensión la intensidad de corriente es muy alta, necesitándose cables de transmisión de gran sección. Al elevarse la tensión, la intensidad de corriente es baja lo que origina una reducción en las pérdidas de transmisión. Esquema básico de una planta de ciclo combinado
C o m b ustible
Cámara C o m b ustión
G
C
G Generador C Compresor TG Turbina de Gas TV Turbina de Vapor B Bomba C R C a ldera de Recuperación
TG
CR
G
C a lor de condensación S a lida de Gases B
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2. Algunas consideraciones termodinámicas Desde el punto de vista termodinámico el ciclo combinado se puede analizar siguiendo los procedimientos establecidos para los ciclos térmicos de Rankine y Brayton, que son los correspondientes al ciclo de vapor y gas respectivamente.
La eficiencia termodinámica del ciclo de Rankine se puede incrementar con algunas de las siguientes acciones, entre otras:
- Disminución de la presión en el condensador. Esto está limitado por la temperatura del agua de refrigeración disponible y por el aumento del tamaño del condensador. - Aumento de la presión de entrada a la caldera de recuperación. Esto tiene una limitación de orden práctico (tecno-económico) con valores de presión entre 250 y 350 bar. - Aumento de la temperatura de sobrecalentamiento, en este caso la temperatura máxima viene limitada por la resistencia de los materiales de construcción con límites prácticos del orden de los 600 ºC.
En relación con el ciclo de Brayton, este es un ciclo abierto y su eficiencia se puede aumentar implementando entre otros:
- El ciclo regenerativo, en el cual se precalienta el aire que sale del compresor con los gases de escape de la turbina de gas aprovechando así una parte de su energía remanente. - El enfriamiento intermedio en la compresión.
El acoplamiento de ambos ciclos trae como consecuencia el uso de alguna de estas acciones, con la correspondiente mejora de las eficiencias termodinámicas.
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Como se indicó anteriormente se logra principalmente el aprovechamiento, dentro de los límites prácticos, de la energía de los gases de escape de la turbina de gas aplicando la misma a la generación del vapor y su sobrecalentamiento a niveles de temperatura óptimos para la eficiencia del ciclo.
La optimización termodinámica del ciclo combinado requiere minimizar la pérdida de energía, es decir la energía transmisible a un dado nivel de temperatura, y aumentar al máximo la transmisión de energía en la recuperación. Se puede obtener una recuperación adicional de energía convirtiendo el ciclo combinado de una presión en un ciclo de dos presiones. Esto se logra agregando dos bancos de intercambiadores de calor en la caldera recuperadora
de
calor,
correspondientes
a
un
economizador
y
un
sobrecalentador que operan a presiones distintas de las de un ciclo combinado de una sola presión.
A continuación se muestra el ciclo el diagrama T_S que representa el ciclo equivalente de la TG de combustión interna y el ciclo equivalente de la TV.
3. Instalación de la turbina de gas y de la turbina de vapor Turbina de gas: Este conjunto se compone de varios módulos: Compresor, Cámara de combustión, Turbina, entrada de aire y salida de gases y auxiliares. 24
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El compresor está acoplado al mismo eje de la turbina. La turbina de gas lleva incorporada la cámara de combustión, capaz de funcionar con gas natural o gasoil. Los ejes de turbina de gas, alternador y turbina de vapor, están unidos mediante bridas, que sirven para formar un conjunto continuo a través de respectivos tramos de eje.
La turbina está apoyada en cojinetes accesibles desde el exterior sin necesidad de demostrar las partes principales, igual que la instrumentación de supervisión. El rotor también es accesible desde el exterior, a través de orificios de equilibrado, que permiten su reequilibrado sin necesidad de abrir la máquina.
Todos los equipos están previstos con apropiado recubrimiento acústico de forma que no se sobrepasan los niveles de ruido permitidos.
La turbina de gas necesita de varios sistemas auxiliares para su funcionamiento: Sistema de aceite, Sistema de parada, Sistema de protección contra incendios y sistema de control sobre el cual se centrará una gran parte del proyecto.
Compresor: Es de tipo axial, el aire fluye a través de varias etapas de álabes fijos y rotativos. El grado de reacción suele estar alrededor de 0,5, es decir el aumento de presión se produce en ambos en una proporción similar. El aire comprimido se envía a la cámara de combustión, excepto una pequeña parte que se extrae para refrigerar los álabes fijos y rotativos de las primeras etapas, sellar los cojinetes y atomizar el combustible cuando se utiliza gas-oil.
Cámara de combustión: Los combustores de la turbina de gas están diseñados para aceptar aire del compresor a alta presión y combustible desde la fuente de suministro produciéndose la combustión de forma continua, rozando los 2000 ºC y los 1200 ºC justo antes de entrar en la primera parte de la turbina. Esta combustión se realiza de forma que se produzca una mínima emisión de contaminantes y una mínima caída de presión.
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La cámara de combustión alberga quemadores múltiples, diseñados para quemar los dos posibles combustibles, por lo que se disponen de conductos diferentes.
Existirá un sistema de drenaje y venteo automático de combustible, inyectado en arranques defectuosos.
Turbina: En la turbina se obtiene trabajo mediante la expansión de gases a alta presión y temperatura, hasta la presión atmosférica. En la tobera los gases calientes se expanden y parte de su energía térmica se convierte en cinética, y ésta última es transferida a los álabes convirtiéndose en trabajo. Después de su expansión los gases aun tienen una elevada temperatura, aprovechándose la misma en la caldera para producir vapor.
La turbina tendrá de 3 a 5 etapas y el material del mismo será de aleación resistente a altas temperaturas y recubrimiento con capas protectoras.
Entrada de aire y salida de gases: La entrada de aire al compresor se realiza a través de caja de entrada. A ésta llega el aire a través de conductos, desde la toma situada en la parte superior del edificio de turbinas, toma que incluye filtros calentadores y silenciadores. Los primeros son autolimpiantes y los calentadores impedirán la introducción de hielo, la salida es axial y se compone de cono de transición, silenciador y conducto con junta de expansión.
Turbina de vapor:
El eje está acoplado a la turbina de gas por un lado y al alternador por el otro. Se encuentra anclada sobre pedestal de hormigón común con el resto de componentes del turbogrupo pero independiente del resto de obra civil de la nave para evitar transmisión de vibraciones. El vapor, una vez cedida la mayor parte de su energía es condensado en el condensador y gracias a las bombas de condensado y alimentación es devuelto a la caldera de recuperación donde se revaporiza.
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Para conseguir la condensación, el condensador se refrigera a través de miles de tubos de pequeño diámetro que recibirán el agua de refrigeración.
La turbina para ciclo de Rankine (sobre el que hablaremos más detenidamente en el siguiente apartado), sin extracciones, de tres cuerpos, de recalentado, de condensación, multietapa, de eje horizontal y flujo de vapor axial, tiene tres componentes principales: carcasas, rotor y eje y auxiliares.
Destacan aquí el sistema de aceite, sistema de vapor sellado, y sistema de duchas en la descarga de la turbina de baja presión.
Condensación: El sistema de condensación forma parte del ciclo junto con la turbina de vapor y la caldera, en funcionamiento normal debe condensar el vapor de la descarga de la turbina de baja que al ser refrigerado por los tubos del condensador, se condensa, almacenándose este condensado en el pozo caliente, de donde aspiran las bombas de condensado.
Refrigeración de componentes: El sistema de refrigeración de componentes está compuesto de dos circuitos, circuito abierto de agua de río y circuito cerrado de agua desmineralizada. En los equipos refrigerados de circuito abierto, se impulsa el agua directamente hasta intercambiadores que incorporan los propios equipos. Las bombas incorporarán válvulas de aislamiento. Dos ejemplos de esta refrigeración son los de motores de bombas alimentación y condensado o las de vacío.
En el circuito cerrado, el agua desmineralizada recircula por medio de dos bombas a través de los intercambiadores de calor, donde es refrigerada, y de los diversos componentes de la planta que necesitan ser refrigerados. Ejemplo de estos equipos son: aceite de lubricación, sellos de las bombas de alimentación o los de toma de muestras.
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CAPÍTULO 4 OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE UNA CENTRAL DE CICLO COMBINADO Desde un punto de vista técnico, lo ideal sería poner en marcha la planta de producción de energía, subir carga lentamente hasta un 80-90% de la carga máxima, y mantenerla en ese punto hasta que sea necesaria una parada para realizar una revisión programada. Sin embargo la limitación de no poder almacenar la energía eléctrica hace que, ya que la demanda de energía es variable, la producción también lo sea, y las diferentes centrales eléctricas que forman parte de una red tengan que variar su carga para adaptarse a las necesidades de cada momento.
Las centrales térmicas convencionales y las nucleares son poco flexibles. Las primeras tienen cierto grado de regulación, pero el largo periodo de arranque que necesitan hace que, aunque puedan variar su carga entre un mínimo técnico y su carga máxima, no es rentable parar durante periodos cortos. Las nucleares son aún menos flexibles: generalmente trabajan a su máxima carga de forma continua.
Frente a ellas, las centrales de ciclo combinado tienen una mejor adaptación a las necesidades variables del mercado energético. Varían su carga con rapidez, el mínimo técnico al que es posible operar la central de forma estable es bajo y el periodo de arranque y parada es corto (entre 3 y 6 horas para el arranque, y alrededor de una hora para la parada). En esas condiciones, es posible subir carga durante las horas punta, las horas de mayor demanda energética, y bajar carga hasta su mínimo técnico durante las horas valle, incluso parar la central diariamente durante esos periodos con bajas necesidades energéticas en la red. Pero esta flexibilidad tiene sus
consecuencias para la operación y el
mantenimiento. Incluso el diseño de estas centrales se ve afectado por la necesidad de variar la carga de forma continua.
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1. Operación de una Central de Ciclo Combinado
1.1. Regímenes de operación
Las posibilidades para determinar el régimen de funcionamiento habitual en un Ciclo Combinado son muy variadas, pero pueden resumirse en 4:
• Funcionamiento continuo, a plena carga. Es un régimen de funcionamiento muy poco habitual. Sólo se utiliza cuando la demanda energética es especialmente elevada durante largos periodos de tiempo
• Periodos punta a plena carga y periodos valle a mínimo técnico, durante toda la semana (no hay arranques ni paradas). Habitual con demandas energéticas elevadas.
• Arranques y paradas semanales: Cargas altas durante los periodos punta, de lunes a viernes. Mínimo técnico durante las noches. Fines de semana parada.
• Arranques y paradas diarios. Habitual cuando la demanda de energía es especialmente baja.
Estos regímenes no son fijos para toda la vida de la central, ni siquiera para un ciclo anual completo. Varía fundamentalmente con la temperatura externa, con la cantidad de agua embalsada y con los periodos de actividad de las industrias. Así, con temperaturas suaves las necesidades energéticas con menores que con temperaturas más extremas (calor o frío). Igualmente, cuando la hidraulicidad aumenta, la producción energética se inclina hacia las centrales hidráulicas, de coste por Kw.-h menor.
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1.2. Arranques y variaciones de carga: incidencia en el estado técnico de la planta. Una ventaja indudable de operar la central a plena carga es la desaparición de fuerzas cíclicas responsables de la fatiga de materiales. Por desgracia, no es habitual en este tipo de centrales operarlas de forma continua a plena carga, sino que sufren constantemente variaciones en su potencia para ajustarse al programa de carga negociado con los responsables de la Red. Las variaciones de carga en una central de ciclo combinado son constantes: cada hora se modifica la carga en varias ocasiones, lo que produce variaciones en las temperaturas de los gases de escape de la turbina de gas (de hasta un 3%) y en las cámaras de combustión. Por tanto se producen tensiones cíclicas provocadas por las dilataciones y contracciones de los metales a diferentes temperaturas y presiones, que afectan negativamente a la vida de los materiales. No obstante, es impensable operar una central de ciclo combinado a un régimen de carga estable. Aunque técnicamente sea lo idóneo e Inicialmente estaban pensadas para ello, sería económicamente ruinoso. Por ello, estas centrales deben estar diseñadas para soportar estos constantes cambios de carga. Los conceptos de operación de las turbinas de gas son diseñados para que las temperaturas se mantengan más o menos constantes en todo el rango de potencia (sobre todo las temperaturas de las cámaras de combustión y las temperaturas de los gases de escape). La regulación de potencia en estos casos suele hacerse limitando la entrada de aire al compresor mediante álabes fijos variables en las primeras etapas del compresor y de gas a los quemadores, pero manteniendo los ratios aire combustible y por lo tanto las temperaturas de combustión, aun así las variaciones que se producen en la temperatura de combustión son entorno a 100 grados desde mínimo técnico a carga base.
Dado el grado de automatización de una central actual, para el operador de la central es muy sencillo variar la carga: tan solo debe introducir el valor de potencia deseado, y el sistema de control de la central se encargará de realizar todas las maniobras necesarias (en la admisión de gas y en la admisión de aire fundamentalmente) para alcanzar esa consigna.
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Las pequeñas variaciones de carga no requieren grandes atenciones, incluso es habitual que se realicen desde el exterior de la central, desde un despacho de carga centralizado que puede gobernar varias centrales, las rampas de subida y bajada de carga se pueden ajustar para minimizar los gradientes de temperatura en todo el ciclo.
Los cambios significativos de carga requieren mucha más atención, pues al afectar al caudal de los gases de escape provocan variaciones de temperatura, presión y nivel de agua en la caldera y en el ciclo agua-vapor. El operador debe estar muy atento durante las transiciones de carga a estos parámetros, por si fuera necesaria una intervención manual para solucionar cualquier situación anómala. No es aconsejable, por esta razón, que las variaciones significativas de carga se realicen de forma remota. En cuanto a los arranques su influencia es mayor sobre la vida útil de la instalación, la temperatura de los gases de escape sube de 0 a 400 ºC casi de forma instantánea, todas las tecnologías penalizan los arranques en sus fórmulas de horas equivalentes como veremos en el apartado de mantenimiento.
2. Mantenimiento de una Central de Ciclo Combinado Cuando se habla del Plan de Mantenimiento de una central de ciclo combinado, inmediatamente se piensa en el tren de potencia (turbina de gas, caldera, turbina de vapor y generador), y en las diferentes revisiones programadas de estos equipos. Las altas temperaturas de trabajo en las turbinas de gas exigen que los intervalos de mantenimiento de estas sean cortos, teniendo que parar todos los años para hacer algún tipo de inspección, este corto intervalo condiciona al resto de los equipos de la planta y se adaptan sus programas a los marcados por la turbina de gas. Por este motivo nos centramos en los factores que influyen y determinan el plan de mantenimiento de las turbinas de gas:
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1. Recomendaciones del fabricante:
Los distintos fabricantes recomiendan unos determinados intervalos de inspección en función de horas equivalentes de operación, la realidad es que cada inspección condiciona la siguiente, luego lo que en principio era un plan de mantenimiento programado se convierte en un plan basado en el estado actual de los equipos.
2. Diseño y vida útil de los componentes:
La vida útil de los componentes es función del tipo de material, recubrimiento cerámico y correcto diseño y funcionamiento del sistema de refrigeración, luego son los ingenieros de diseño los encargados de establecer la vida útil y la del personal de operación y mantenimiento conseguir que esa vida útil sea efectiva en la práctica. Generalmente los componentes se diseñan y calculan para operación continua en carga base y son las condiciones de operación los que pueden hacer cambiar la vida útil de los distintos componentes.
3. Coste del tiempo de parada:
Es importante analizar los ciclos del mercado para planificar el mantenimiento en periodos de bajos precios, que suelen coincidir con periodos de baja demanda energética.
4. Régimen de operación:
Efectos de operación cíclica: Los desgastes de los componentes de la turbina de gas transcurren por diferentes caminos en función del tipo de operación seguido por la planta, se observa que la fatiga mecánica térmica es el principal limitador de la vida útil para unidades que funcionan de forma cíclica mientras que la termofluencia (creep), la oxidación y corrosión son los limitadores principales en las unidades en carga continua. 32
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Condiciones de operación fuera de secuencias de arranque o parada normal como disparos o rechazos de carga inciden de forma especial en la vida útil de los componentes.
Temperatura de combustión: Temperaturas de combustión más altas requieren intervalos de mantenimiento más corto y reemplazo de las partes calientes. Como ejemplo de lo anterior se considera que una hora funcionando 56 ºC por encima de su temperatura normal de operación es equivalente a operar la misma 6 horas con su temperatura normal, en lo que respecta a la vida de los alabes. Esto implica un factor de mantenimiento de 6, pero hay que tener en cuenta que este comportamiento no es lineal sino exponencial y al subir esa temperatura otros 56 ºC hasta 112 aumentaría el factor de mantenimiento hasta 6 veces 6 o sea 36. En este razonamiento hay que tener en cuanta que una reducción de la carga no implica necesariamente una reducción de la temperatura de combustión. No obstante si se cumple en todos los casos que a menores temperaturas de combustión, se incrementa la vida útil de los componentes.
Tipo de combustible La utilización de combustibles líquidos en las turbinas de gas tienen un gran impacto en la vida debido a que estos combustibles liberan una gran cantidad de energía térmica y contienen elementos corrosivos como sodio, potasio, vanadio y plomo que pueden acelerar la corrosión caliente en álabes fijos y móviles con la consiguiente reducción de vida. Además, cada uno de estos elementos, bien directamente o a través de compuestos formados con productos añadidos como inhibidores de corrosión, pueden dar lugar a la formación de depósitos. Generalmente los combustibles líquidos utilizados no contienen altos niveles de estos elementos corrosivos, pero si son contaminados cuando llegan a los distintos emplazamientos durante el transporte, en los tanques, en las tuberías utilizadas previamente con otros combustibles, etc. Hay que decir que estos combustibles se utilizan como respaldo en caso de problemas con el suministro de gas natural.
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Inyección de agua o vapor La inyección de agua o vapor en los gases de combustión tanto para aumento de potencia como para control de emisiones derivan en intervalos de mantenimiento más cortos. El agua aumenta la conductividad en los gases de combustión e incrementa la transferencia de calor a los alabes provocando temperaturas de metal mas altas y consiguientemente reduciendo la vida de los álabes. Todos los factores mencionados anteriormente se tienen en cuenta, cualquiera que sea la forma utilizada para el cálculo de las horas equivalentes de operación. Son las horas equivalentes las que determinan los intervalos de mantenimiento.
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CAPÍTULO 5
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SISTEMAS DE CONTROL DE UNA
CENTRAL DE CICLO COMBINADO 1. Pirámide de automatización El panorama actual de control de procesos por computador introduce lo que se ha denominado jerarquía y distribución de los elementos de control. En esta nueva arquitectura, la responsabilidad de la acción
de control ya no está
concentrada en un único dispositivo de la planta, sino que se distribuye en distintos niveles conectados entre sí por medio de los sistemas de comunicaciones. De esta forma se consigue optimizar cada operación en particular y también el funcionamiento global del conjunto.
Las relaciones de dependencia entre los diversos niveles de automatización se plasma en lo que se ha denominado PIRÁMIDE DE AUTOMATIZACIÓN. Dicho modelo se basa en una estructura en forma de árbol invertido en la que hay una jerarquía vertical de control dividida en niveles; cada nivel está formado por una serie de entidades similares, de tal manera que cada una de ellas puede controlar varias del nivel inferior.
DESPACHOS CONCENTRACIÓN PROCESO COMUNICACIÓN
CAPTACIÓN DISTRIBUIDA
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NIVEL I: Nivel de Captación distribuida: Es el nivel más bajo y cercano al proceso, incluye los elementos primarios de automatización, es decir dispositivos de instrumentación: sensores, actuadores, bombas, etc.
Estos dispositivos están conectados a equipos de control (SCD, PLCs,) por lo que se denominan buses de campo (profibus,CAN,..) cuyo tráfico esta compuesto por lecturas de bits realizadas periódicamente, comandos, referencias, envíos asíncronos, etc. Su característica más importante es que debe transmitir la información en tiempo real.
NIVEL II: Nivel de Concentración, proceso y comunicación: compuesto por los equipos de control. El sistema de control principal de una central de ciclo combinado es el Sistema de Control Distribuido (SCD) sobre el que se profundiza más adelante. Otros sistemas de control presentes en una central de este tipo son los Controladores lógicos programables (PLC’s) y el Controlador Speedtronic Mark VI. Los PLC’s en una central de ciclo combinado se encargan de supervisar y controlar plantas paquete, como es por ejemplo la Estación de Regulación y medida (ERM), están conectados al sistema de control distribuido. El Mark VI desempeña funciones de control de las turbinas de gas y de vapor con estación de control local y conectado igualmente al sistema de control distribuida.
Estos dispositivos se conectan entre sí mediante redes de planta cuyo tráfico está dedicado a la transferencia de programas y parámetros, sincronización de la actividad dentro de la célula de producción, alarmas, eventos...
Tiene exigencias mixtas, por una parte debe ser suficientemente rápida para transmitir alarmas y eventos de sincronización ( del orden de segundos), y al mismo tiempo debe ser capaz de transferir gran cantidad de datos a equipos muy distintos.
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NIVEL III: Nivel de Despachos: Este nivel lo forman grandes computadoras y estaciones de trabajo que se interconectan por redes típicas de tipo LAN (ethernet) y constituyen la sala de control de la central.
2. Sistemas de Control Distribuido Un Sistema de Control Distribuido (SCD) es un sistema de control que realiza funciones de adquisición de datos, control analógico y digital, control coordinado y supervisión y está constituido por un sistema digital basado en la tecnología de microprocesadores del tipo denominado Sistema de Control Distribuido.
El sistema realiza las funciones de conversión y acondicionamiento de señales (adquisición de datos), control analógico (regulación), control digital (enclavamientos,
protecciones,
etc.),
control
coordinado,
cálculo
y
procesamiento de alarmas, tendencias, gráficos de control y de proceso, supervisión de la planta, informes de operación y mantenimiento, cálculos de rendimiento, autodiagnóstico, interfase con otros sistemas informáticos, etc.
El desarrollo de la aplicación en cuanto a la asignación de funciones y gráficos a cada una de las estaciones de operación/supervisión se realiza de manera completa y flexible de modo que en caso de fallo de una estación cualquiera la otra tome a su cargo las funciones asignadas a la primera. Son dimensionadas con capacidad suficiente para procesar los datos adquiridos por las unidades de adquisición de datos, proveer a las distintas pantallas los gráficos especificados, canalizar a las unidades de salida las órdenes de operador dadas a través de los gráficos de mando, proveer a las impresoras de los informes especificados y realizar cálculos y otros programas específicos.
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2.1. Arquitectura de un Sistema de Control Distribuido
Las estaciones de operación/supervisión deben ser totalmente idénticas, autónomas y de capacidad plena de forma que cada una podrá acometer por sí sola todas las funciones de control y supervisión.
La estación de ingeniería/configuración tiene como función realizar las funciones de configuración y programación del sistema.
Las unidades de control y adquisición (UCA) son autónomas, siendo capaces de mantener el control de la planta por si solas en caso de fallo de cualquier nodo de la red, e incluso en caso de fallo total de la red de comunicación.
El sistema dispone de capacidad y velocidad suficientes para realizar sus funciones en las condiciones descritas.
2.2. Requisitos de las unidades de control y adquisición de datos
Las unidades de control y adquisición de datos (UCA) están constituidas por un sistema basado en microprocesadores que realizan todas
las funciones de
adquisición de datos y de control, o relacionadas con el mismo, necesarias para el funcionamiento de la planta, aun sin intervención del operador, independientemente de las estaciones de operación/supervisión y las redes de comunicación y datos. Las funciones anteriormente mencionadas son: adquisición de señales analógicas y binarias del proceso, emisión de señales analógicas y binarias a los elementos finales de control, acondicionamiento y procesamiento de señales (cálculos, linealización, valores límite, alarmas, etc.), control analógico y digital y control coordinado.
Con el fin de conseguir una alta disponibilidad, el hardware está diseñado de forma que las funciones se encuentren altamente distribuidas:
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un número limitado de entradas y salidas por módulo, un número reducido de lazos por cada UCA. De esta manera, un fallo simple tendrá consecuencias limitadas.
Todas las funciones de control requeridas para el funcionamiento automático a la planta son realizadas por las UCA. En caso de fallo de cualquier otro elemento del SCD la planta puede seguir funcionando conducida por las UCA.
Las señales de entrada y salida (analógicas y binarias) se cablean individualmente a las cabinas del sistema sobre regletas de bornas previstas.
Señales binarias de entrada:
Las señales binarias de entrada pueden ser contactos libres de potencial o señales alimentadas. El sistema de adquisición de datos ha de facilitar la alimentación de los contactos, preferiblemente a una tensión de 24 ó 48 V c.c.
El número de entradas por tarjeta preferido es de 16, y en ningún caso se deben admitir tarjetas con más de 32 entradas.
Señales analógicas de entrada:
El sistema estará preparado para aceptar señales procedentes de transmisores comerciales, tales como cualquier tipo de termopares y termoresistencias y señales de corriente y tensión. No se deben aceptar tarjetas con más de 8 entradas.
Cada entrada dispondrá de una vigilancia de rango eléctrico de la señal, tanto por encima como por debajo, así como de interrupción del circuito o de variación excesiva del valor de la señal. El sistema de autodiagnóstico avisará de cualquiera de estos sucesos e inhibirá el tratamiento de la entrada hasta que se recupere la condición normal. 39
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Para cada entrada se pueden efectuar funciones de corrección, contenidas en paquetes de software (preferiblemente grabados en EPROM): corrección de caudales de agua/vapor, corrección de caudales de gases, corrección de niveles, linealización de señales, etc.
Por cada señal analógica de entrada o calculada se puede obtener, al menos, cuatro valores límites, cada uno de los cuales llevará asociada una banda muerta.
Los parámetros definitorios de estos límites podrán ser fácilmente establecidos por el operador a través de las estaciones de operación/supervisión.
Tipos de entradas analógicas:
a. Señales de corriente: Las señales analógicas de entrada de uso general serán de 4-20 mA, procedentes de transmisores de dos hilos. El SCD ha de incluir en sus tarjetas la fuente de alimentación de 24 V c.c. para estos transmisores.
b. Señales de termopares: Estas señales procederán de termopares estándar. La compensación del extremo frío se debe de realizar individualmente en el SCD, no permitiéndose el uso de la temperatura media de los armarios. La linealización de los termopares se realiza, preferentemente, en la parte de acondicionamiento de las tarjetas. El error de linealización no será superior a ± 0,5º C .
c. Señales de termoresistencias: Estas señales procederán de termoresistencias estándar. El SCD ha de incluir en sus tarjetas la tensión o corriente de polarización del RTD.
d. Señales de tensión: El sistema de adquisición de datos debe tener capacidad para recibir señales de tensión de hasta 10V.
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Señales binarias de salida:
El sistema estará preparado para suministrar tres tipos de señales binarias:
1. Salidas de contacto libre de potencial, para interfase con otros sistemas de control de la planta. En este caso, las señales son alimentadas por el receptor de la señal.
2. Señales alimentadas para interfase con otros sistemas de control de la planta o para el mando de accionamientos eléctricos (motores, válvulas motorizadas, etc.). En este caso, se proveen salidas activas alimentadas a 48 V c.c. por el SCD.
3. Señales de accionamiento de solenoides. En este caso, el SCD provee salidas alimentadas, similares a las del punto 2, y un relé por señal. Estos relés se suministran montados en las cabinas del propio sistema de adquisición de datos o en uno o varios armarios de relés, totalmente conexionados para su cableado externo.
Los módulos de salida de salida incorporan un diodo LED para cada salida, que se iluminan cuando ésta esté activa.
Señales analógicas de salida:
Serán señales activas a 4-20 mA para el posicionamiento de válvulas de control u otros elementos de control modulantes. Estarán aisladas galvánicamente entre sí (ni el positivo ni el negativo serán común entre dos o más señales).
Señales binarias de entrada de alta velocidad:
Estas señales son contactos libres de potencial que deben ser alimentadas por el SCD. 41
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Sus características deben ser similares a las indicadas en las entradas binarias de contactos libres de potencial, con la salvedad de que se deben adquirir con una resolución de 1ms o inferior.
Controladores
Las unidades de control y adquisición, además de la adquisición de datos especificada, realizan las funciones de control analógico y digital y control coordinado. Además de la función básica PID, el controlador dispondrá de bloques de función para control en cascada, anticipación, transferencia auto/manual sin salto y, en general, todos los algoritmos relativos al control analógico.
Igualmente, el controlador dispone de bloques de función para control digital mediante puertas o bloques simples (AND, OR, NOT, MEMORIAS, SETRESET, RETARDOS, IMPULSOS, etc.) o bloques preconfigurados
para
control secuencial (bloques de paso, criterios de salto, etc.). Asimismo, el sistema realiza el control coordinado que, mediante un control simultáneo de las demandas de caldera y turbina, permita una operación estable de la planta. Los elementos finales de control asociados a los lazos (ya sean de lazo único o multilazos)
pueden
ser
operados
desde
las
operaciones
de
supervisión/operación, igualmente, los lazos podrán ser configurados desde la estación de ingeniería/configuración.
Los controladores realizarán los algoritmos de lazo y las rutinas de autodiagnóstico cíclicamente, en un tiempo de 50 a 250 ms para los lazos rápidos y 250 ms a 1seg para los lazos lentos.
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3. Red de comunicaciones La red de comunicaciones es el medio físico por el que se intercomunican los diferentes elementos distribuidos que constituirán el sistema cumpliendo las funciones que se les asignan.
La red de comunicaciones está constituida por dos vías redundantes totalmente independientes y espacialmente separadas, una en operación y otra en reserva totalmente preparada (hot stand-by). El fallo de una de las vías no reduce la disponibilidad de cualquier componente del sistema ni produce ninguna degradación en la transmisión de la información ni en la realización de las funciones del sistema durante ni después de la transferencia de la vía fallada a la de respaldo.
La red debe cumplir los siguientes requisitos técnicos: - La porción de tiempo de respuesta con que la red de comunicaciones contribuya al tiempo de respuesta total (los otros términos son el tiempo de adquisición, tiempo de procesamiento, etc.) debe ser tal que el tiempo de respuesta total para el caso de un lazo ubicado en una unidad de control que requiera una señal adquirida por otra unidad de control no supere los tiempos requeridos.
- La capacidad de la red debe ser tal que, en los momentos de máximo tráfico de datos, los requisitos de tiempos de respuesta especificados sigan cumpliéndose sin dificultad.
- La red debe asegurar la integridad de los datos transmitidos, incorporando a los mensajes códigos de redundancia adecuados que posibiliten la protección contra el ruido y fácil reconocimiento de destino.
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- La red está provista de un sistema de auto chequeo que vigila su topología y la degradación de las comunicaciones (por ejemplo, excesivos mensajes rechazos), desconecte las estaciones anómalas y genere las alarmas correspondientes.
4. Estación de Operación y Supervisión Cada estación de operación/supervisión consiste en un pupitre donde se instala el equipo desde el que se realizan las funciones de interfase entre el operador y el SCD. Desde las estaciones es posible controlar, mediante los gráficos de control, todas las áreas cubiertas por el SCD en modo automático o manual (actuar sobre las válvulas, bombas, solenoides, cambiar los puntos de consigna, etc.), vigilar el estado de todas las variables mediante gráficos sinópticos de proceso, alarmas, tendencias, informes de impresoras, etc.
En el interior de la consola se encuentra el sistema de proceso de datos (ordenador), con sus periféricos, conectado a la red de comunicaciones, de donde tomará las señales del sistema necesarias para realizar las funciones asignadas (supervisión, interfase hombre-máquina, ayuda a la operación, registro de datos, etc.).
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CAPÍTULO 6
PFC_METODOLOGÍA DE AUTOMATIZACIÓN
METODOLOGÍA DE
AUTOMATIZACIÓN
1. Recursos Partiendo de los siguientes recursos se han realizado los diagramas lógicos y los gráficos de proceso para cada sistema:
- Diagrama de Flujo: Representan la disposición física de los instrumentos y equipos de Instrumentación y Control.
- Descripción Funcional de cada sistema.
- Lista de entradas y salidas al Sistema de Control Distribuido (analógicas y binarias, cableadas)n con todas las características necesarias para su configuración en el SCD (tipo de señal, rango, unidades, valores límite de alarma, etc.)
- Lista de entradas y salidas Modbus al SCD (señales software), con todas las características necesarias para su configuración en SCD.
2. Criterios y terminología Los diagramas lógicos se han desarrollado siguiendo la normativa europea IEC 117-15. En el anexo A1 se describe la simbología de los distintos bloques lógicos (puertas lógicas, flip-flops, retardos, bloques de regulación, limitadores, selectores de alta y de baja, etc.).
Tanto las señales, como los sistemas, equipos, componentes e instrumentos son identificados mediante el sistema de identificación KKS.
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Este sistema es un código que de manera sencilla identifica el uso, el tipo y la localización del componente. KKS es un acrónimo derivado del título alemán Kraftwerk – Kennzeichen - System desarrollado por VGB PowerTech. En el anexo A2 se describe este sistema de manera más detallada.
Para la realización de los gráficos de proceso se han seguido unos criterios standard para todos los sistemas. Estos criterios se definen en el anexo A3.
3. Jerarquía de Control Existe una unidad de coordinación que es un módulo del programa de control, que asegura la operación coordinada de los distintos sistemas de la planta en las diferentes secuencias operativas previstas.
Esta unidad, entre otras cosas,
controlará el arranque coordinado de turbina de gas, caldera, turbina de vapor y ciclo de agua-vapor; abarcando, desde parada, arranque, aceleración, sincronización y toma de carga.
Esta unidad de coordinación es el APSS (Automatic Plant Start-up and Shutdown) en el proyecto de LAVRION V.
Los sistemas auxiliares automatizados que puedan operarse, bien como esclavos de la unidad de coordinación de planta, bien independientemente, dispondrán asimismo de unidades de coordinación de jerarquía inferior.
La jerarquía de control inferior se dividirá en control de:
1. Equipo. 2. Grupo. 3. Y de Sistema.
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Para que el nivel superior de jerarquía tenga el control sobre el inferior, éste debe de estar en automático. Los enclavamientos de cualquier nivel prevalecerán sobre el estado de los niveles de control.
El control de equipo (por Ej. una bomba) será el responsable del funcionamiento seguro del equipo y sus auxiliares, verificando todos los enclavamientos (mecánicos, eléctricos o de nivel superior), los permisivos y las órdenes tanto locales manuales como automáticas de nivel superior.
El control de grupo (por ej. un conjunto de bombas) será el responsable de la coordinación de los equipos que forman un grupo. Este control arrancará los equipos de reserva ante el disparo del principal. Este control únicamente disparará el grupo por causas comunes o por enclavamientos de nivel superior.
El control de sistema coordinará el funcionamiento secuencial, o dentro de los parámetros establecidos, de los grupos y equipos que componen el sistema. Este control se encargará de las secuencias principales de arranque, paro y disparo generales. Este nivel además, dará al menos una señal de disponibilidad, alarma general y aceptará las órdenes de arranque y paro desde el SCD.
4. Diagramas Típicos de Control
Los Diagramas Típicos de Control son los diagramas que representan la lógica de control de los componentes típicos de la planta con el fin de simplificar el desarrollo de la lógica requerida por cada sistema a automatizar.
Ejemplos de componentes para los que se desarrollan los Diagramas Típicos de Control son los grupos funcionales, las bombas, válvulas de control (motorizadas o neumáticas), válvulas todo o nada, selectores de instrumentos y de actuadores, motores eléctricos de baja y media tensión, etc.
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En el presente proyecto se han necesitado desarrollar los Diagramas Típicos de Control:
- Grupo Funcional (GRP_FCN). - Válvula motorizada todo/nada (MOV_1) - Válvula solenoide todo/nada normalmente cerrada (S_1). - Válvula solenoide todo/nada normalmente abierta (S_2). - Selector de instrumentos (SELECT_1de2).
Cada Diagrama Típico está formado por una primera hoja donde se representa una caja negra con las entradas y salidas requeridas, seguidamente el resto de hojas muestran la lógica necesaria para realizar el control y en una última hoja se muestra la estación de mando y su correspondiente lógica de señalización.
A continuación se muestra el ejemplo de cómo sería el Diagrama típico de un grupo funcional.
La figura anterior es un ejemplo de cómo sería la caja negra de un grupo funcional.
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La figura anterior muestra la lógica de control que iría dentro de la caja negra del grupo funcional.
Por último se muestra como sería la estación de mando para operar el grupo desde el gráfico de proceso.
Se pueden ver los Diagramas Típicos de Control desarrollados en la primera de parte de los Diagramas de Control.
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CAPÍTULO 7 CONTROL DEL SUMINISTRO DE COMBUSTIBLE El Gas Natural transcurre por tres zonas hasta llegar a la turbina de gas donde será usado como combustible: 1.- Acometida Interior: Comprende el tramo entre la posición de válvulas de la compañía suministradora y la entrada a la Estación de Regulación y Medida (ERM).
2.- Estación de Regulación y Medida (ERM): Con capacidad para dar el 100 % del caudal necesario a la turbina de gas y a la caldera auxiliar.
3.- Línea de Distribución: Comprende las tuberías, accesorios, y equipos a instalar desde la ERM hasta el compartimento de válvulas de la turbina de gas y hasta la caldera auxiliar.
Se han realizado los diagramas de control necesarios para controlar el suministro de Gas Natural, desde el Sistema de Control Distribuido, a través de la Estación de Regulación y Medida (ERM) y de Línea de Distribución. La Estación de Regulación y Medida tiene un control local realizado mediante un PLC (Controlador Lógico Programable) por lo que forma parte de los sistemas paquete.
1. Estación de Regulación y Medida (ERM) Como se ha mencionado anteriormente la ERM es un sistema paquete que es suministrado con sus propios sistemas de control y supervisión autónomos, conteniendo sus propios sistemas de medición con todos los instrumentos (indicadores
locales,
transmisores,
convertidores,
posicionadotes,
etc.),
accionamientos, controles analógicos y digitales y alarmas necesarias para una operación segura y correcta del sistema.
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El objetivo planteado en esta parte del presente proyecto es desarrollar la interfase con el Sistema de Control Distribuido para realizar el control y la supervisión de la planta paquete de forma remota.
1.1. Descripción funcional de la ERM
La estación tiene por finalidad el provocar una expansión al gas canalizado afín de regularlo a la presión de utilización en boca de turbina, sumada las perdidas de carga.
Otra de las finalidades es la de ejercer un control de caudales para posibilitar la facturación ya sea interna o externa.
La ERM está diseñada con dos líneas con capacidad para dar el 100 % del caudal a la turbina y otras dos para dar el 100 % de caudal necesario para la caldera auxiliar por cada una de las líneas. Por lo tanto habrá una línea en funcionamiento y otra en reserva en ambos casos.
Basándose en estos principios se desarrollan el resto de los sistemas y comenzando por el orden de entrada encontramos:
- Filtración. - Calentamiento. - Regulación. - Contaje. - ERM a calderas de calentamiento.
Filtración
Para evitar la posibilidad de introducir cualquier partícula de polvo en el sistema de gas se colocan sendos filtros de caucho (uno en cada línea).
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Estos filtros tienen unos manómetros diferenciales que cuando los filtros se colmatan nos dan una señal de alarma con un contacto cerrado libre de potencial.
La gestión de esta alarma la realiza el PLC y la envía al control distribuido (SCD).
Calentamiento
La expansión del gas en los reguladores produce un descenso de la temperatura que llegaría a congelar los reguladores de presión provocando serias averías en su funcionamiento, para evitar esto se calienta el gas previo a su regulación de presión.
Para realizar este calentamiento se debe crear un sistema que garantice las temperaturas del gas en los parámetros requeridos. Dicho sistema está compuesto de:
- Calderas y quemadores. - Bombas de recirculación. - Válvulas de control de la temperatura. - Intercambiadores de calor.
Calderas y quemadores
Para poder obtener la potencia calorífica es necesario utilizar una caldera de agua caliente a 4 bares de presión de timbre, con un quemador progresivo o modulante que nos aporta la energía a la caldera. Su funcionamiento se basa en mantener una temperatura en la boca de impulsión de la caldera constante.
Por otro lado el quemador dispone de un control de leva para aumentar o disminuir la potencia en función de las necesidades.
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Estos dos elementos están controlados por el PLC.
Bombas de recirculación
Para mover el agua de calderas y llevarla a los intercambiadores se emplean las bombas de recirculación.
El control de arranque o parada esa gestionado por el PLC.
Válvulas de control de la temperatura del gas
El sistema está configurado para que el quemador aporte energía suficiente para que la caldera nos mantenga en la impulsión una temperatura constante.
La función de las válvulas de control es mantener la temperatura del gas a la salida de la regulación.
La válvula de control de 3 vías regula el caudal de agua suficiente para que exista el intercambio necesario, el resto del caudal lo devuelve por la tercera vía al retorno. El utilizar el caudal necesario da un ahorro energético importante.
La válvula de control es controlada por el PLC.
Intercambiador de calor
Es el recipiente donde se produce la intercambiabilidad y están formados por el lado agua y el lado gas. No dispone de ningún control electrónico.
De toda la gestión que realiza el PLC solamente se entrega al control distribuido la señal de alarma de quemador bloqueado, bomba parada, o muy alta temperatura de calderas.
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Regulación
El sistema de regulación es donde se expansiona el gas para adaptar la presión de suministro a la presión de utilización.
Los reguladores tienen un funcionamiento totalmente mecánico (establecido por normativa), por lo tanto no pueden ser controlados remotamente. Dado que es un funcionamiento mecánico y que por lo tanto puede sufrir averías o saltos de las válvulas de seguridad dispone de sensores de alarma para que el personal de mantenimiento se persone y analice la causa que provocó la alarma.
Las alarmas establecidas son:
- Por salto de la VIS (final de carrera), con contacto libre de potencial. - Por fallo del regulador principal (prosostato), con contacto libre de potencial.
Contaje El sistema está formado por lo que llamamos lazo de contaje, en el cual se analizan los tres parámetros fundamentales a la hora de calcular el volumen en 3
m Nominales / h. Los tres parámetros son: - Temperatura, mediante un transmisor. - Presión, mediante un transmisor. - Frecuencia de pulsos, mediante un contador de turbina.
Estos equipos son conectados a un corrector de volumen que analiza los datos y nos calcula el volumen corregido.
Los correctores facilitan los datos al PLC mediante una comunicación Modbus y a su vez los envía al control distribuido. Para el lazo de contaje se instala un cromatógrafo que analiza la composición del gas y entrega la información al corrector. 54
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El corrector vuelca dicha información al PLC.
ERM a calderas calentamiento
Esta estación está encargada de suministrar el caudal de gas suficiente a la presión necesaria para el funcionamiento de los quemadores.
Es un sistema que su parte de regulación es totalmente mecánica. Dispone de una válvula eléctrica para el cierre en supuesto caso de que existiera una fuga de gas en la sala de calderas, es de rearme manual según normativa. El sistema de detección de gas genera una alarma disponible en el PLC y que envía al control distribuido.
1.2. Control remoto de la ERM
Como hemos introducido al principio de este apartado 1, El objetivo planteado en esta parte del presente proyecto es desarrollar la interfase con el Sistema de Control Distribuido para realizar el control y la supervisión de la planta paquete de forma remota.
Existe una conexión entre el PLC que realiza el control local y el SCD a través de un puerto serie RS-485 con protocolo Modbus y a través de señales cableadas.
Hay que distinguir entre:
- El panel local: Se refiere al panel de control suministrado con la planta paquete, situado en las proximidades de los equipos controlados.
- Panel remoto: Se refiere con este término a la estación de operación conectada al SCD y situada en la sala de control principal de la central.
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El Sistema de Control Distribuido está equipado con un reloj maestro al cual están conectados todos los PLC’s con objeto de llevar a cabo la secuencia de eventos de la central de forma adecuada.
Las señales transmitidas por puerto serie con protocolo Modbus son utilizadas únicamente para supervisión del estado de la planta desde el SCD, mientras que el control por parte de éste, y la comunicación de las variables necesarias para el mismo, se lleva a cabo por medio de señales cableadas.
Las únicas órdenes que se pueden dar a la estación desde el SCD cuando son las de control de la válvula motorizada situada a la entrada de la ERM. Para abrir y cerrar la válvula se utilizan señales digitales de marcha y paro desde el SCD y, por otro lado, la válvula motorizada deberá devolver señales de estado de apertura o cierre. Las ordenes de apertura y cierre se harán efectivas cuando se cumplan los convenientes permisivos y no existan enclavamientos ni condiciones de disparo.
La selección de mando desde panel local o desde panel remoto se realiza mediante un conmutador con tres posiciones situado en el panel local:
- Local - Fuera de servicio. - Remoto.
Se pueden ver los correspondientes diagramas de control, así como el correspondiente gráfico de proceso para el control remoto de la Estación de Regulación y Medida en la Parte II de este documento. También se presenta la lista de señales de entrada y de salida al SCD así como el diagrama de flujo donde se representan los equipos e instrumentos correspondientes.
2. Línea de distribución del gas natural
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El objetivo planteado en esta parte del presente proyecto es desarrollar los diagramas lógicos de control para controlar desde el Sistema de Control Distribuido la línea de distribución que como ya introducimos anteriormente comprende la zona que va desde la ERM hasta el compartimento de válvulas de la turbina de gas.
2.1. Descripción funcional
Los diferentes equipos de la línea de distribución por los que pasa el gas natural hasta llegar a la turbina de gas son:
Filtro separador
El filtro es un equipo necesario para garantizar un excelente grado de limpieza del gas natural hacia los puntos de consumo. El equipo lleva un nivel con contacto eléctrico para aviso a telecontrol del llenado de impurezas en el quipo y posterior drenaje de las mismas. Así mismo dispone de válvula de seguridad y escape para aliviar posibles sobrepresiones. Un transmisor de presión diferencial indica el grado de impurezas en los cartuchos que lleva incorporados el filtro mediante la toma de presión aguas arriba y abajo del mismo.
Si la presión diferencial o el alto nivel en el pocillo de drenajes superan unos determinados valores se dispara una alarma en la sala de control.
Calentador eléctrico del gas
El calentador eléctrico es necesario en los arranques, cuando el suministro del gas no tiene el sobrecalentamiento necesario. El sobrecalentamiento debe ser de 28 ºC por encima del punto de rocío del gas.
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El calentador eléctrico tiene una potencia de 350 KW. La máxima caída de presión permitida a través del calentador es de 0.35 bar. Este calentador eléctrico tiene un control local mediante PLC.
Dos transmisores de temperatura a ambos lados del calentador mandan una señal al panel de control del calentador. El control de calentador activará los elementos calentadores cuando la temperatura del gas sea menor que la exigida.
Desde el panel del control se controla el encendido y apagado del calentador y el apagado del calentador por sobre temperatura.
Calentador Agua-Gas
La misión de este calentador es el de calentar el gas que proviene del filtro hasta la temperatura requerida por la turbina de gas de 185 ºC.
El medio de calentamiento utilizado es agua de alimentación desaireada, procedente de la salida del economizador de media presión de la caldera de recuperación de calor.
El calentador de agua-gas consiste en dos cambiadores de carcasa y tubos en serie, válvulas de aislamiento, de venteo, alivio y drenaje y la instrumentación requerida para controlar la operación. El gas va por el lado de la carcasa y el agua por los tubos. Cada una de las celdas cambiadoras va provista de un colector en la parte inferior. Estos colectores poseen indicadores de nivel que informan automáticamente en caso de rotura o fuga en alguno de los tubos, abriendo y cerrando las válvulas de drenaje de los colectores.
La presión del agua será mayor que la presión del gas. Esto asegura que en caso de rotura de algún tubo el gas no entrará en el sistema de agua. El sistema dispone de salvaguardias que previenen la entrada de agua al sistema de combustión. 58
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Transmisor de caudal de gas a turbinas
Como último dispositivo antes de la turbina se dispone un medidor de caudal. El medidor de caudal de gas es de tipo placa de orificios con transmisión de caudal al sistema de control de la planta.
El tubo consta de un orificio por el que se hace circular el gas, dos transmisores de presión diferencial, dos sensores de temperatura y un transmisor de presión. El sistema de control de turbina utiliza las señales que provienen de estos instrumentos para calcular la presión, temperatura y caudal compensados de flujo de gas.
Tanque de recogida de drenajes
El tanque de recogida de drenaje es un depósito con capacidad para 1 m3 que recoge y almacena los líquidos descargados del filtro coalescente y al calentador de gas.
Cuando el nivel alcanza un determinado punto es necesario un drenaje manual. Si se recogen grandes cantidades de líquido será necesario analizar el posible origen.
2.2. Control del calentador Agua - Gas
El precalentamiento del gas antes de ser quemado en la turbina de gas se realiza con el calor tomado del ciclo de vapor.
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Los transmisores de temperatura se disponen en las entradas de los lados de agua y de gas y en la salida del gas. Las señales proporcionadas por estos instrumentos se mandan al sistema de control. Estas señales se utilizan para regular el flujo de la válvula de control de temperatura localizada a la salida del agua, para conseguir la temperatura requerida del gas.
Los controles para detección de fugas se disponen para proporcionar una rápida detección en un cambiador. El colector del módulo inferior está diseñado con un interruptor de alto nivel y tres interruptores redundantes de nivel alto / alto.
La activación del interruptor de alto nivel abrirá la correspondiente válvula de drenaje.
La activación de dos de los tres interruptores de alto / alto nivel aislará la alimentación de agua al y desde el cambiador. Esta acción conllevará una rápida disminución de la temperatura del gas.
Las siguientes válvulas reciben señal del sistema de control distribuido para su operación:
1EK_00AA201 1EK_00AA202 1EK_00AA203 1EK_00AA204 1EK_00AA205 1EK_00AA206 1EK_00AA207 1EK_00AA208 1EK_00AA209
Entrada del agua de alimentación. Venteo del agua de alimentación. Entrada del agua al cambiador. Salida del agua del cambiador. Venteo del agua de salida del cambiador. Salida del agua al condensador. Drenaje del colector 1. Drenaje del colector 2. Control de temperatura de la salida del agua.
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Durante el proceso de arranque de la turbina, se abrirá la válvula de control de temperatura, que como ya hemos mencionado está situada en la salida del agua al condensador. Ésto permite que la temperatura del agua de entrada, que proviene del economizador de media presión de la caldera de recuperación de calor, sea suficiente y la acción que aplica el regulador empezará a elevar sobre la mínima posición y se activará el calentador. Un permisivo activa el algoritmo de control. Este permisivo provoca la apertura de la válvula y modula su posición siguiendo el incremento de la temperatura del economizador de media presión.
Cuando se produce una parada el calentador es desactivado. La válvula continua operando en su mínima posición y cerrará finalmente cuando el calentador se para definitivamente o cuando la temperatura del agua de entrada
no es
suficiente para calentar el gas.
Arranque de turbina y caldera.
Previo a la iniciación del arranque de la caldera y de la turbina la válvula de entrada de agua de alimentación (1EK_00AA201), la válvula de entrada al cambiador (1EK_00AA203) y la válvula de salida (1EK_00AA206) están cerradas y las válvulas de venteo (1EK_00AA202) y (1EK_00AA205) están abiertas. La de entrada de agua 1EK_00AA201 y la de salida 1EK_00AA206 están sincronizadas para cerrarse simultáneamente.
De forma similar la válvula de entrada al cambiador 1EK_00AA203 se cierra simultáneamente con la de entrada del agua 1EK_00AA201 y por otro lado la válvula de salida del agua del cambiador 1EK_00AA204 se cierra simultáneamente con la de salida al condensador 1EK_00AA206. La válvula de
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control está normalmente cerrada y solo puede abrirse y modular cuando el resto de las válvulas están alineadas para normal operación.
Una vez que la bomba de alimentación de la caldera está en operación, el operador selecciona el calentador para ser puesto en servicio o la turbina de gas para ser dada a arranque normal. La válvula que da
entrada al agua de
alimentación es abierta y simultáneamente la válvula de venteo 1EK_00AA202 es mandada cerrar mientras que la válvula de entrada al cambiador 1EK_00AA203 es abierta. Esto permite que el lado de agua del cambiador sea presurizado estando el agua a mayor presión que el gas para evitar que se mezclen en caso de rotura. Posteriormente si no hay alarma debido a un alto nivel las válvulas de salida del agua de cambiador y la de salida hacia el condensador son abiertas mientras que la válvula de drenaje de salida del cambiador es cerrada.
La válvula de control modula para mantener la temperatura del gas de salida en la consigna de 185º C si es arranque en caliente o pending ºC si es arranque en frio (mediante un regulador PI) o modula para mantener una diferencia de temperatura entre la del agua de entrada y la de salida del gas inferior a 7,2 ºC (mediante otro regulador PI) según sea el menor valor de mando de los reguladores.
Este esquema de control minimiza la cantidad de calor a la entrada del condensador de la turbina de vapor y maximiza la eficiencia del condensador.
La diferencia de temperatura es mantenida hasta carga base con condiciones de máximo flujo o hasta que se alcanza la consigna de temperatura del gas de salida de 185 ºC.
Modo de operación normal
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PFC_SUMINISTRO DE COMBUSTIBLE
El controlador de la temperatura del gas incluye acción integral y posiciona a una válvula de control de temperatura. La consigna del lazo de control es la temperatura deseada del gas y la salida con la que se realimenta el lazo es la temperatura
del
gas
a
la
salida
del
calentador
(Transmisor
1EK_00CT004JT01A). La modulación de la válvula está limitada entre aproximadamente el mínimo (Cv) y el 100 % (Cv).
Como la carga varía durante el modo de operación normal de la planta, el control de temperatura del gas modulará para controlar para controlar y mantener la consigna del gas. En el rango más bajo de carga, cuando la temperatura de la salida del economizador es insuficiente, la temperatura de entrada del agua de alimentación no es suficiente para mantener la temperatura del gas de salida deseada.
Modo de operación de parada
Durante una parada de la turbina de gas la temperatura del gas es mantenida en el valor deseado hasta que la turbina y la caldera son llevadas a off-line.
Si durante una parada la temperatura del agua de alimentación es incapaz de mantener el valor deseado, la temperatura del gas de salida es gradualmente decrementado y las válvulas de entrada del agua 5EK_00AA201 Y 5EK_00AA203 y las válvulas de salida 5EK_00AA204 y 5EK_00AA206 son cerradas y la válvulas de venteo 5EK_00AA203 y 5EK_00AA205 son abiertas.
La válvula de control no alcanzará el valor de mínima posición hasta que el Sistema de Agua-Alimentación sale de servicio cerrando las válvulas 5EK_00AA201 y 5EK_00AA2006 o hasta que la temperatura del agua de alimentación alcanza su mínimo valor. La válvula de control cierra si se produce un disparo de las bombas de alimentación de la caldera. Durante periódicas paradas para mantenimiento cuando las bombas de alimentación de la caldera son paradas, la alimentación del combustible a través del calentador agua-gas debería ser manualmente cerrada. Hay una línea de 63
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PFC_SUMINISTRO DE COMBUSTIBLE
bypass alrededor del calentador que puede ser utilizado cuando éste está fuera de servicio. Esto es una operación local y manual. Las válvulas del lado del agua deberían estar en manual y cerradas.
Protecciones
Si la temperatura del gas supera los 380 ºF durante más de 30 segundos las válvulas de entrada y salida del aguaron cerradas (disparo del calentador por alta temperatura).
Durante operación normal la presión del agua de alimentación es 50 psi mayor que la presión del gas. Si la diferencia entre ambas cae por debajo de ese valor el operador será alertado mediante una alarma y si la diferencia cae a 25 psi se producirá un disparo y no se dejará pasar el agua al calentador.
64
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CAPÍTULO 8
PFC_CONTROL REMOTO DE LA CARGA
CONTROL REMOTO DE LA CARGA
La Turbina de Gas, la turbina de Vapor y el Generador son controlados desde dos sistemas de control Mark VI desarrollados por General Electric, uno para el control, protección y supervisión de la Turbina de Gas y la supervisión del Generador y otro para el control, protección y supervisión de la Turbina de Vapor.
La comunicación entre los sistemas Mark VI y el Sistema de Control Distribuido (SCD) se realiza mediante Ethernet TCP-IP y mediante señales cableadas para un determinado número de señales.
Los sistemas de control Mark VI tienen un panel local desde donde el operador selecciona Control Remoto o por el contrario Control Local. El Control Local es seleccionado cuando se requiere un arranque manual de las turbinas, mientras que por el contrario debe estar seleccionado Control Remoto para realizar el arranque automático de las turbinas desde el SCD bajo el control de la unidad de coordinación APSS (Automatic Plant Start-up and Shut Down ).
El objetivo del presente capítulo es desarrollar la interfase para controlar desde el Sistema de Control Distribuido la Potencia Activa y la Potencia Reactiva de la Planta. También se ha desarrollado la lógica para proporcionar la Temperatura de Ajuste (temperature matching) al Mark VI, cuya misión es ajustar la temperatura del vapor con la temperatura del metal de la Turbina de Vapor antes de empezar a admitir vapor de alta presión, condición indispensable para empezar a cargar.
Para realizar el control remoto desde el SCD de la carga se utilizan las señales cableadas, mientras que para el gráfico de proceso también se emplean señales recibidas por comunicaciones para realizar la supervisión de diferentes variables a tener en cuenta del estado de las Turbinas y del Generador.
64
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PFC_CONTROL REMOTO DE LA CARGA
A continuación se muestra un esquema simplificado de las diferentes conexiones existentes.
CENTRAL 24” MAIN OPERATOR STATION 1
24” MAIN OPERATOR STATION 2
GT HMI
ST HMI
Events Printer
Events Printer
Sala de Control GT LOCAL HMI
Señales cableadas
ST LOCAL HMI
Turbinas
Sala electrónica
Como vemos en la figura anterior también hay que tener en cuenta la posibilidad de realizar el control de la carga desde el Despacho Central de Generación (DCG), desde el cual se pueden controlar varias Plantas de Generación diferentes de forma remota.
Consideraciones a tener en cuenta:
1. Para el control de la carga de forma remota desde el SCD, debe ser previamente seleccionado modo remoto desde el panel local del Mark VI, una vez seleccionado se permiten las señales de entrada desde el SCD al Mark VI.
2. Una vez que la temperatura de ajuste es conocida y las condiciones del vapor de entrada son satisfechas, la Turbina de Vapor comienza a admitir vapor al abrir la válvula de control principal MCV (Main Control Valve). Después las válvulas de bypass son cerradas y la válvula de control principal se pone en control de presión de entrada a la Turbina de Vapor (control IPC).
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PFC_CONTROL REMOTO DE LA CARGA
Seguidamente la válvulas IGV’s (Inlet Guide Vane) de la Turbina de Gas se cierran quedándose en una posición de 49º (Posición requerida en esta secuencia de arranque), entonces el Mark VI envía una señal al SCD que permitirá el control de la carga de la Turbina de Gas.
1. Control de la Temperatura de Ajuste Como se ha introducido en el capítulo, para que la Turbina de Gas empiece a cargar una vez que el Generador está sincronizado, el Mark VI necesita conocer la temperatura de ajuste, que como dijimos, su misión era ajustar la temperatura del vapor (temperatura del vapor de escape de la Turbina de Gas) con la temperatura del metal de la Turbina de Vapor antes de empezar a admitir vapor de alta presión. Este algoritmo de control lo realiza el SCD.
Cabe la posibilidad de que sea la propia Unidad de Coordinación (APSS) la que habilite la lógica de control de la Temperatura de Ajuste cuando en su secuencia de arranque esto sea necesario y de igual manera la deshabilite cuando el proceso de ajuste a concluido. Por otro lado, cabe la posibilidad de habilitar y deshabilitar la lógica de control de manera manual desde la Estación de Operación.
Esta lógica puede disminuir la temperatura del vapor (abriendo o cerrando las válvulas IGV de la Turbina de Gas) si se trata de un arranque en frío (porque ha estado mucho tiempo parado) y la temperatura del metal es baja o incrementar la temperatura del vapor si se trata de un arranque en caliente (paradas cortas), ya que en esta situación estaría la temperatura del metal aun a altas temperaturas.
La temperatura requerida a la que debe de estar el vapor antes de entrar en la turbina es de 100 ºC por encima de la temperatura del metal y debe ser inferior a 566 ºC y superior a 371 ºC.
66
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PFC_CONTROL REMOTO DE LA CARGA
También cabe la posibilidad de que el operador introduzca de manera manual el valor de la temperatura de ajuste seleccionándolo en la Estación de Operación para casos de prueba.
El DCS también envía la velocidad de cambio de la temperatura del vapor y es usada para ajustar la posición de las válvulas IGV.
2. Modos de Control de la Carga Hay dos formas de Control de Carga desde el SCD:
- Carga Base. - Carga Externa. (Hay que distinguir entre MW Externos y MVAR Externos).
Si la orden de Carga Externa es dada a la turbina, una vez que esta se ha sincronizado se cargará a la consigna recibida desde el SCD. Cuando el modo de Carga Externa está seleccionado existe la posibilidad de control en modo Automático o en modo Manual.
Control de la Potencia Activa (MW):
En modo Manual hay dos posibilidades:
- Subir Velocidad\Carga: La velocidad se incrementará si el generador no está cerrado y la carga si sí lo está.
- Bajar Velocidad\Carga: es similar.
Cuando el control está en modo Automático el operador debe seleccionar si se desea controlar desde la Instalación o desde Despacho (DCG).
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PFC_CONTROL REMOTO DE LA CARGA
Si el control se hace desde la Instalación la consigna de carga es ajustada mediante los pulsadores Subida Lenta, Subida Rápida, Bajada Lenta, Bajada Rápida. El valor de la carga no puede exceder unos valores máximo y mínimo que son de 280 MW el mínimo y 400 MW el máximo.
Si el control está en modo Despacho (DCG) se deben cumplir las siguientes condiciones:
- El valor de la carga debe estar sobre el valor mínimo.
- El control de la presión de entrada a la Turbina de Vapor (control IPC) debe estar seleccionado.
- Se debe seleccionar este modo de control desde el propio despacho.
La consigna de la carga desde el Despacho debe estar entre los valores mínimo y máximo antes descritos. Si se está realizando el control desde el Despacho y se pasa el control a la Central la consigna de carga se restablecerá y tomará el valor real de la carga generada.
Si se está en modo de Carga de Base el operador no tiene la posibilidad de establecer una consigna de la carga.
Control de la Potencia Reactiva (MVAR):
El Control de la Potencia Reactiva desde el SCD es similar al de la Potencia Activa con algunas diferencias que detallan a continuación:
En modo Manual hay dos posibilidades:
- Subir Tensión/VARS: Ordena a la turbina incrementar la Potencia Reactiva o la tensión terminal del Generador.
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PFC_CONTROL REMOTO DE LA CARGA
- Bajar Tensión/VARS: Es similar.
Los valores de máximo y mínimo de Potencia Reactiva serían: MW generados * ( ± 0.62). Los diferentes modos de operación como son control Manual o control Automático de la Potencia Reactiva, así como la operación desde el Despacho como desde la Instalación deben ser seleccionados desde la Estación de Mando del “Control de la Potencia Reactiva”.
Para poder operar desde el Despacho se deben dar las siguientes condiciones:
- El control de la Potencia Reactiva debe estar en modo automático.
- Se debe dar paso al “Control desde Despacho” desde la Central.
- Desde el Despacho se debe seleccionar “Control de Potencia Reactiva”.
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CAPÍTULO 9
PFC_RESULTADOS
RESULTADOS
Los diseños que se han realizado para controlar el Suministro de Combustible y para controlar la Carga vienen incluidos en la sección de “Diagramas de Control”.
Como ya se introdujo en el Prólogo este proyecto está basado en las tareas en las que el proyectista ha colaborado con el departamento de Instrumentación y Control de Empresarios Agrupados en un proyecto real LAVRION V-CCPP encargado por la corporación griega Public Power Corporation S.A.
La verificación del correcto funcionamiento de los diseños de los Diagramas Lógicos de Control (pruebas FAT) ha sido realizada con el apoyo de la empresa americana Foxboro S.A.
Foxboro es otra empresa participante
en el proyecto LAVRION V-CCPP
encargada entre otras cosas de programar los Diagramas Lógicos de Control y construir los Gráficos de Proceso.
Foxdraw v8.0 permite construir y preconfigurar gráficos mediante una librería de más de 1200 bloques gráficos típicos y símbolos.
Es entonces en lo que antes hemos llamado pruebas FAT donde se prueba el correcto funcionamiento mediante simulación de los Diagramas Lógicos de Control.
A continuación se muestra algunos ejemplos de como han quedado los gráficos de las estaciones de control de Potencia Activa, Potencia Reactiva y control de la Temperatura de Ajuste una vez programados.
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PFC_RESULTADOS
Estación de Operación del Control de la Potencia Activa una vez programada.
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PFC_RESULTADOS
Estación de Operación del Control de la Potencia Reactiva una vez programada.
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PFC_RESULTADOS
Estación de Operación del Control de la Temperatura de Ajuste una vez programada.
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PFC_RESULTADOS
Estación de Operación de Modo de Control de Carga una vez programada.
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CAPÍTULO 10
PFC_CONCLUSIONES
CONCLUSIONES
Los objetivos que se marcaron al comienzo del presente proyecto fin de carrera han sido alcanzados de manera satisfactoria. Al comienzo del mismo eran muchos los retos que el proyectista se marcó, donde su primera labor fue estudiar y analizar las Centrales de Ciclo Combinado, cuyas características funcionales y técnicas eran desconocidas para él.
Una vez familiarizado con los Ciclos Combinados y gracias a la experiencia adquirida por medio de la beca de colaboración de la que ha disfrutado durante 10 meses en Empresarios Agrupados se han ido cumpliendo el resto de objetivos marcados en un principio y que se resumen a continuación:
- Se han diseñado los Diagramas Lógicos de Control necesarios para controlar desde el Sistema de Control Distribuido (SCD) el Suministro de Combustible (Gas Natural) y sus correspondientes Gráficos de Proceso.
- Se han diseñado los Diagramas Lógicos de Control necesarios para controlar desde el Sistema de Control Distribuido (SCD) la Potencia Activa, la Potencia Reactiva y la temperatura de Ajuste así como su correspondiente Gráfico de Proceso.
Estos diseños que a lo largo de los 10 meses de beca de colaboración se han ido realizando por el proyectista han sido, como se explicaba en el capítulo anterior, validados mediante simulación en las llamadas pruebas FAT.
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CAPÍTULO 11
PFC_CONCLUSIONES
FUTUROS DESARROLLOS
El posible futuro desarrollo del presente proyecto fin de carrera que el proyectista propone consistiría en “Simular el Suministro de Combustible de una Central de Ciclo Combinado” mediante la herramienta desarrollada por Empresarios Agrupados “EcosimPro”.
EcosimPro es una herramienta de simulación que surgió para dar soluciones al sector aeroespacial pero que actualmente se usa en un amplio rango de áreas de la ingeniería.
Thermal_Balance es una librería integrada en EcosimPro y que constituye una herramienta con la cual el ingeniero puede planificar, optimizar y diseñar sistemas de generación de energía. Permite construir modelos de manera gráfica mediante símbolos que pueden representar, por ejemplo, una tubería, una bomba, una turbina, un calentador, etc. También existe una interfase que facilita todos los pasos de simulación de los procesos, tales como análisis y validación de resultados y generación de informes.
Si el modelo a construir en particular lo requiere, el usuario tiene la opción de desarrollar su propio y específico componente.
Permite simular con diferentes fluidos como el agua, aire, dióxido de carbono, monóxido, helio, metano, propano, butano, etc. También es posible añadir nuevos fluidos.
Típicas aplicaciones de la librería Thermal_Balance son:
- Análisis de equipos. - Estudios paramétricos. - Optimización de equipos y modos de operación. - Estudio de malos funcionamientos.
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PFC_CONCLUSIONES
- Evaluación de modificaciones. - Detección de puntos críticos. - Diagnóstico. - Entrenamientos, etc.
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PFC_BIBLIOGRAFÍA
BIBLIOGRAFÍA
[1]
Robert W. Fisk, Robert L. VanHousen. GE Power Systems.Cogeneration Application Considerations.
[2]
R.W. Smith, P.Polukort, C.E. Maslak, C.M. Jones, B.D. Gardiner. GE Power Systems. Advanced Technology Combined Cycles.
[3]
D. Johnson and R.W. Miller. GE Drive Systems. Speedtronic Mark V Gas Turbine Control System.
[4]
J. Kure-Jensen. GE Power Systems. Speedtronic Mark V Steam Turbine Control System.
[5]
IEEE Power Engineering Society. El Nuevo Ciclo Inversor del Sector Eléctrico Español: Los Ciclos Combinados.
[6]
Santiago Sabugal. La generación de electricidad con Ciclos Combinados. Proyectos en España.
[7]
Fisher Rosemount. Thrid Edition. Control Valve Handbook.
[8]
Jaime Navarro Ocón. Empresarios Agrupados. Apuntes: Instrumentación utilizada en sistemas.
[9]
Jaime Navarro Ocón. Empresarios Agrupados. Apuntes: Control lógico y analógico.
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PFC_ESTUDIO ECONÓMICO
ESTUDIO ECONÓMICO El estudio económico de un proyecto tiene por objeto analizar su viabilidad así como el tiempo de recuperación de la inversión y el periodo de amortización.
En un proyecto de generación eléctrica también se debe estudiar exhaustivamente las economías de escala (reducción del coste de la unidad producida al aumentar el volumen de producción). En el caso tratado, dichos análisis han de ser llevados a cabo de forma global para la totalidad de la central y no de forma individual para cada uno de los sistemas que la componen.
En un proyecto de la magnitud del presente, que abarca una pequeña parte de las decenas de sistemas que integran la totalidad de la central, realizar un estudio económico carece de utilidad por el propio objetivo de dicho estudio. Proyectos de estas dimensiones se suelen presupuestar en función de las horas de ingeniería requeridas.
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ANEXOS
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A1. SIMBOLOGÍA
PFC_ANEXOS
IEC 117-15
DESCRIPCION
TABLA DE LA VERDAD
ENTRADA/SALIDA FÍSICA AL/DEL SISTEMA DE CONTROL
Nota 1
ENTRADA/SALIDA FÍSICA AL/DEL SISTEMA DE CONTROL DESDE/A CUADRO DE CONTROL PRINCIPAL
Nota 1
ENTRADA/SALIDA FÍSICA AL/DEL SISTEMA DE CONTROL DESDE/A PANEL LOCAL
Nota 1
ENTRADA/SALIDA VIRTUAL POR PANTALLA
Nota 1
ALARMA POR PANTALLA
A
ALARMA AL PANEL CONVENCIONAL
COMUNICACIONES IDENTIFICA SOBRE EL DIAGRAMA DE CONTROL UNA SEÑAL INTERNA A UTILIZAR EN LA DEFINICIÓN DE LA ESTACIÓN DE MANDO
Ann
SEÑAL DE PULSO
I
l1 l2
l1 l2
I
1
O
INVERSOR EL ESTADO DE LA SALIDA ES EL CONTRARIO AL DE LA ENTRADA
&
O
PUERTA Y (AND) LA SALIDA PERMANECE EN EL ESTADO “1” SI, Y SOLO SI, TODAS LAS ENTRADAS SE ENCUENTRAN EN EL ESTADO “1”
≥1
O
PUERTA O (OR) LA SALIDA PERMANECE EN EL ESTADO “1” SI AL MENOS UNA DE LAS ENTRADAS SE ENCUENTRA EN EL ESTADO “1”
0 t2
O
Nota 1: Las entradas se representarán en la parte izquierda de la hoja, líneas 1 a 33. Las salidas se representarán en la parte derecha de la hoja, líneas 34 a 66.
RETARDO DE TERMINACIÓN DE LA SALIDA LA TRANSICIÓN DEL ESTADO “1” AL ESTADO “0” EN LA SALIDA, SE PRODUCE CON UN RETARDO DE UN TIEMPO t2 RESPECTO A ESA MISMA TRANSICIÓN EN LA ENTRADA
I 1 0 I2 0 1 0 1 I2 0 1 0 1
I1 0 0 1 1 I1 0 0 1 1 ENTRADA SALIDA
1 0 1 0
O 0 1 O 0 0 0 1 O 0 1 1 1
t2
IEC 117-15 I
I
I
t1 0
t1 t2
t
R
S
O
Q _ Q
R
R
O
Q _ Q
S
S
O
1 0 1 1
Q _ Q
DESCRIPCION RETARDO DE INICIACIÓN DE LA SALIDA LA TRANSICIÓN DEL ESTADO “0” AL ESTADO “1” EN LA SALIDA, SE PRODUCE CON UN RETARDO DE UN TIEMPO t1 RESPECTO A ESA MISMA TRANSICIÓN EN LA ENTRADA RETARDOS DE INICIACIÓN Y TERMINACIÓN DE LA SALIDA LA TRANSICIÓN DEL ESTADO “0” AL “1” EN LA SALIDA SE PRODUCE CON UN RETARDO DE UN TIEMPO t1 RESPECTO A ESA MISMA TRANSICIÓN EN LA ENTRADA Y LA TRANSICIÓN DEL ESTADO “1” AL “0” EN LA SALIDA CON UN RETARDO t2 RESPECTO A ESA MISMA TRANSICIÓN EN LA ENTRADA IMPULSO DE SALIDA LA SALIDA SOLO CAMBIA AL ESTADO “1” CUANDO LA ENTRADA HA CAMBIADO AL ESTADO “1”. LA SALIDA PERMANECE EN EL ESTADO “1” DURANTE UN PERIODO DE TIEMPO t DESPUES DEL CUAL VUELVE AL ESTADO “0” AUNQUE LA ENTRADA SE MANTENGA O DESAPAREZCA BIESTABLE RS (RS FLIP-FLOP) SETTING (ENERGIZACIÓN): UNA SEÑAL “1” MOMENTANEA EN LA ENTRADA S PROVOCA UNA SEÑAL “1” MANTENIDA EN LA SALIDA Q Y UNA SEÑAL 0 EN LA SALIDA Q. RESETING (REPOSICIÓN): UNA SEÑAL MOMENTANEA “1” EN LA ENTRADA R REPONE LA SALIDA Q A “0” Y LA Q A “1”. LA VUELTA AL ESTADO “0” DE CUALQUIERA DE LAS ENTRADAS NO TIENE NINGUNA ACCIÓN SOBRE LAS SALIDAS
TABLA DE LA VERDAD ENTRADA SALIDA
1 0 1 0
ENTRADA
1 0
SALIDA
1 0
ENTRADA
1 0
SALIDA
1 0
t1
t1
t2
t
t
S
R
Q
Q
0
0
Qt-1
Qt-1
0
1
0
1
1
0
1
0
BIESTABLE RS CON ESTADO PREFERENTE ENERGIZACIÓN Y REPOSICIÓN SIMILAR AL CASO ANTERIOR. LA SALIDA MARCADA ASUME EL ESTADO “1” CUANDO LA ALIMENTACIÓN ELÉCTRICA ES PUESTA EN SERVICIO, YA SEA MEDIANTE CIRCUITO INTERNO O POR ACCIÓN DE UN PULSO EN LA PUERTA DE ENTRADA CORRESPONDIENTE.
S
R
Q
Q
0
0
Qt-1
Qt-1
0
1
0
1
1
0
1
0
BIESTABLE RS CON ENTRADA DOMINANTE R ENERGIZACIÓN Y REPOSICIÓN SIMILAR AL CASO ANTERIOR. LA SEÑAL “1” COEXISTENTE EN LAS DOS ENTRADAS PROVOCA UNA SALIDA Q = “1” Y Q = “0”. LA SALIDA Q = “1” NO SE CONMUTARÁ A “0” HASTA DESAPARECER R = “1” Y APARECER S = “1”.
S
R
Q
Q
0
0
Qt-1
Qt-1
0
1
0
1
1
0
1
0
1
1
0
1
IEC 117-15
DESCRIPCION
1 1 1 0
BIESTABLE RS CON ENTRADA DOMINANTE S ENERGIZACIÓN Y REPOSICIÓN SIMILAR AL CASO ANTERIOR. LA SEÑAL “1” COEXISTENTE EN LAS DOS ENTRADAS PROVOCA UNA SALIDA Q = “0” Y Q = “1” LA SALIDA Q = “1” NO SE CONMUTARÁ A “0” HASTA DESAPARECER S = “1” Y APARECER R = “1”
S R
S R
l1 l l2
T
S1 S2
1 0 1 0
Q _ Q
Q _ Q
TABLA DE LA VERDAD
BIESTABLE RS SIN ENTRADAS DOMINANTES ENERGIZACIÓN Y REPOSICIÓN SIMILAR A LOS CASOS ANTERIORES. LA SEÑAL “1” COEXISTENTE EN LAS DOS ENTRADAS PROVOCA UNA SALIDA Q = “0” Y Q = “0”.
BIESTABLE T MEMORIA DE COMPORTAMIENTO ESTABLE SIN POSICIÓN PREFERENCIAL Y CON ENTRADA DE EFECTO DINÁMICO. CADA SEÑAL MOMENTANEA EN LA ENTRADA I CAMBIA EL ESTADO DE LAS SEÑALES MANTENIDAS DE SALIDA S1 Y S2. UNA SEÑAL MOMENTANEA EN LA ENTRADA I1 PROVOCA UNA SALIDA S1 = “1” Y S2 = “0” UNA SEÑAL MOMENTANEA EN LA ENTRADA I2 PROVOCA UNA SALIDA S1 = “0” Y S2 = “1”
S
R
Q
Q
0
0
Qt-1
Qt-1
0
1
0
1
1
0
1
0
1
1
1
0
S
R
Q
Q
0
0
Qt-1
Qt-1
0
1
0
1
1
0
1
0
1
1
0
0
I
11
12
S1
S2
0
0
0
S1t-1
S2t-1
0
1
0
1
0
0
0
1
0
1
1
X
X
S1t-1
S2t-1
FUNCION Y SIMBOLO
ECUACION MATEMATICA
REPRESENTACION GRAFICA x
SUMADOR
m
X1
m = X1 + X2 + .... + Xn
Σ
LA SALIDA IGUALA A LA SUMA ALGEBRAICA DE LA ENTRADAS
X2 t
Σ/n
m=
X1 + X2+......+ Xn n
∆
t
LA SALIDA IGUALA A LA DIFERENCIA ALGEBRAICA ENTRE LAS DOS ENTRADAS
X2 t
t
LA SALIDA ES DIRECTAMENTE PROPORCIONAL A LA ENTRADA
m = Kx
K t1 INTEGRAL
∫
m=
1 T
∫
LEAD
t2
LA SALIDA ES PROPORCIONAL A LA VARIACIÓN (DERIVADA) DE LA ENTRADA t1
MULTIPLICADOR
t1
t
x t1
÷
m=
X1 X2 t1
EXTRACTOR DE RAIZ
√
t
t1
t LA SALIDA IGUALA AL COCIENTE ENTRE LAS DOS ENTRADAS
t1
t
t
m
x
LA SALIDA IGUALA A LA RAIZ DE LA ENTRADA
m= X t
t
LA SALIDA IGUALA A UNA FUNCIÓN DEL TIEMPO MULTIPLICADA POR EL NUMERO DE VECES EXPRESADO POR EL VALOR DE LA ENTRADA
m = x . f (t)
f(t) m = X1 si X1 ≥ X2
>
m = X2 si X1 ≤ X2
SELECTOR DE BAJO
<
t
t1
x
SELECTOR DE ALTO
X2
t1
m = X1 si X1 ≥ X2
LIMITADOR DE ALTO
> LIMITADOR DE BAJO
< PROPORCIONAL INVERSO
LA SALIDA IGUALA A LA MENOR DE LAS ENTRADAS
X1
m = X2 si X1 ≤ X2
m =
t
m
X2
t1
LAG
LA SALIDA IGUALA A LA MAYOR DE LAS ENTRADAS
t
x
RETARDO
t
m
X1
t
t1
t
m LA SALIDA IGUALA A LA ENTRADA DESPUÉS DE UN RETARDO
X .K 1 + TS t
t1
x
X
t
m
LA SALIDA IGUALA AL MENOR DE LOS VALORES ENTRE LA ENTRADA Y EL VALOR LIMITE ALTO
m = X si X ≤ H H
m = H si X ≥ H t1 x
X1 m X2
x
t m
x
t1 LA SALIDA IGUALA AL PRODUCTO DE LAS DOS ENTRADAS
X2
m = X1 . X2
DIVISOR
t FUNCIÓN DE TIEMPO
t
X1 m
LA SALIDA IGUALA A UNA FUNCIÓN NO LINEAL DE LA ENTRADA
m = f ( x)
x
dx dt x
t
f(x)
m
x
m = TD
t
LA SALIDA VARIA DE ACUERDO A LA DURACIÓN Y MAGNITUD DE LA ENTRADA. LA SALIDA ES PROPORCIONAL A LA INTEGRAL EN EL TIEMPO DE LA ENTRADA
LA SALIDA IGUALA A LA ENTRADA ELEVADA A UNA POTENCIA
m
x
t1
t1 t2
t
FUNCIÓN NO LINEAL
DEFINICION
m
m = xn
t
m
x dt
DERIVATIVO
d/dt
t1
t
x
t1
EXPONENCIAL
xn
REPRESENTACION GRAFICA x
t1
m
x
PROPORCIONAL
LA SALIDA IGUALA A LA SUMA ALGEBRAICA DE LAS ENTRADAS DIVIDIDA POR EL NÚMERO DE ENTRADAS
m
X1
m = X1 - X2
ECUACION MATEMATICA
t
m
t x
DIFERENCIA
FUNCION Y SIMBOLO
t X1 X2 X3
x
MEDIA ARITMÉTICA
DEFINICION
t X
t1
t
m
LA SALIDA IGUALA AL MAYOR DE LOS VALORES ENTRE LA ENTRADA Y EL VALOR LIMITE BAJO
m = X si X ≥ L L
m = L si X ≤ L t1
t
t1
x
t t
LA SALIDA ES INVERSAMENTE PROPORCIONAL A LA ENTRADA
m = -K . X
-K t
m
FUNCION Y SIMBOLO
ECUACION MATEMATICA
REPRESENTACION GRAFICA x
m
BIAS m = X ± b
±
b t
GENERADOR SEÑAL ANALÓGICA
t m
NO APLICA
m = A
A
A t
FUNCION Y SIMBOLO
DEFINICION
ECUACION MATEMATICA
REPRESENTACION GRAFICA
LA SALIDA IGUALA A LA ENTRADA INCREMENTADA (O DECREMENTADA) EN UN VALOR ARBITRARIO (BIAS)
ALTO H/
m =0 m =1
si X ≤ H si X > H
ALTO CON BANDA MUERTA H //
0
t
dm dx dx = si ≤ H dt dt dt dm dx = H si ≥ H dt dt
m = X1 para el estado 1
T
←
t1 t2
x
TRANSFERENCIA
m
x dx 〉H dt
t1 t2
t
Mediana
dm =H dt
t
X2 m X1
m = X2 para el estado 2 t
CS
←
t ESTADO 1 ESTADO2
LA SALIDA IGUALA A LA ENTRADA QUE HAYA SIDO SELECCIONADA POR LA TRANSFERENCIA. (EL ESTADO DE LA TRANSFERENCIA SE ESTABLECE EXTERNAMENTE).
/L
m =0 m =1
si X ≥ L si X < L
// L
H/L
H // L
LA SALIDA SERÁ “1” CUANDO LA VARIABLE ANALÓGICA DE ENTRADA SEA MENOR QUE EL VALOR L (“0” EN CASO CONTRARIO)
1
L
0
t
t1
t
SIMILAR AL BAJO, INCLUYENDO BANDA MUERTA
m1 m1 m2 m2
= = = =
LA SALIDA ADOPTA EL VALOR LÓGICO “1” CUANDO LA SEÑAL DE ENTRADA ES DE MALA CALIDAD (FUERA DE RANGO) LA SALIDA IGUALA A LA MEDIANA DE LAS ENTRADAS
t
m
t1 VALORES LÍMITE
<
<
LIMITADOR DE VELOCIDAD
BAJO
t1
SIMILAR AL ALTO, INCLUYENDO BANDA MUERTA x
LA SALIDA IGUALA A LA ENTRADA SIEMPRE Y CUANDO LA VELOCIDAD DE VARIACIÓN DE LA ENTRADA NO EXCEDA DE UN VALOR LÍMITE. SI ESTO ULTIMO SUCEDE, LA SALIDA CAMBIARÁ SEGÚN EL VALOR ESTABLECIDO POR ESTE LÍMITE HASTA QUE LA SALIDA IGUALE DE NUEVO A LA ENTRADA
LA SALIDA SERÁ “1” CUANDO LA VARIABLE ANALÓGICA DE ENTRADA SEA MAYOR QUE EL VALOR H (“0” EN CASO CONTRARIO).
1
H t1
LA SALIDA IGUALA A LA SEÑAL ANALÓGICA DESARROLLADA POR EL GENERADOR DE SEÑAL
DEFINICION
m
x
m1 m1 m2 m2
= = = =
0 si 1 si 0 si 1 si H = L
X≤H X>H X≥L X L
X≤H X>H X≥L X 10%
YA01D
Transmisores Desv.>10%
18
52
SALIDA
20
Salida Seleccionada
XY01
21
53 54
22
55
Vuelta aMAN
23
XY24 0
24
YA24
Vuelta a MAN Vuelta a MAN
25
56 57 58 59
SELECT_1de2
27
60
28
61
29
62
30
63
31
64
32
65
33
66
PFC
Germán Agudo Agudo
DIAGRAMA DE CONTROL DIAGRAMAS DE CONTROL TÍPICOS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA I.C.A.I.
Log_1p.xlt
50 51
19
26
47 48
16 17
44
SELECTOR 1 DE 2 LAZO PAG.LAZO
1DCS_TP 1 de 4
PAG.
5
CONT:
5A
FROM
DESCRIPTION
CODE
CODE
DESCRIPTION
TO
1
34 0 JT01A 0 JT02A
0
2
0
3
T1
CS T2
Mala calidad Transmisor 1 Mala calidad Transmisor 2
YA01M
CS
YA02M
35 36
4
37
5
38
6
Mala calidad Transmisor 2 Mala calidad transmitter 1
XY02B
7
XY01B
8
∆
a
10 «» B / 48
Transmisor 1 seleccionado
«» XY11P
«» B / 52
transmisor 2 seleccionado
«» XY21P
c d
12 13
b
T
43
&
3s 0
H/L
Transmisor Desv. > 10%
YA01D
T
46
a
47
∑/2
If c=1; d=a
48
b
16
c
17
T
18
49 50
a
d
51
b
19
&
20
c
T
52
a
d
53
21
54
22
&
23
b
c
T
55
a
56
M
d
24
Salida Seleccionada
XY01
25 «» B / 43
Promedio Seleccionado
57 58
&
«» XY10M
59
27
60
28 «» B / 55
Vuelta a Manual
≥1
«» XY24R
Vuelta a Manual Vuelta a Manual
XY24
RM
YA24
61 62
30
63
31
64
32
65 Macro SELECT_1de2
33
PFC
Germán Agudo Agudo
66
DIAGRAMA DE CONTROL DIAGRAMAS DE CONTROL TÍPICOS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA I.C.A.I.
Log_1p.xlt
44 45
d
15
29
40
42
>10% 10%
Calentador Gas Grp-Funcional
Temp Gas Alta
46 47
T-1
15
DES > 10%
16 17
Temperatura del Gas de salida YA02M
YA01D
48 49
193 ºC Temperatura del Gas de salida
Transmisor 2
5EK_00CT003 JT02A
30s 0
H/
T-2
XY03
«» 1E / 23
18
51
19
52
SALIDA
20
XY01
21
1
22 23 24
50
Vuelta a Man
XY01 XY02
SELECT_1de2
CV 209: VÁLVULA DE CONTROL DE TEMP CV 209: VÁLVULA DE CONTROL DE TEMP CV 209: VÁLVULA DE CONTROL DE TEMP Temperatura del Gas de salida
YA24
variable Proceso
«» 13A / 1
Permisivo auto Vuelta a manual Vuelta a manual
«» 13A / 3 «» 13A / 7
53 54 55 56 57
25
58
26
59
27
60
28
61
29
62
30
63
31
64
32
65
33
66
PFC
Germán Agudo Agudo
DIAGRAMA DE CONTROL LÍNEA DE DISTRIBUCIÓN DEL GAS NATURAL
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA I.C.A.I.
TEMPERATURA DEL GAS DE SALIDA LAZO PAG.LAZO
1EK_00CT003 1 de 1
PAG.
19
CONT:
20
DESDE
DESCRPCIÓN
CÓDIGO
CÓDIGO
DESCRIPCIÓN
A
1
34
2
35
3
36
4
37
5
38
6
39
7
40
8
41
9
42
10
43
11
44 Temp del Agua de salida
CS
12
Transmisor Mala calidad
13 14
45 46
Temp del Agua de salida
Transmisor
1EK_00CT004 JT01A
Temp del Agua de salida
47
15
48
16
49
17
50
18
51
19
52
20
53
21
54
22
55
23
56
24
57
25
58
26
59
27
60
28
61
29
62
30
63
31
64
32
65
33
66
PFC
Germán Agudo Agudo
DIAGRAMA DE CONTROL SISTEMA DE GAS NATURAL
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA I.C.A.I.
TEMPERATURA DEL AGUA DE SALIDA LAZO PAG.LAZO
1EK_00CT004 1 de 1
PAG.
20
CONT:
21
DESDE
DESCRPCIÓN
CÓDIGO
CÓDIGO
DESCRIPCIÓN
A
1
34
2
35
3
36
4
37
5
38
6
39
7
40
8
41
9
42
10
43
11
44 Flujo del Agua de salida
CS
12
Transmisor Mala calidad
13 14
45 46
Flujo del Agua de salida
Transmisor
1EK_00CF001 JT01A
Flujo del Agua de salida
47
15
48
16
49
17
50
18
51
19
52
20
53
21
54
22
55
23
56
24
57
25
58
26
59
27
60
28
61
29
62
30
63
31
64
32
65
33
66
PFC
Germán Agudo Agudo
DIAGRAMA DE CONTROL LÍNEA DE DISTRIBUCIÓN DEL GAS NATURAL
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA I.C.A.I.
FLUJO DEL AGUA DE SALIDA LAZO PAG.LAZO
1EK_00CF001 1 de 1
PAG.
21
CONT:
22
DESDE
DESCRPCIÓN
CÓDIGO
CÓDIGO
DESCRIPCIÓN
A
1
34
2
35
3
36
4
37
5
38
6
39
7
40
8
41
9
42
10
43
11
44
12
45
13 14
46 Filtro separador del Gas Natural
Alta presión dif.
1EK_10CP001 JH01A
Filtro separador del Gas Natural
Alta presión dif.
47
15
48
16
49
17
50
18
51
19
52
20
53
21
54
22
55
23
56
24
57
25
58
26
59
27
60
28
61
29
62
30
63
31
64
32
65
33
66
PFC
Germán Agudo Agudo
DIAGRAMA DE CONTROL LÍNEA DE DISTRIBUCIÓN DEL GAS NATURAL
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA I.C.A.I.
ALTA PRESIÓN DIFERENCIAL.FILTRO SEPARADOR LAZO PAG.LAZO
1EK_10CP001 1 de 1
PAG.
22
CONT:
23
DESDE
DESCRPCIÓN
CÓDIGO
CÓDIGO
DESCRIPCIÓN
A
1
34
2
35
3
36
4
37
5
38
6
39
7
40
8
41
9
42
10
43
11
44
12
45
13 14
46 Pocillo drenaje Filtro Separador
Alto Nivel
1EK_10CL001 JH01A
Alto Nivel
Pocillo drenaje Filtro Separador
47
15
48
16
49
17
50
18
51
19
52
20
53
21
54
22
55
23
56
24
57
25
58
26
59
27
60
28
61
29
62
30
63
31
64
32
65
33
66
PFC
Germán Agudo Agudo
DIAGRAMA DE CONTROL LÍNEA DE DISTRIBUCIÓN DEL GAS NATURAL
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA I.C.A.I.
POCILLO DRENAJE FILTRO SEPARADOR LAZO PAG.LAZO
1EK_10CL001 1 de 1
PAG.
23
CONT:
24
DESDE
DESCRPCIÓN
CÓDIGO
CÓDIGO
DESCRIPCIÓN
A
1
34
2
35
3
36
4
37
5
38
6
39
7
40
8
41
9
42
10
43
11
44
12
45
13 14
46 Válvula de bypass.Filtro separador
Final Carrera N cerrada
1EK_10AA004 JH16C
Válvula de bypass.Filtro separador
Final Carrera N cerrada
15
48
16 17
47
49 Válvula de bypass.Filtro separador
Final Carrera N abierta
1EK_10AA004 JH11A
Válvula de bypass.Filtro separador
Final Carrera N abierta
50
18
51
19
52
20
53
21
54
22
55
23
56
24
57
25
58
26
59
27
60
28
61
29
62
30
63
31
64
32
65
33
66
PFC
Germán Agudo Agudo
DIAGRAMA DE CONTROL LÍNEA DE DISTRIBUCIÓN DEL GAS NATURAL
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA I.C.A.I.
VÁLVULA DE BYPASS.FILTRO SEPARADOR LAZO PAG.LAZO
1EK_10AA004 1 de 1
PAG.
24
CONT:
25
DESDE
DESCRPCIÓN
CÓDIGO
CÓDIGO
DESCRIPCIÓN
A
1
34
2
35
3
36
4
37
5
38
6
39
7
40
8
41
9
42
10
43
11
44
12
45
13 14
46 Válvula de bypass.Calentador Eléctrico
Final Carrera N cerrada
1EK_10AA004 JH16C
Válvula de bypass.Calentador Eléctrico
Final Carrera N cerrada
15
48
16 17
47
49 Válvula de bypass.Calentador Eléctrico
Final Carrera N abierta
1EK_10AA004 JH11A
Válvula de bypass.Calentador Eléctrico
Final Carrera N abierta
50
18
51
19
52
20
53
21
54
22
55
23
56
24
57
25
58
26
59
27
60
28
61
29
62
30
63
31
64
32
65
33
66
PFC
Germán Agudo Agudo
DIAGRAMA DE CONTROL LÍNEA DE DISTRIBUCIÓN DEL GAS NATURAL
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA I.C.A.I.
VÁLVULA DE BYPASS.CALENTADOR ELÉCTRICO LAZO PAG.LAZO
1EK_10AA004 1 de 1
PAG.
25
CONT:
-
DESDE
DESCRIPCIÓN
CÓDIGO
CÓDIGO
DESCRIPCIÓN
A
1
34
2
35 OPERADOR CONSIGNA TEMP AJUSTE
3
OM
36
XZ01 A1
4
OPERADOR CONSIGNA LOCAL TEMP METAL
HMI
5
38
6
39
A
7 OPERADOR CONSIGNA LOCAL TEMP AJUSTE OPERADOR CONSIGNA EXTERNA TEMP AJUSTE
8 9
T XZ02 XZ03
1
1
1
0
«» 1B / 47
ST TEMP METAL PARA TEMP AJUSTE
F
XY01
A
41
<
43
T
Σ
XB01 SP
F
A
100 ºC BIAS
14 GT 52 G CERRADA
OPERADOR CNTRL TEMP AJUSTE ACTIVAR
17
XC01 1
1
0
0.5
XB02 PC
F
≥1
22 23
1
1
1
0
T
27
PRESIÓN DE CALDERÍN HP
F
XY03
371 ºC
T
f (x)
28
A
A
A
31
60.01
B
A
T
48
F
16
49
<
17 18
«» 3 / 39
GT Min MVAR
XB01
GT Max MVAR
CONSIGNA MVAR ESTERNA A MK VI
HMI
CONSIGNA MVAR ESTERNA A MK VI
«» XY02
52 53
21
54
22
55
T
23
56
>
T
24
57
25
58
F
«» 3B / 11
MVAR desde DESPACHO
26
<
27
61
T
29 30
62 63
F
31
64
32 33
59 60
T
28
65 DCG
CONSIGNA MVAR desde DESPACHO
66
. PFC
Germán Agudo Agudo
DIAGRAMA DE CONTROL CONTROL DE CARGA
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA I.C.A.I.
Log_1p.xlt
50 51
SP «» 3 / 43
GT MK-VI
«» XY01
19 20
40 41
«» 3 / 49
10 11
35 36
6 7
AUX XFMR MVAR
XF04
4 5
DCG
CONTROL DE LA POTENCIA REACTIVA LAZO PAG.LAZO
1CJ_10EA012 3 de 6
PAG.
3B
CONT:
3C
FROM
DESCRIPTION
CODE
CODE
DESCRIPTION
TO
1
34
2 3
35 GT MK-VI
CONSIGNA MVAR EXTERNA DESDE MK-VI
FB XA01
4
XA01
CONSIGNA MVARS EXTERNA DESDE MK-VI CONSIGNA MVARS EXTERNA DESDE MK-VI
HMI APSS
5 6
37 38
GT MK-VI
MVARS GENERADOS
P
XA02
8
XA02
9
XA02
10
HMI
MVARS GENERADOS
XA02
7
XF03
APSS
MVARS GENERADOS MVARS GENERADOS
3A / 06
MVARS GENERADOS
3B / 05 DCG
MVARS GENERADOS
39 40 41 42 43
11
44
12
45
13
46
14 15
47 01 / 46
AUTO MVAR
1CJ_10EA010 XY03
48
16
49
17
50
&
18 SUBIR V/VARS
19
GT MK-VI
SUBIR Volts/VARS
XD01
A5
HMI
SUBIR Volts/VARS
XZ13
20
& BAJAR V/VARS
22
GT MK-VI
BAJAR Volts/VARS
XD02
A6
HMI
BAJAR Volts/VARS
XZ14
23
52
54 55 56
24 25
51
53
21
57 04 / 60
REMOTO
1CJ_10EA013 XC01
58
26
59
27
60
28
61
29
62
30
63
31
64
32
65
33
66
PFC
Germán Agudo Agudo
DIAGRAMA DE CONTROL CONTROL DE LA CARGA
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA I.C.A.I.
Log_1p.xlt
36
CONTROL DE LA POTENCIA REACTIVA LAZO PAG.LAZO
1CJ_10EA012 4 de 6
PAG.
3C
CONT:
3D
FROM
DESCRIPTION
CODE
1 2 3 4 5 6
MW GENERADOS CONSIG. MW A MK VI CONSG. MW DESDE MK VI MAX MW MIN MW
P
X
SP
EXTERNAL REACTIVE LOAD CONTROL
FB LS
P
MVAR GENERADOS
XXXX
SP
MVAR EXT. A MK VI
XXXX
FB
MVAR EXT. DESDE MK VI
XXXX
LÓGICA DE SEÑALIZACIÓN
LI
7 8 9
SEÑAL
LÓGICA
TEXTO
COLOR TEXTO
COLOR DE FONDO
NOTAS
P
VALOR NUMÉRICO
MVAR GENERADOS
NEGRO
BLANCO
-
SP
VALOR NUMÉRICO
NEGRO
BLANCO
-
Z1
FB
VALOR NUMÉRICO
NEGRO
BLANCO
-
Z5
LS
VALOR NUMÉRICO
NEGRO
BLANCO
-
AAAA AAAA AAAA
10 Z6
11 12 13
AUTO MW
A1
CONSIGNA MVAR EXTERNA A MK VI CONSIGNA MVAR EXTERNA DESDE MK VI LÍMITE SUPERIOR
14 15
LI A3 Z1
CONTROL A DESPACHO
A4
Z2
18 19
SUBIR VEL/CARGA
Z3 A5
20 21
Z4 BAJAR VEL/CARGA
A6 Z5
22 23
CNTRL DESP PERMITIDO
A7
24 25
BAJAR Volts/MVAR
manual
Z2 CONTROL A CENTRAL
16 17
SUBIR Volts/MVARS
CONTROL DESPACHO
A8
Z6
VALOR NUMÉRICO
LÍMITE INFERIOR
NEGRO
BLANCO
-
SI A1 = 0
MANUAL
BLANCO
ROJO
SI A1 = 1
MANUAL
NEGRO
VERDE
SI A1= 1
AUTO
BLANCO
AZUL
SI A1= 0
AUTO
NEGRO
VERDE
SI A3= 1
CONTROL A CENTRAL
NEGRO
AMARILLO
SI A3= 0
CONTROL A CENTRAL
NEGRO
GRIS
SI A4= 1
CONTROL A DESPACHO
NEGRO
AMARILLO
SI A4= 0
CONTROL A DESPACHO
NEGRO
GRIS
SUBIR Volts/MVAR
NEGRO
AMARILLO
SI A5= 0
SUBIR Volts/MVAR
-
-
SI A6= 1
BAJAR Volts/MVAR
NEGRO
AMARILLO
SI A6= 0
BAJAR Volts/MVAR
-
-
SI A5= 1
Auto LS
MAX MVAR -
XXXX -
AAAA
LI
MIN MVAR 1
-
XXXX
AAAA
Z7
CNTRL DESPCH MVAR PERMITIDO Z8
-
CONTROL DESPACHO MVAR Z4
Z7
SI A7= 1
CONTROL DESPACHO MVAR PERMITIDO
NEGRO
AMARILLO
-
Z8
SI A8= 1
CONTROL DESPACHO MVAR
NEGRO
AMARILLO
-
Z3
CONTROL A CENTRAL
CONTROL A DESPACHO
26 27 28 29 30 31 32 33
1.Al pulsar el botón, éste permanecerá hundido hasta que su retroaviso sea cierto. 2. Los botones de subida y bajada lenta de consigna incrementarán o decrementarán en 1 % el valor mientras que los botones de subida y bajada rápida se incrementarán o decrementarán en un 5 % el valor.
PFC
Germán Agudo Agudo
DIAGRAMA DE CONTROL CONTROL DE CARGA
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA I.C.A.I.
CONTROL DE LA POTENCIA REACTIVA LAZO PAG.LAZO
1CJ_10EA012 6 de 6
PAG.
3D
CONT:
-
FROM
DESCRIPTION
CODE
CODE
DESCRIPTION
TO
1
34
2
35
3
36
4
37
5 6
38 02 / 48
AUTO MW
1CJ_10EA011 XY05
39
7
40 CARGA BASE
8
&
XZ01
A4
CARGA BASE
XD01
10
HMI
CARGA BASE
9 APSS
GT MK-VI
≥1
Selección CARGA BASE desde APSS
42 43
11
44
12
45
13 14
46 APSS
Selección MW EXTERNO desde APSS
& A5
≥1
15 OPERADOR Selección MW EXTERNO
16
GT MK-VI
MW EXTERNO
XD02
HMI
MW EXTERNO
& OPERADOR Selección MVAR EXTERNO
19
A6
GT MK-VI
MVAR EXTERNO
XD03
HMI
MVAR EXTERNO
XZ03
20
HMI
22 23
GT MK-VI
REMOTO
A7
GT Remote
CARGA BASE SEL
A1
MW EXT SEL
A2
MVAR EXT SEL
A3
XC04
33
Germán Agudo Agudo
HMI
MVAR EXT SEL
APSS
MVAR EXT SEL
XC04
PFC
APSS
MW EXT SEL
XC03 GT MK-VI
HMI
MW EXT SEL
XC03
31
APSS
CARGA BASE SEL
XC02 GT MK-VI
3C / 25 HMI
CARGA BASE SEL
XC02
29
2C / 25
GT Remote
XC01 GT MK-VI
HMI
GT Remote XC01
27
1B / 09
GT Remote
XC01
XC01
26
32
52
54 55 56
24
30
51
53 GT MK-VI
21
28
48
50
18
25
47
49
XZ02
17
DIAGRAMA DE CONTROL CONTROL DE LA CARGA
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA I.C.A.I.
Log_1p.xlt
41
MODO DE CONTROL DE CARGA LAZO PAG.LAZO
1CJ_10EA013 1 de 2
PAG.
4
CONT:
4A
57 58 59 60 61 62 63 64 65 66
FROM
DESCRIPTION
CODE
1 2
VAR EXT SEL
A1
MW EXT SEL
A2
CARGA BASE SEL
A3
3 4 5 6
LÓGICA DE SEÑALIZACIÓN
7 8 9 SEÑAL
LÓGICA
COLOR TEXTO
TEXTO
10
COLOR DE FONDO
X NOTAS
11
Z1
SI A1= 1
VAR EXTERNOS SELECCIONADO
NEGRO
AMARILLO
1
12
Z2
SI A2= 1
MW EXTERNOS SELECCIONADO
NEGRO
AMARILLO
1
Z3
SI A3= 1
CARGA BASE SELECCIONADA
NEGRO
AMARILLO
1
Z7
SI A7= 1
REMOTO
NEGRO
AMARILLO
-
Z4
SI A4= 1
BASE
BLANCO
AZUL
-
SI A4 0
BASE
NEGRO
VERDE
SI A5= 1
MW EXTERNOS
BLANCO
AZUL
SI A5= 0
MW EXTERNOS
NEGRO
VERDE
SI A6= 1
VAR EXTERNOS
BLANCO
AZUL
SI A6= 0
VAR EXTERNOS
NEGRO
VERDE
13
CARGA BASE
A4
14 15 16 17
MW EXTERNOS
A5
18
Z5
Z6
19
MODO DE CONTROL DE CARGA
Z1 Z2 Z3
Carga Base Seleccionada
MW Externos Seleccionado
VAR Externos Seleccionado
BASE
MW EXTERNO
VAR EXTERNO
Z4 Z5 Z6
-
-
Remoto Z7
20 21
VAR EXTERNOS
A6
REMOTO
A7
22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33
1.Al pulsar el botón, éste permanecerá hundido hasta que su retroaviso sea cierto. PFC
Germán Agudo Agudo
DIAGRAMA DE CONTROL CONTROL DE LA CARGA
Log_1p.xlt
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA I.C.A.I.
MODO DE CONTROL DE CARGA LAZO PAG.LAZO
1CJ_10EA013 2 de 2
PAG.
4A
CONT:
-
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA ICAI
DOCUMENTO Nº 3 PLANOS
PFC_PLANOS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA ICAI
PFC_PLANOS
INDICE
1. GRÁFICOS DE PROCESO
CONTROL DEL SUMNISTRO DE COMBUSTIBLE
GP1. CONTROL REMOTO DE LA ESTACIÓN DE REGULACIÓN Y MEDIDA
GP2. CONTROL DE LA LÍNEA DE DISTRIBUCIÓN DEL GAS NATURAL
CONTROL DE LA CARGA
GP3. CONTROL REMOTO DE LA CARGA
2. DIAGRAMAS DE FLUJO
DF1. ESTACIÓN DE REGULACIÓN Y MEDIDA
DF2. LÍNEA DE DISTRIBUCIÓN DEL GAS NATURAL
DF3. CALENTADOR AGUA - GAS
CONTROL DE CARGA
Referencia Control de Vel. XXX.XX
% XXX.XX
CV Temp. Calentador
Temp Escape Media XXX.XX
XXX.XX
SRV
lbm/s
% FSR XXX.XX
% Gas
FTG
Entrada de Aire
ºF
XXX.XX
XXX.XX
lbm/s
XXX.XX
ºF
XXX.XX
BUS
GEN
Freq
XXX.XX
XXX.XX
KVolt
XXX.XX
XXX.XX
ºF
% Brkr IGV XXX.XX
A
XXX.XX
B C
Max Vib XXX.XX
º
psig
POTENCIA
Ctda XXX.XX
1
ºF
3
4 5
6
7
8
D
in/s
XXX.XX
Presión Entrada
XXX.XX XXX.XX
Temp Entrada
XXX.XX
psi % ºF CIV
MODO DE CONTROL DE CARGA
MSV
CV XXX.XX
%
XXX.XX
%
inHG ACV XXX.XX
1
XXX.XX
%
2
XXX.XX
%
RSV
XXX.XX
%
XXX.XX
%
CONTROL DE POTENCIA ACTIVA CONTROL DE POTENCIA REACTIVA
Atemper Tapa Escape
CONTROL DE TEMP. DE AJUSTE
XXX.XX
MW
XXX.XX
MVAR
ASV %
TEST POSITION
XXX.XX
%
XXX.XX
psi
Hz %
CONTROL DE CARGA
Referencia Control de Vel. G1\TNR XXX.XX
%
G1\FQG XXX.XX
G1\CSRIHOUT XXX.XX
SRV
lbm/s
CV Temp. Calentador
Temp Escape Media G1\TTXM XXX.XX
GEN
BUS
G1\AFQ XXX.XX
FTG
G1\FSR XXX.XX
XXX.XX G1\FTG
Freq
G1\SFL1 XXX.XX
G1\DF XXX.XX
KVolt
XXX.XX G1\SVL
G1\DF XXX.XX
ºF
lbm/s
G1\CTIM XXX.XX
FSR
ºF
% Gas
Entrada de Aire
%
G1\FSGR XXX.XX
ºF
% Brkr IGV G1\CSGV XXX.XX
A B C
Max Vib G1\BB_MAX XXX.XX
G1\CPD XXX.XX
º
psig
POTENCIA
Ctda G1\CTD XXX.XX
1
ºF
3
4 5
6
7
8
D
in/s
Presión Entrada
S1\IP_P XXX.XX S1\IP XXX.XX
Temp Entrada S1\TT_IS XXX.XX
S1\EV_P XXX.XX
psi
MSV1_POS MSV XXX.XX
% ºF
CV %
S1\CV1_POS XXX.XX %
inHG ACV
CIV
%
S1\RSV1_POS RSV XXX.XX
%
S1\IV2_POS 2 XXX.XX
%
S1\RSV2_POS XXX.XX
%
MODO DENOTA CONTROL 1 DE CARGA
CONTROL DE POTENCIA ACTIVA NOTA 1
CONTROL DE POTENCIA REACTIVA Notas: 1. Cuando tu pulsas este pulsador se abrirá la estación de operación diseñada en la lógica de control de carga.
Atemper Tapa Escape
D_16 S1\L33ESV_C=1:Cerrada S1\L33ESV_C=0:Abierta
CONTROL DE NOTA 1 TEMP. DE AJUSTE
MW
G1\DVAR XXX.XX
MVAR S1\AP XXX.XX
D_16 S1\L33ASV1_C=1:Cerrada ASV S1\L33ASV1_C=0:Abierta
S1\ACV1_POS XXX.XX
S1\IV1_POS 1 XXX.XX
XXX.XX G1\DWATT
%
%
S1\AP_Ppsi XXX.XX
D_13 TEST POSITION N1=S1\L33ASV1_T M1=posición test
Hz %
ESTACIÓN DE REGULACIÓN Y MEDIDA
DISPARO CALDERAS CALENTAMIENTO GAS NATURAL ANOMALIA EN SISTEMAS DE DETECCION
FALLO BOMBAS AGUA CALENT. GAS NATURAL DETECCIÓN FUGAS GAS ERM (50%)
ANOMALIA PLC ERM
FALLO COMUNICACIONES PLC ERM
BAJA TEMP. AG. RETORNO CAL. GAS NATURAL
CALDERAS CALENT.GAS
XXX.X bar
XXX.X kW XXX.X kW/h 3 XXX.X Nm /h XXX.X m3 XXX.X Nm
ANOMALIA
XXX.X kW XXX.X kW/h XXX.X Nm3/h XXX.X bar
REG. MONITOR ACTUADO ANOMALIA
XXX.X ºC
LINEA 2 A CALDERAS AUX 1EKD21AA601 VALV. ACTUADA
XXX.X ºC
XXX.X m3 ANOMALIA XXX.X Nm CALDERA AUXILIAR
REG. MONITOR ACTUADO
M
ANOM
ANOMALIA
1EKD11AA601 VALV. ACTUADA
LINEA 1 A CALDERAS AUX
M
1EKD01AA301 GAS NATURAL
XXX.X Bar XXX.X ºC ANOMALIA
ANOMALIA
REG. MONITOR ACTUADO LINEA 2 A TG 1EKD41AA601 VALV. ACTUADA
1EKD31AA601 VALV. ACTUADA
REG. MONITOR ACTUADO LINEA 1 A TG
XXX.X kW/h XXX.X Nm3/h XXX.X kW XXX.X bar XXX.X m3 XXX.X Nm3
1EKD35AA001
XXX.X kW XXX.X kW/h XXX.X Nm3/h
XXX.X ºC 1EKD42AA004
TURBINAS DE GAS
ANOMALIA XXX.X ºC ANOMALIA XXX.X ºC
XXX.X bar
XXX.X m3 XXX.X Nm3
1EKD32AA004
ESTACIÓN DE REGULACIÓN Y MEDIDA
DISPARO CALDERAS 1EKC10GH001XG01A CALENTAMIENTO GAS NATURAL ANOMALIA EN 1EKD01GH001XG01C SISTEMAS DE DETECCION ANOMALIA PLC ERM 1EKD01GH001XC01D
FALLO BOMBAS 1EKC10GH001XG01B AGUA CALENT. GAS NATURAL DETECCIÓN FUGAS 1EKD01GH001XG01D GAS ERM (50%)
BAJA TEMP. 1EKC73GH001XG01A AG. RETORNO CAL. GAS NATURAL
CALDERAS CALENT.GAS 1EKD22CU001XE01A
XXX.X kW
1EKD22CU001XE01B XXX.X kW/h 3 1EKD22CU001XE01C
FALLO 1EKD01GH001XG01B COMUNICACIONES PLC ERM
XXX.X bar 1EKD22CP003XE01A
XXX.X Nm /h
1EKD22CU001XE01D XXX.X m3
1EKD22CT002XE01A XXX.X ºC 1EKD22CU001XG01A ANOMALIA
3
1EKD22CU001XE01E XXX.X Nm
1EKD12CU001XE01A
REG. MONITOR 1EKD21CP003XG01A ACTUADO ANOMALIA 1EKD10CP001XG01A
XXX.X kW XXX.X kW/h 1EKD12CU001XE01B XXX.X Nm3/h 1EKD12CU001XE01C 1EKD12CP003XE01A XXX.X bar
4EKD21AA601 LINEA 2 A CALDERAS AUX 1EKD21AA601XG01A VALV. ACTUADA
1EKD12CU001XE01D XXX.X m3
1EKD12CU001XE01E XXX.X Nm3
1EKD12CT002XE01A XXX.X ºC
1EKD12CU001XG01A ANOMALIA
CALDERA AUXILIAR REG. MONITOR 1EKD11CP003XG01A ACTUADO
M
ANOM
1EKD20CP001XG01A ANOMALIA
LINEA 1 A CALDERAS AUX 4EKD11AA601 VALV. ACTUADA 1EKD11AA601XG01A
M
D_3
1EKD01AA301
GAS NATURAL
REG. MONITOR 1EKD41CP003XG01A ACTUADO
XXX.X Bar 1EKD01CP001XE01A XXX.X ºC 1EKD01CT001XE01A ANOMALIA 1EKD40CP001XG01A
LINEA 2 A TG 4EKD41AA601 1EKD41AA601XG01A VALV. ACTUADA
1EKD42CU001XE01B XXX.X kW/h 1EKD42CU001XE01C XXX.X Nm3/h 1EKD42CU001XE01A XXX.X kW XXX.X bar 1EKD42CP003XE01A 1EKD42CU001XE01D XXX.X m3 XXX.X Nm3 1EKD42CU001XE01E
D_17 1EKD35AA001 N1=1KD35AA001XG01A
XXX.X ºC 1EKD42CT002XE01A D_17 4EKD42AA004
N2=1EKD42AA004XG01A
ANOMALIA 1EKD42CU001XG01A 1EKD60CT001XE01A XXX.X ºC
1EKD32CU001XE01A XXX.X kW
- Todas las líneas de color Nº 13 y de espesor 2 mm - El dinamismo aplicable a todas las variables analógicas es el D_8 y el dinamismo para todas las alarmas es el D_7
REG. MONITOR 1EKD31CP003XG01A ACTUADO ANOMALIA 1EKD30CP001XG01A
4EKD31AA601 VALV. ACTUADA 1EKD31AA601XG01A
LINEA 1 A TG
1EKD32CU001XE01B XXX.X kW/h XXX.X Nm3/h 1EKD32CU001XE01C
1EKD32CP003XE01A XXX.X bar
1EKD32CU001XE01D XXX.X m3 3 1EKD32CU001XE01E XXX.X Nm
1EKD32CU001XG01A
ANOMALIA 1EKD32CT002XE01A XXX.X ºC
4EKD32AA004 D_17 N2=1KD32AA004XG01A
TURBINAS DE GAS
SISTEMA DE GAS NATURAL
CALENTADOR AGUA-GAS
T-1
TX SEL
XXX.X ºC M ANOM
TANQUE ATM. DRENAJES
S 1EK_00AA202 M ANOM
M ANOM
GAS NATURAL ERM
S
XXX.X ºC
1EK_00AA203
SKID CALENT. ELECTRICO
AGUA ALIMENTACIÓN
S
XXX.X Bar
1EK_00AA201 M ANOM S M ANOM
1EK_00AA205
ALTO NIVEL
ALTA PD
COMPART. VÁLVULAS GAS 1EK_60AA001 1EK_70AA301 M
ALTO NIVEL
S
XXX.X Bar
1EK_00AA204
NNN NIVEL
FILTRO SEPARADOR
M ANOM
M ANOM
XXX.X ºC
ALTO NIVEL
1EK_20AA002
XXX.X ºC
M
S 1EK_00AA206
1EK_00AA209 XX.XX%
M ANOM S
1EK_10AA004 S
XXXXX Kg/h
1EK_00AA208
AL CONDENSADOR
1EK_00AA207
RECOGIDAS DRENAJES
ALTO NIVEL
SISTEMA DE GAS NATURAL
CALENTADOR AGUA-GAS D_12 TX SEL
T-1
D_9 XXX.X ºC 1EK_00CT003XY01S
ANOM
M
TANQUE ATM. DRENAJES
S D_6 1EK_00AA202
GAS NATURAL ERM
ANOM
M S
XXX.X ºC
D_6
AGUA ALIMENTACIÓN
S D_6
XXX.X Bar
1EK_00CP002JT01A
1EK_00AA203
SKID CALENT. ELECTRICO
ANOM
M
1EK_00CT002JT01A
1EK_00AA201 ANOM M S
D_6
M
XXX.X ºC 1EK_00CT001JT01A 1EK_10CL001JH01A ALTO NIVEL
XXX.X Bar 1EK_00CP001JT01A
D_4 D_4
1EK_10AA004
1EK_20AA002
1EK_00CL001YA01 1EK_00CL001JH01W 1EK_00CL002JH01W 1EK_00CL003JH01W
XXX.X ºC 1EK_00CT004JT01A
1EK_00AA204 ALTO D_7 NIVEL 1EK_00CL004JH01A ANOM
M S
D_6
ANOM
M
D_6
D_11 NNN NIVEL
FILTRO SEPARADOR
M
ANOM S
M ANOM
1EK_00AA205
D_7 ALTO NIVEL 1EK_00CL005JH01A
1EK_10CP001JH01A ALTA PD
S D_6 1EK_00AA206
D_3
D_4
M
1EK_60AA001 1EK_70AA301
D_5
COMPART. VÁLVULAS GAS
1EK_00AA209 XX.XX%
ANOM
M S
D_6
XXXXX Kg/h 1EK_00CF001JT01A
1EK_00AA208
AL CONDENSADOR
1EK_00AA207
RECOGIDAS DRENAJES
D_7
ALTO NIVEL 1EK_01CL001YA04L
CALDERAS CALEN. GAS
LINEA 2 A CALDERAS AUX
CALDERA AUXILIAR
1EKD01-BR001-12''-BA1b-c
LINEA 1 A CALDERAS AUX
M
GAS NATURAL
AA301
LINEA 2 A TG
TURBINAS DE GAS
LINEA 1 A TG
PFC
Germán Agudo Agudo
DIAGRAMA DE FLUJO ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA I.C.A.I.
ESTACIÓN DE REGULACIÓN Y MEDIDA
AGUA ALIMENTACIÓN PDIT CP001
1EK_20-BR001-12''-BA1b-c
1EK_10-BR002-12''-BA1b-c FILTRO SEPARADOR
1EK_70-BR001-12''-BA1b-c
1EK_20-BR002-12''-BA1b-c
CALENTADOR ELÉCTRICO
CALENTADOR AGUA-GAS
M
AA301
AA002
(1EK_10_AT001)
COMPARTIMENTO VÁLVULAS DE GAS
1EK_60-BR001-12''-BA1b-c
LISH CL001
CONDENSADOR
AA004
1EK_10-BR003-10''-BA1b-c
AA0042
1EK_20-BR003-10''-BA1b-c
RECOGIDAS DRENAJES
LS CL001
LS CL001
1EK_10-BR001-12''-BA1b-c
ÁREA ERM
ESTACIÓN DE REGULACIÓN Y MEDIDA GAS A CALDERA AUXILIAR
PFC
Germán Agudo Agudo
DIAGRAMA DE FLUJO ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA I.C.A.I.
LÍNEA DE DISTRIBUCIÓN
TT CT003 JT01A
TT CT003 JT02A
S TANQUE DRENAJES TT CT001
AA202 PT CP001 JT01A
JT01A
S
S AGUA ALIMENTACIÓN
AA201
AA203
GAS NATURAL
S AA205 LSH CL005 JH01A
TT CT001 JT01A
TT CT004
S
PT CP001
FT CF001 JT01A
JT01A
FE CF001
S CONDENSADOR
AA204
JT01A
AA206
AA209
PFC
Germán Agudo Agudo
GAS NATURAL
LSHH CL001 JH01W
LSH CL004 JH01A
LSHH CL002 JH01W
S AA208
LSHH CL003 JH01W
S AA207 TANQUE DRENAJES
DIAGRAMA DE FLUJO ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA I.C.A.I.
CALENTADOR AGUA - GAS
DOCUMENTO Nº 4 PLIEGO DE CONDICIONES
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA ICAI
PFC_PLIEGO DE CONDICIONES
CONDICIONES GENERALES Y ECONÓMICAS
Precio y aceptación
De mutuo acuerdo entre el cliente y la empresa adjudicataria se establecerán los precios en el momento de la firma del contrato. En éste se establecerán condiciones muy concretas sobre posibles variaciones de precios.
Dicho
contrato tendrá reconocimiento legal vinculante, no aceptándose en ningún caso un contrato oral.
Plazo de entrega
Según las fechas previstas en el contrato anteriormente mencionado. El plazo de entrega tiene como origen la fecha de aceptación por escrito de ambas partes.
En caso de incumplimiento de alguna de las entregas, el precio de la documentación se verá reducido en una cuantía proporcional al retraso y dependiente del interés previamente fijado por las partes.
Condiciones económicas
El pago se llevará a cabo de forma fraccionada, según la siguiente ley: un 25 % al comienzo de la ejecución del proyecto y pagos del 10 % al ir alcanzándose los hitos marcados hasta completarse el 100 %. De mutuo acuerdo, se establecerán bonificaciones y penalizaciones en caso de retrasos o adelantos en la consecución de dichos hitos. Mientras no se haya abonado el íntegramente el pago, la documentación será propiedad de la empresa proyectista. Pasando a ser propiedad del cliente en el momento en que se realice el último pago.
1
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA ICAI
PFC_PLIEGO DE CONDICIONES
Revisiones y anulaciones
Cualquier modificación solicitada por el cliente después de la mutua aceptación del contrato podrá afectar a los plazos de entrega y al precio. Cualquier modificación o anulación deberá ser solicitada por escrito y acarreará un cargo, en función de los trabajos ya realizados, según se establezca en el contrato.
Garantía
Si, habiéndose entregado el documento íntegramente, se detectase alguna no conformidad con lo establecido contractualmente, la empresa proyectista se compromete a realizar las modificaciones o ampliaciones necesarias para cumplir las condiciones requeridas.
Impuestos
Los precios no incluyen los impuestos vigentes ni, en su caso, los que se establezcan hasta la entrega de la totalidad de la documentación.
2