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MANUAL DE FORMACIÓNFundamentos CT Turbina de Gas

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Proyecto

CENTRAL TERMOELECTRICA“ ANTONIO JOSE DE SUCRE”

PRIMERA FASE - 340 MW CICLO SIMPLE

Cliente:

Referencia Cliente: NCO-CAP10-0046/2012

Sellos:

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REGISTRO DE CAMBIOS

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RAZONES DEL CAMBIO

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ÍNDICE

1.

INTRODUCCIÓN 6

2. CT CON TURBINAS DE GAS 7

2.1.- Definición de turbina de gas 7

2.2.- Rasgos generales de las turbinas de gas 8

2.3.- Tipos de turbinas de gas 9

2.3.1.- Turbina de gas aeroderivadas 9

2.3.2.- Turbinas de gas industriales 10

2.3.3.- Turbina de cámara de combustión tipo silo 11

2.3.4.- Turbinas de cámara de combustión tubular (o cilíndrica) 12

2.3.5.- Turbina de cámara de combustión anular 13

2.3.6.- Turbina de cámara de combustión tubo anular 15

2.3.7.- Turbina monoeje 16

2.3.8.- Turbina multieje 16

2.4.- Comparación de las turbinas de gas con las turbinas de vapor 17

2.5.- Comparación de las turbinas aeroderivadas y de uso pesado 18

2.6.- Turbinas de gas en ciclo abierto 19

2.7.- Turbinas de gas en ciclo combinado 20

3. VARIABLES FÍSICAS 24

3.1.- Presión. Medida y unidades 24

3.2.- Caudal 29

3.3.- Calor y temperatura. Medida y unidades 30

3.4.- Cambios de estado 33

3.5.- Transmisión del calor: radiación, convección y conducción. 34

3.6.- Calor específico 37

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5.1.- Turbogrupo 52

5.1.1.- La turbina 52

5.1.2.- El generador 56

5.2.- Sistemas auxiliares 61

5.3.- Sistemas eléctricos 62

5.3.1.- Sistemas eléctricos de potencia 63

5.3.2.- Sistemas eléctricos de control 64

6. ARQUITECTURA DE LA CENTRAL 65

6.1.- Implantación general 65

6.2.- Arquitectura de control 67

6.3.- Arquitectura eléctrica 69

7. MANEJO DE LA DOCUMENTACIÓN 70

7.1.- Terminología empleada 70

7.2.- Simbología 71

7.2.1.- Símbolos 73

7.2.2.- Significado de las letras de identificación 76

7.2.3.- Identificación de instrumentos 78

7.3.- Simbología empleada en la central 82

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ÍNDICE DE FIGURAS

Fig 1. Turbina de gas Alstom GT................................................................................................................. 7

Fig 2. Turbina aeroderivada LM6000 ........................................................................................................ 10

Fig 3. Turbinas de gas industriales............................................................................................................ 10

Fig 4. Turbina de gas con cámara silo en la parte superior ...................................................................... 11

Fig 5. Turbina con dos cámaras de combustión tipo silo .......................................................................... 12

Fig 6. Cámara tubular ................................................................................................................................ 13

Fig 7. Turbina GE LM 6000 ....................................................................................................................... 14

Fig 8. Turbina Siemens V94.3ª .................................................................................................................. 14

Fig 9. Turbina 7FA de GE .......................................................................................................................... 15

Fig 10. Turbina de gas monoeje ................................................................................................................ 16

Fig 11. Esquema turbina con dos ejes ...................................................................................................... 17

Fig 12. Turbina de gas en ciclo abierto ..................................................................................................... 19

Fig 13. Visión esquemática de un ciclo combinado. ................................................................................. 20

Fig 14. Procesos dentro de un ciclo combinado ....................................................................................... 21

Fig 15. Central de ciclo combinado de eje simple ..................................................................................... 22

Fig 16. Influencia de las variables fuerza y superficie sobre la presión. ................................................... 25

Fig 17. Tabla de unidades de presión. ...................................................................................................... 26

Fig 18. Barómetro. ..................................................................................................................................... 27

Fig 19. Manómetro Bourdon. ..................................................................................................................... 28

Fig 20. Presiones absolutas, relativas y vacío. ......................................................................................... 29

Fig 21. Medidas de temperatura................................................................................................................ 32

Fig 22. Formas de transmisión de calor. ................................................................................................... 36

Fig 23. Determinación del calor específico ............................................................................................... 38

Fig 24. Punto de rocío ............................................................................................................................... 41

Fig 25. Ciclo Brayton ................................................................................................................................. 43

Fig 26. Sección real turbina de gas Solar ................................................................................................. 45

Fig 27. Principio de funcionamiento de los álabes .................................................................................... 46

Fig 28. Ciclo de trabajo simple .................................................................................................................. 47

Fig 29. Ciclo de trabajo con regeneración ................................................................................................. 48

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1. INTRODUCCIÓN

La Primera Fase de 340 MW de la Central Termoeléctrica Antonio José de Sucre, situada en la ciudad de

Cumaná, Estado Sucre, Venezuela, contempla la instalación de (2) unidades turbogeneradoras GE, con

turbinas de gas Frame 7FA de 170 MW cada una, trabajando en ciclo abierto.

Esta será la etapa inicial a construir, de la que será la configuración final de la Planta Termoeléctrica de

1.020 MW en ciclo Combinado, para dicha ciudad de Cumaná.

En este documento se pretenden cubrir los siguientes aspectos:

Dar una visión general de las turbinas de gas en centrales térmicas.

Facilitar la comprensión de aquellas variables más comunes, presentes en los procesos y sistemas.

Comentar los conocimientos técnicos básicos particularizados para una planta de generación eléctrica

con turbinas de gas en ciclo abierto.

Mostrar la arquitectura de la central en esta su primera fase, resaltando los diferentes sistemas y las

interrelaciones existentes entre ellos, LAY-OUT.

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2. CT CON TURBINAS DE GAS

2.1.- Definición de turbina de gas

Las turbinas de gas son máquinas de combustión interna rotativas, y como tales, son equipos capaces de

transformar la energía química, contenida en un fluido combustible, en energía mecánica, ya sea para su

aprovechamiento energético (generador de electricidad), o como fuerza de impulsión para aviones,

automóviles o barcos.

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Cámara de combustión. Lugar de aporte del combustible y mezcla con el comburente, para permitir el

desarrollo de la combustión.

Turbina. Zona donde se produce el aprovechamiento de la energía de los gases producidos en las etapasanteriores.

Esos componentes serán ampliamente comentados a lo largo de esta documentación.

2.2.- Rasgos generales de las turbinas de gas

Alguno de los rasgos a destacar son:

La turbina de gas es una unidad de potencia que produce gran cantidad de energía con poco peso y

tamaño.

Puede funcionar con una gran variedad de combustibles: gas natural, naphta, metano, gasóleos

vaporizados, gases de biomasa.

Ha experimentado un gran crecimiento, desde el punto de vista de utilización, y más en los últimos años.Esto es debido entre otras cosas a:

La mejora de los materiales de fabricación.

La potenciación de los sistemas de refrigeración,

El incremento de temperaturas de trabajo.

El aumento en las relaciones de compresión.

Todo esto ha permitido un aumento del rendimiento motor de un 15% en las primeras etapas a valores en

el entorno del 45%.

Aplicaciones: Generación de energía eléctrica (grandes y pequeñas instalaciones), propulsión aérea,

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2.3.- Tipos de turbinas de gas

Centrándose en el papel de la turbina como productor comercial de electricidad, ya sea, de formaindependiente, en cogeneración junto con turbinas de vapor, o en diseños híbridos con otras tecnologías

renovables, las turbinas pueden clasificarse en base a los siguientes criterios:

Según cual haya sido el origen de su desarrollo pueden ser:

Turbinas de gas aeroderivadas.

Turbinas de gas industriales, o pesadas “heavy-duty”. Esta forma de denominarlas viene del hecho deque las turbinas aeroderivadas, hasta hace poco, no estaban pensadas para trabajos pesados, tan

solo para absorber puntas de demanda.

Teniendo en cuenta el diseño de su cámara de combustión se encuentran:

Turbinas de cámara de combustión tipo silo.

Turbinas de cámara de combustión anular.

Turbinas de cámara de combustión tubular (o cilíndrica).

Turbinas de cámara de combustión tuboanular (cilíndrica-anular).

Por el número de ejes de la misma, se pueden presentar:

Turbinas monoeje.

Turbinas multieje.

Particularizando para esta central térmica, la solución adoptada es la del empleo de dos turbinas de gas tipo

industrial heavy-duty, monoeje y de cámara de combustión tuboanular.

2 3 1 T bi d d i d

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Fig 2. Turbina aeroderivada LM6000

Pueden alcanzar potencias de hasta 50-60 MW, moviendo los gases a una gran velocidad, pero bajo caudal.

Su compacto diseño facilita las operaciones de sustitución y mantenimiento, lo que hace viable que se lleven

a cabo revisiones completas en menores intervalos de tiempo.

2.3.2.- Turbinas de gas industriales

La evolución de su diseño se ha orientado siempre a la producción de electricidad, buscándose grandes

potencias y largos periodos de operación a máxima carga sin paradas ni arranques continuos.

Su potencia de diseño puede llegar a los 500 MW, moviendo grandes cantidades de aire a bajas

velocidades, que pueden aprovecharse en posteriores aplicaciones de cogeneración.

Su mantenimiento debe realizarse in si-tu debido a su gran tamaño y peso, buscándose alargar lo más

posible en el tiempo las revisiones completas del equipo.

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2.3.3.- Turbina de cámara de combustión tipo silo

Las cámaras de combustión, (), que son externas y generalmente de gran tamaño, van dispuestas a loslados de la turbina, aunque alguna hay que dispone la cámara en la parte alta de la misma.

Los quemadores se encuentran ubicados en el extremo de dichas cámaras.

Ventajas

Este tipo de cámaras presentan principalmente las siguientes ventajas; baja perdida de carga, se evita la

radiación directa de la llama a la primera etapa de turbina y tiene un fácil, acceso a su interior que facilita su

inspección.

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Fig 5. Turbina con dos cámaras de combustión tipo silo

Desventaja

El gran inconveniente de este tipo de cámaras de combustión es que precisan disponer, a la salida del tubo

de llama, de una complicada pieza de transición, como consecuencia de que los gases de combustión, se

generan en la dirección perpendicular al eje.

2.3.4.- Turbinas de cámara de combustión tubular (o cilíndrica)

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de transición, que tienen sección circular en el extremo conectado al cilindro, están en su descarga

perfectamente solapadas entre ellas gracias a la sección rectangular que presentan en dicho punto.

Fig 6. Cámara tubular

2.3.5.- Turbina de cámara de combustión anular

Este tipo de cámaras, que como su nombre indica tiene forma anular, se dispone mediante cuatro cilindros

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Fig 7. Turbina GE LM 6000

Fig 8. Turbina Siemens V94.3ª

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cuales se produce la combustión total. Con ello se consigue que el gas generado en la primera cámara de

combustión, tras expandirse parcialmente en la turbina de alta presión, incremente de nuevo su temperatura

en la segunda cámara de combustión antes de enviarse a la turbina de baja presión.

El empleo de estas cámaras secuenciales, permite incrementar la potencia específica de las turbinas de gas,

sin necesidad de elevar su temperatura de trabajo, a costa de aumentar el consumo de combustible y la

relación de compresión de la máquina.

Siemens dispone de turbinas de gas con cámaras de combustión tipo silo, y con cámaras de combustión

anulares. Alstom Power utiliza cámaras de combustión anular y de silo.

2.3.6.- Turbina de cámara de combustión tubo anular

Recientemente se ha desarrollado una variación de las cámaras de combustión cilíndricas, denominadas

cilíndricas-anulares, en las que una serie de tubos de llama cilíndricos se disponen alrededor del eje pero

compartiendo una única envoltura de presión anular, es decir, todos los gases producidos por las diferentescámaras se descargan sobre una cámara anular que las envuelve, unificando la presión y temperatura de los

mismos en la salida hacia la turbina.

Esta configuración ha sido adoptada por algunos de los últimos modelos de turbinas de gas industriales de

General Electric y Westinghouse.

Las cámaras de combustión cilíndricas-anulares requieren un elevado caudal de aire de refrigeración,consecuencia de la gran superficie expuesta que presentan a los gases de salida de las cámaras de

combustión.

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En algunos modelos, los tubos de llama de cada cámara de combustión se encuentran enlazados mediante

los tubos de fuego cruzado. De esta forma, se asegura que una vez iniciada la combustión en una cámara, la

llama se transmite a las demás de una manera rápida y homogénea.

Esta tecnología, junto con la anular, es la utilizada en todos sus diseños, por Mitshubishi y General Electric.

2.3.7.- Turbina monoeje

En este tipo de turbina el compresor, la turbina de expansión y el generador giran de forma solidaria con un

único eje de rotación.

La velocidad de giro es en la inmensa mayoría de los casos de 3.000 rpm (3.600), forzado por la frecuencia

que debe tener el rotor del generador eléctrico al verter a la red general 50 Hz (60 Hz). Es el diseño usual en

las grandes turbinas comerciales de generación eléctrica.

Fig 10. Turbina de gas monoeje

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Esta tecnología es utilizada en aeroderivadas y turbinas de pequeña potencia, y ofrece un mejor

comportamiento frente a variaciones de carga.

Fig 11. Esquema turbina con dos ejes

2.4.- Comparación de las turbinas de gas con las turbinas de vapor

Comúnmente, se habla de las turbinas de gas por separado de las turbinas de vapor, aunque funcionan ambas

con sustancias en estado gaseoso, es decir, su fluido de trabajo es gaseoso en ambos casos, gases de escape

para las primeras y vapor de agua para las segundas, pero sus características de diseño son diferentes.

Además, hay que añadir que en el segundo caso, además, se espera un cambio de fase de dicho fluido, no en el

interior del cuerpo de la turbina, pero si durante su ciclo de trabajo.

Nota: Ciclo de trabajo.

Conjunto de situaciones, procesos o fases, por las que pasa el fluido dentro de la máquina. Fases que han de

tener lugar siempre en el mismo orden, para obtener trabajo, y que se repiten indefinidamente en el tiempo,

mientras la máquina este en marcha.

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Las turbinas de gas, por lo general, tienen temperaturas de salida de los gases de combustión entre 400 °C y 600

°C y un caudal de gases de combustión de 12 Kg/h por KW. Estas dos características hacen que sea más fácil el

aprovechamiento del calor de los gases de escape.

El movimiento del eje de la turbina se transmite al rotor del generador, produciendo la energía eléctrica.

Las ventajas principales de estas centrales son:

Producción limpia, (en términos relativos), con índices de contaminación bajos.

No necesitan un abastecimiento grande de agua.

Inconvenientes

Por el contrario, se presentan ciertos inconvenientes:

Bajo rendimiento: menos del 30% de la energía calorífica contenida en el carburante se transforma en

energía mecánica.

Bajas presiones de trabajo.

Regímenes a menudo demasiado elevados;

Coste de fabricación elevado.

Consumo de carburante elevado; ruidoso por la velocidad de los gases.

Se adapta mal a las velocidades de giro bajas; requiere reductores caros.

2.5.- Comparación de las turbinas aeroderivadas y de uso pesado

Dentro del mundo de las turbinas de gas tal y como ya se ha señalado se distinguen dos grandes grupos:

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2.6.- Turbinas de gas en ciclo abierto

Una central con turbina de gas en ciclo abierto para producción de energía eléctrica, sigue una configuracióndel estilo de la Fig 12.

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Hay que tener presente que los gases de escape, son altamente energéticos, debido a la temperatura con la

que salen de la turbina.

Como consecuencia de esto, el grado de eficiencia del ciclo, no es el más deseable, haciendo que sea

necesario introducir modificaciones, (ver apartado “ciclo de brayton”), así como hacer que estas turbinas

trabajen formando equipo con otras turbinas, las turbinas de vapor, (ver apartado siguiente “turbinas de gas

en ciclo combinado”).

2.7.- Turbinas de gas en ciclo combinado

Una central de ciclo combinado en una planta que produce energía eléctrica, obedece a una configuración

básica, como la que se muestra en la Fig 13. Se trata de un generador accionado por una turbina de

combustión, que utiliza como combustible principal, en la mayoría de las ocasiones, gas natural (metano en

un 90%, aproximadamente). Los gases de escape de la combustión de la turbina de gas, son aprovechados

para calentar agua en una caldera de recuperación, que produce vapor aprovechable para accionar una

segunda turbina (en este caso de vapor) que a su vez puede:

Accionar el mismo generador que la turbina de gas.

Accionar un generador distinto.

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En el caso de Cumaná, se trabajara en un futuro, de forma que, se consiga aprovechar el calor de los gases

de escape de las dos turbinas de gas ahora montadas, o de otras futuras, en una caldera de recuperación

que se montará en la fase II.

Los procesos que tienen lugar dentro de un ciclo combinado, pueden verse resumidos en la Fig 14.

La clave está en dar a los gases de escape de las turbinas de gas, altamente energéticos, dos usos

diferentes, con el fin de extraer al máximo la energía almacenada en los mismos:

1. Transformación en energía mecánica.

2. Obtención de vapor de agua.

Fig 14. Procesos dentro de un ciclo combinado

Es claro entonces, que en todo ciclo combinado, se van a presentar dos circuitos diferenciados:

Circuito de gas. El combustible gaseoso se quema generando gases que mueven una turbina de gas

conectada a un generador

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Fig 15. Central de ciclo combinado de eje simple

Variantes

Con los ciclos se pueden dar diferentes configuraciones, pero básicamente, se pueden resumir en dos:

Centrales de ciclo combinado de eje simple. Ver Fig 15.

Centrales de ciclo combinado de eje múltiple. Ver Fig 13.

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Entradas y salidas

En un ciclo combinado, tienen lugar unos procesos, para los cuales, se hace necesario aportar determinadosproductos, y se obtienen otros. Para resaltar estos, se indican a continuación, cuales son las entradas y

salidas a tener presentes.

Como entradas principales:

Propano o butano. Combustible que puede ser usado, (según casos) en los arranque por su mayor poder

calorífico.

Gas natural. Combustible principal de la turbina de gas.

Aire. Proporciona el oxígeno necesario para toda combustión.

Entradas secundarias:

Agua. Se emplean dos tipos de agua para funciones distintas, agua de refrigeración y agua de caldera,

con características muy distintas.

Diversos productos químicos, usados para el tratamiento de las diferentes aguas de la planta.

Electricidad, necesaria durante los periodos previos al arranque. Es inevitable el consumo de electricidad

de origen exterior (la red) para la alimentación de los equipos auxiliares, y dé manera especial, para los

arranques, ya que se emplea el generador para el arranque.

Aire comprimido, usado principalmente en instrumentación.

Aceite, para la lubricación y refrigeración de los equipos.

Como salidas principales tenemos:

Electricidad. Su producción es el objetivo de la central.

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3. VARIABLES FÍSICAS

3.1.- Presión. Medida y unidades

Se define la presión como la fuerza ejercida por unidad de superficie.

Para comprender mejor el concepto de presión y cómo una variación en la fuerza ejercida o en la superficie

de acción, afecta a la presión, puede realizarse un simple experimento como el mostrado en la Fig 16. Se

dispone de una cámara cilíndrica que alberga aceite, sobre el aceite descansa un pistón de pesodespreciable. Los fluidos, tanto líquidos como gases, tienen la propiedad de transmitir la presión que se

ejerce sobre ellos en todas las direcciones. Por tanto, al depositar un cuerpo pesado sobre el pistón, todo el

volumen de aceite va a quedar sometido a una presión, igual a la fuerza que ejerce el peso, dividida por la

superficie del pistón.

Si utilizando el mismo cilindro, se cambia la carga que descansa sobre el pistón por otra dos veces más

pesada, el valor de la presión se multiplicará por dos también. Es decir, la presión es directamente

proporcional a la fuerza ejercida. Si por el contrario se tienen dos cilindros, uno de área la mitad que el otro y

se coloca la misma carga sobre los pistones correspondientes, entonces la presión del aceite contenido por

el cilindro de menor área será el doble de la del otro. En otras palabras, la presión es inversamente

proporcional a la superficie sobre la que se ejerce la fuerza.

Matemáticamente, la presión P, que resulta de aplicar una fuerza F sobre una superficie S, quedadeterminada por la fórmula:

Presión = Fuerza/Superficie

La unidad de presión será igual a la unidad de fuerza dividida por la unidad de superficie. Si se adopta como

Ó

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Ó

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Desde el punto de vista industrial, son muy utilizadas otras unidades de presión:

Bar.

Kilogramo-fuerza por centímetro cuadrado (Kgf/cm2).

Libra por pulgada cuadrada (p.s.i.).

Metro de columna de agua (m.c.a.).

En la siguiente tabla se muestran las equivalencias entre diferentes unidades de presión:

Fig 17. Tabla de unidades de presión.

El concepto de Presión Hidrostática se utiliza para fluidos en reposo y depende, únicamente, del peso del

fluido que hay sobre el punto en que medimos.

Recordar que:

Superficie

PesoPresión

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Los instrumentos empleados para medir la presión atmosférica se denominan Barómetros:

Fig 18. Barómetro.

Los manómetros son los instrumentos utilizados para medir presiones. Existen varios tipos básicos de

manómetros: de columna líquida, de tubo flexible, de membrana, etc.

Uno de los más empleados es el manómetro Bourdon (ver Fig 19), de tubo flexible, que indica la presión

relativa a que está sometido el aparato al que está conectado. Tiene una gran versatilidad pues puede

usarse para medir desde vacíos a presiones muy elevadas.

Consiste, básicamente, en un tubo de sección elíptica, metálico y curvado en forma de arco. Este arco está

cerrado por un extremo, al cual se adapta un acoplamiento que lo une a un sector dentado y un piñón, el otro

extremo está fijo y por él se aplica la presión que deseamos medir. Al aplicar la presión, el tubo tiende a

enderezarse ligeramente, tal como sucede con una manguera de agua doblada cuando se le introduce agua

a presión. El movimiento resultante es transmitido y amplificado por el sector dentado y el piñón sobre el que

va montada la aguja indicadora.


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Fig 19. Manómetro Bourdon.

Han surgido anteriormente los conceptos de presión absoluta y presión relativa. Cuando se indica el valor de

una presión debe mencionarse si ésta es absoluta o relativa. Valor absoluto de la presión es el que ésta

tiene en sí mientras que valor relativo es el que posee cuando se la compara con alguna otra presión de

referencia, habitualmente la presión atmosférica.

Para conocer la presión absoluta basta sumar al valor de la presión relativa, suministrada por el manómetro,

el valor conocido de la presión de referencia que muy frecuentemente es el de la presión atmosférica.

Presión absoluta = Presión relativa + Presión atmosférica

También, es muy habitual hablar de presión de vacío, (o simplemente vacío), cuando se miden presiones

inferiores a la atmosférica. En este caso, si la presión de referencia fuese la atmosférica la medida de

presión relativa sería negativa.


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Fig 20. Presiones absolutas, relativas y vacío.

3.2.- Caudal

El caudal Q es el volumen de líquido suministrado por la bomba por unidad de tiempo o bien la cantidad de


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RELACIÓN ENTRE LAS UNIDADES DE CAUDAL

l/s l/min m3/h m3/h l/s l/min

1

2

3

4

5

60

120

180

240

300

3,6

7,2

10,8

14,4

18

1

2

3

4

5

0,277

0,555

0,833

1,111

1,388

16,66

33,33

50

66,66

83,33

3.3.- Calor y temperatura. Medida y unidades

El calor es una de las formas de manifestarse la Energía.

El calor que posee un cuerpo se traduce en la suma de las energías cinéticas (de vibración) de cada una de

las moléculas de dicho cuerpo.

La temperatura de un cuerpo es una medida de ese potencial energético, de forma que, midiendo la

temperatura y conociendo las características de ese cuerpo, se puede saber la cantidad de calor que posee.

Ambos conceptos, calor y temperatura, están relacionados según la expresión:

Q = ce M T

Donde:

Q es el calor del cuerpo en kcal.

M es la masa del cuerpo en kg.

c su calor específico en kcal/kg ªK


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temperaturas medidas a partir de cero relativo corresponden a temperaturas relativas. La temperatura

absoluta es pues igual a la temperatura relativa más la temperatura absoluta del cero elegido.

Normalmente se parte, como puntos de referencia, de la temperatura de fusión del hielo y de la de ebullicióndel agua para establecer las diferentes escalas termométricas.

En la escala centígrada (ºC), estos puntos corresponden a 0 ºC y 100 ºC.

En la escala Fahrenheit (ºF), estos puntos corresponden a 32 ºF y 212 ºF.

En la escala Reamur (ºR), estos puntos corresponden a 0 ºR y 80 ºR.

En la escala absoluta o Kelvin (ºK), el cero absoluto corresponde a -273 ºC.

Para pasar de una escala a otra, basta aplicar las diferentes relaciones de conversión que se ven en la tabla:

CONVERSIONES DE TEMPERATURA

ºK = ºC + 273 ºC = ºK – 273

ºF = (9/5) ºC + 32 ºC = (5/9)( ºF - 32)

ºR = (4/5) ºC ºC = (5/4) ºR

ºF = (9/4) ºR + 32 ºR = (4/9)(ºF - 32)

Para medir la temperatura se utiliza algún fenómeno que dependa de un modo directo de la variación de la

misma (ver Fig 21), así se tienen:

Termómetros de dilatación, que se basan en las variaciones de volumen que experimentan los cuerpos al

variar su temperatura.

Termómetros de presión, que se basan en las variaciones de presión que experimentan los cuerpos,

sobre todo los gases, al variar su temperatura.

Termómetros de resistencia, que se basan en el cambio de resistividad eléctrica que experimentan los

cuerpos al variar su temperatura


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3.4.- Cambios de estado

La materia se presenta en la Naturaleza en forma de tres estados diferentes según sea la energía

intermolecular que posea.

En el estado sólido las fuerzas de atracción intermolecular (cohesión) son muy fuertes, superiores a la

energía propia del cuerpo (a temperatura ambiente) y se mantienen el volumen y la forma. Si a este cuerpo

en estado sólido le cedemos calor, aumentará su energía interna logrando que sus moléculas puedan vencer

determinadas fuerzas de cohesión obteniéndose un nuevo estado de la materia, el estado líquido, en el cual

el cuerpo mantiene el volumen pero no la forma. Al continuar cediendo energía a este cuerpo, se llega a un

punto en que la energía molecular es superior a las fuerzas de cohesión, rompiéndose totalmente éstas y

alcanzándose el estado gaseoso de la materia, en que no se conserva ni la forma ni el volumen, los gases

siempre ocupan todo el volumen del recipiente que les contiene.

Si modificamos la presión y/o la temperatura podemos lograr cambiar el estado de la materia, siendo posible

pasar de un estado a otro de acuerdo con el siguiente esquema: SÓLIDO + CALOR ----------------- LÍQUIDO (FUSIÓN).

LÍQUIDO + CALOR ----------------- VAPOR (VAPORIZACIÓN).

SÓLIDO + CALOR ----------------- VAPOR (SUBLIMACIÓN).

GAS – CALOR ----------------- LÍQUIDO (LICUEFACIÓN).

LÍQUIDO – CALOR ----------------- SÓLIDO (SOLIDIFICACIÓN).

GAS – CALOR --------- ------- SÓLIDO (SUBLIMACIÓN REGRESIVA).

Los cambios más interesantes desde el punto de vista práctico son: La vaporización, de líquido a vapor; la

condensación de vapor a líquido


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3.5.- Transmisión del calor: radiación, convección y conducción.

Existen tres modos de transmisión de calor:

Transmisión por conductividad.

Transmisión por convección.

Transmisión por radiación.

Generalmente, en todos los intercambios de calor, estos tres modos de transmisión coexisten.

Transmisión de calor por conducción

La conductividad o conducción térmica de un cuerpo es la propiedad que posee dicho cuerpo para transmitir

a través del mismo una determinada cantidad de calor por unidad de tiempo.

Uno de los ejemplos más claros de transmisión de calor por conducción se produce cuando ponemos a

calentar una barra metálica por un extremo observándose que el extremo opuesto también se calienta (ver

Fig 22). El calor aportado por la llama a uno de los extremos de la barra se ha propagado a lo largo de la

barra y ha calentado el otro extremo. Este transporte de calor en el seno mismo del metal se hace por

conductividad. Si se sustituye la barra metálica por una de material cerámico, se observa que para un mismo

calentamiento del extremo sumergido en la llama, se obtiene un calentamiento menos rápido del otro

extremo.

Centrándonos en el ejemplo anterior la cantidad de calor transmitida por unidad de tiempo depende de:

La sección de la barra.

Cuanto mayor sea la sección mayor será la transmisión de calor.


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Fundamentos CT Turbina de Gas

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Transmisión de calor por convección

Se define la convección como la transmisión de calor entre un fluido en movimiento a la temperatura t1 y la

cara de una pared a la temperatura t2 (t2 < t1). Al implicar un movimiento en el seno mismo del fluido, la

convección no se puede aplicar más que a líquidos y gases. Por la misma razón, no puede existir convección

en el vacío. Es la razón por la cual se separan algunas veces dos paredes que se tienen que aislar

térmicamente por un espacio del cual se ha extraído el aire (termo).

La transmisión del calor por convección necesita pues de un movimiento del fluido. Este movimiento o

circulación, puede establecerse de forma natural o forzada:

Circulación natural del fluido, esta puesta en movimiento tendrá lugar por la heterogeneidad de

temperatura en la masa del fluido. Las capas de fluido más calientes, al tener una masa volumétrica más

pequeña, tienen tendencia a subir. Las capas de fluido más frías ocupan los emplazamientos dejados por

las capas calientes que se han desplazado hacia arriba. De esta manera se establece una circulación

natural que favorece la transmisión de calor (ver Fig 22).

Circulación forzada del fluido, el fluido puede ser puesto en movimiento por medio de bombas o de

ventiladores: circulación de gases de combustión en un generador de vapor, circulación de agua en los

calentadores, etc. Se obtienen en este caso velocidades de circulación que pueden ser muy altas, lo que

mejora considerablemente los coeficientes de intercambio de calor.

La cantidad de calor transmitida por unidad de tiempo depende de:

La naturaleza del fluido en cuestión. La velocidad del fluido y su turbulencia.

La superficie de intercambio.

La diferencia de temperaturas entre el fluido y la superficie de intercambio


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Transmisión de calor por radiación

Todo cuerpo emite en todas las direcciones radiaciones caloríficas (radiación). Otro cuerpo situado frente al

primero captará estas radiaciones y se calentará si está a una temperatura inferior al primero. Existe

intercambio de calor desde el cuerpo más caliente hacia el cuerpo más frío.

Cuando la temperatura ambiente no es muy alta, se tiene no obstante una sensación de calor si el sol brilla.

Si una nube pasa por delante del sol, instantáneamente se tiene una sensación de frío. Sin embargo, la

temperatura ambiente no ha cambiado. La radiación del sol que nos calentaba ha sido captada por la nube.

También la radiación justifica que un coche de color negro alcance una temperatura mayor que otro blanco,

situados ambos en un aparcamiento a la misma temperatura ambiente.

La transmisión de calor por radiación no necesita de un medio material y es capaz de propagarse por el

vacío. De hecho, ésta es la razón de que nos llegue energía desde el Sol a través del espacio (ver Fig 22).

La transmisión de calor por radiación depende de:

El foco emisor de radiación y su temperatura.

La superficie expuesta a la radiación.

La distancia existente entre el cuerpo emisor y receptor.

La naturaleza de la superficie del receptor (Los cuerpos negros mate absorben la máxima radiación).

3.6.- Calor específico

Si se calienta de manera regular 1 Kg de agua contenida en un recipiente, se observa que, al cabo de dos

minutos la elevación de temperatura es de 7 ºC (ver Fig 23). Si se repite el mismo experimento sustituyendo


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Fig 23. Determinación del calor específico

Según la definición de la caloría, el calor específico del agua (a presión atmosférica y temperatura de 15 ºC)

es igual a la unidad. Como para el agua, el calor específico de un cuerpo depende de la temperatura inicial.

Para los cálculos se puede emplear un calor específico medio en un intervalo definido de temperaturas. Por

ejemplo, el calor específico medio del latón entre 0 y 100 ºC es de 0,095 Kcal/Kg ºC.

En el caso de los gases, hay que distinguir entre el calor específico a volumen constante, cv, y el calor

específico a presión constante cp.

El calor específico a presión constante, cp, se determina en el laboratorio. La determinación experimental del

calor específico a volumen constante cv es difícil de realizar en la práctica pero no hay problema en

deducirlo una vez conocido cp.

3.7.- Humedad y punto de rocío

Es sabido que el aire atmosférico contiene cierta proporción de humedad.

La aptitud del aire para retener agua vaporizada está relacionada con la temperatura y presión, pero

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Aire comprimido

El agua proviene del hecho de que el aire comprimido no puede contener todo el vapor de agua que

fácilmente absorbe el aire a presión atmosférica. Parte de este vapor de agua se licua a medida que va

enfriándose el aire por las tuberías, ocasionando daños en los elementos neumáticos, como el desgaste y

oxidación.

En los sistemas de aire comprimido, el aire aspirado por el compresor entra a la presión y temperatura

ambientes o atmosféricas, con su consiguiente humedad relativa. Entonces, se le comprime a una presiónmás alta que la atmosférica; este ciclo de compresión lleva consigo una elevación de temperatura y, como

consecuencia, un calentamiento del aire hasta un grado tal que toda la humedad contenida en el mismo

pasará por el compresor al ser aspirado.

Por lo tanto, este aire comprimido caliente que descarga el compresor y que lleva vapor de agua, al irse

enfriando por radiación y convección en el depósito y tuberías de distribución, y descender su temperatura

hasta igualar la temperatura ambiente que exista en la nave o zona industrial, condensará la mayor parte de

este vapor en forma de gotas de agua, las cuales serán arrastradas por el mismo flujo de aire hacia los

lugares de utilización.

Humedad de saturación

La humedad de saturación podría plantearse como la máxima cantidad de vapor de agua que puede caber

en una concreta cantidad de aire.

Ello significa que un volumen determinado de aire seco puede contener, a una presión y temperaturas

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El punto de rocío determina una temperatura, T, a la cual el aire llega al punto de saturación; esto es, el aire

se convierte en aire saturado. No se producirán condensaciones si la temperatura del aire se mantiene por

encima del punto de rocío. Si bien, un enfriamiento del aire por debajo de la temperatura del PR, el vapor

contenido en el aire comienza a condensar en forma de agua líquida.

Cuando un ambiente de aire atmosférico o de aire comprimido seco se somete a un proceso de enfriamiento,

la humedad relativa aumentará hasta que la misma alcance el 100%. La temperatura T evidenciada en ese

momento corresponderá con el valor del punto del rocío.

Si un ambiente determinado posee una temperatura de 25º C y un punto de rocío de 7º C, significa que para

que tal ambiente consiga la saturación es necesario que sufra un enfriamiento hasta 7º C.

La principal utilización del concepto del punto de rocío está en el campo del aire seco, en donde es el

parámetro para indicar la mayor o menor sequedad del mismo. Puntos de rocío muy bajos reflejan aire muy

seco y, por lo tanto, de gran calidad; puntos de rocío elevados suponen aire con altas humedades relativas.

De donde se deduce que, para aire con humedad relativa:

Inferior al 100% (aire seco), el punto de rocío será siempre inferior a la temperatura real del ambiente

considerado.

Igual al 100% (aire saturado), el punto de rocío coincidirá con el de la temperatura real del ambiente

considerado.

Igual al 100 %, pero conteniendo fase líquida en suspensión (nieblas), el punto de rocío será superior al

de la temperatura real del ambiente considerado.

El punto de rocío puede calcularse a partir de datos psicométricos tales como:

Humedad relativa y temperatura ambiente.

H d d l ti h d d d t ió

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3.8.- Otras variables

Otras variables de uso frecuente y que conviene recordar son:

La densidad, es la relación de la masa M de sustancia por unidad de volumen V y se expresa en kg/m 3.

La densidad varía con la temperatura y poco con la presión, siendo la densidad del agua de 1kg/dm 3 (al

nivel del mar y a 4º C).

Densidad relativa: es un número adimensional, se define como la relación entre el peso (o masa) del

fluido y el peso (o masa) de un volumen igual de agua en condiciones estándar (4ºC).

Volumen específico: es el reciproco de la densidad, es decir el volumen ocupado por la unidad de masade fluido (m3/kg).

Peso específico de un líquido o fluido es el cociente entre el peso de dicho cuerpo y su volumen: P/V. El

peso específico representa el peso de la unidad de volumen del mismo líquido o fluido. No es un valor

constante, depende de la aceleración de la gravedad (kg/m3).


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4. CICLO BRAYTON

La turbina de gas es una máquina térmica (rotativa y de combustión interna) que, trabajando según un ciclotermodinámico abierto, denominado “Ciclo de Brayton”, transforma parte de la energía térmica, que se libera

en la combustión, en energía mecánica. Esta energía mecánica puede ser utilizada para arrastrar un

generador eléctrico, una bomba, un compresor etc., dependiendo del sector industrial en el que la turbina se

haya instalado.

4.1.- Descripción ciclo Brayton

Para que la turbina genere energía mecánica que sea utilizable en el arrastre de una carga, necesariamente,

el fluido, (un gas que es compresible) ha de pasar por un ciclo de trabajo abierto que se compone de tres

etapas:

Compresión.

Combustión.

Expansión.

Para comentar las etapas de dicho ciclo se toma, como ejemplo, una turbina que acciona un compresor de

gas natural. La representación esquemática de este sistema se muestra en la Fig 25.


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Compresión

Inicialmente, el fluido de trabajo, que se recoge en la admisión 1, es aire a presión y temperatura

atmosféricas (punto 1 del ciclo).

Desde este punto, se inicia el ciclo con un proceso de compresión en el que un compresor axial arrastrado

por la propia turbina eleva la presión de este aire, (y como consecuencia indirecta también su temperatura)

hasta el punto 2 del ciclo, donde finaliza la etapa de compresión.

La razón para justificar esta etapa y por tanto, elevar la presión del aire, es incrementar el rendimiento del

ciclo.

Combustión

Esta es la etapa en la cual se inyecta, de manera adecuada, al aire de salida del compresor, el combustible

que ha de accionar la turbina. Esta mezcla se realiza en la cámara de combustión.

Aproximadamente, una cuarta parte del aire impulsado por el compresor se utilizará para quemar el

combustible inyectado. Ahora el fluido de trabajo pasa a ser en esta etapa una mezcla de gases de

combustión con aire.

Este fluido va a tener una energía muy alta al finalizar su combustión (punto 3 del ciclo) debido al incremento

brusco de su temperatura y volumen. Debe quedar claro que durante esta etapa el fluido no gana presión.

Expansión

En esta etapa los gases sufren una expansión acompañada de una disminución gradual de su presión y


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Descripción de la turbina empleada en el ejemplo

En el caso puesto como ejemplo, físicamente, la turbina de gas está constituida por dos cuerpos que reciben

la siguiente denominación:

Turbina gasógena.

Turbina de potencia.

Dichos cuerpos albergan dos rotores mecánicamente independientes (ver Fig 26). a turbina gasógena está

compuesta por un compresor axial, la cámara de combustión y varias etapas de álabes donde se produce la

expansión de los gases. En el caso de la Fig 26 son dos etapas de álabes. La turbina de potencia está

compuesta únicamente por las restantes etapas de álabes y es la encargada de arrastrar la carga.

La expansión de los gases de combustión en las etapas de álabes de la turbina gasógena (expansión hasta

el punto 4 del ciclo) produce el trabajo necesario para arrastrar el compresor axial de aire y la bomba

principal de aceite de lubricación, así como otros mecanismos auxiliares. Estos equipos son necesarios

durante la operación normal para garantizar el correcto funcionamiento de la unidad.

La expansión final de los gases en las etapas de álabes de la turbina de potencia produce el trabajo

necesario para arrastrar la carga.


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En los álabes del compresor axial se consume energía mecánica para incrementar la presión del aire (y

también su temperatura) durante la etapa de compresión. En los álabes de las dos turbinas, los gases de

combustión se expansionan generando energía mecánica en ambos rotores.

Cada etapa de álabes (independientemente de que pertenezca al compresor axial o a las turbinas) está

constituida por una primera corona de álabes pertenecientes al estator (fijos) y una segunda corona (justo a

continuación de la anterior) de álabes solidarios con el rotor

En el caso del compresor axial, los alabes del rotor elevan la velocidad y presión del aire que circula entre

ellos. Los álabes del estator se encargan de “frenar” el aire impulsado por los alabes del rotor disminuyendo

la velocidad y aumentando la presión (ver Fig 27) a la vez que orientan la corriente de aire hacia los álabes

del rotor de la correspondiente etapa. Lógicamente, y como consecuencia secundaria de la compresión

también se incrementará la temperatura del aire.


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Una turbina de gas que opera y trabaja según el ciclo de Brayton anterior se dice que es una turbina de gas

de ciclo simple. La mayoría de las turbinas de gas de aviación trabajan según este ciclo, porque prevalece

en el diseño la atención al peso de la máquina y su área frontal.

En el caso de las turbinas implantadas en tierra o incluso en barcos, es posible y recomendable añadir

equipos auxiliares para incrementar el rendimiento y/o la potencia de ésta. La implantación de estos equipos

auxiliares supone la modificación de alguno de los aspectos del ciclo simple de Brayton. Las tres posibles

modificaciones del ciclo simple de Brayton son:

La regeneración.

El enfriamiento.

El recalentamiento.


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4.2.1.- Regeneración

La regeneración supone la instalación de un cambiador de calor (recuperador o regenerador) en la salida de

gases de la turbina. De esta manera, se consigue aprovechar parte de la energía térmica que contienen los

gases de escape para incrementar la temperatura del aire introducido en la cámara de combustión, para

mejorar el rendimiento disminuyendo la pérdida más importante en una turbina de gas que es la del calor

que portan los gases de escape.

El uso del recuperador tiene la ventaja, contrariamente a las otras modificaciones del ciclo, de que no

complica la atención ni la regulación de la turbina de gas. Como aparato sin elementos en movimiento casitampoco está expuesto a desgaste alguno.


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4.2.2.- Enfriamiento intermedio

Se podría creer que es posible mejorar el proceso de la turbina de gas más o menos a voluntad con una

sencilla elevación de la relación de presión de la compresión. Eso sería el caso para la turbina, pero

solamente cuando la compresión y la expansión se efectuaran sin pérdidas de calor, es decir, cuando fuesen

adiabáticas.


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Bajo relaciones reales, hay un valor óptimo de las relaciones de presión, punto donde el rendimiento térmico

vuelve a bajar. En el caso de la turbina de gas con recuperador el valor óptimo de las relaciones de presión

está próximo a 4.5.

En el caso de la turbina de gas sin recuperador, la mejor relación de presión se encuentra aproximadamente

en 9.

Hay una posibilidad de mejorar el proceso de la turbina de gas por medio del aumento de la presión, y esta

posibilidad está en la refrigeración intermedia del aire durante la compresión.

Es necesaria la instalación de un cambiador de calor y un compresor de dos etapas de manera que el aire

impulsado por el compresor de baja pase por el enfriador antes de entrar al compresor de alta. De esta

manera, se consigue disminuir el trabajo necesario para realizar la compresión del aire.

El fluido refrigerante puede ser:

Aire atmosférico.

Agua.

4.2.3.- Recalentamiento

Esta modificación permite incrementar el trabajo en el eje de la turbina sin modificar el trabajo realizado por

el compresor o la temperatura máxima de trabajo de la turbina.

Si el cuerpo de la turbina de gas está dividido en uno de alta presión y otro de baja presión, es posible

instalar un quemador entre las dos turbinas que permita el recalentamiento del caudal de gases antes de su

paso por la etapa de baja presión de la turbina.

Ló i t l l t i t i t d l t i d l t bi t d i t


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5. VISIÓN DE LAS CT CON TURBINA DE GAS EN CS

Todas las centrales térmicas, en su tarea de producir energía eléctrica, requieren de una serie de sistemasbásicos esenciales, que son los que les permiten operar.

Es en este apartado donde se ofrece una visión general de dichos sistemas y se ofrece una serie de

consideraciones de carácter general.

Lo primero, es dar una estructura de la central, organizada de forma somera, en tres grandes sistemas:

El Turbogrupo, o isla de potencia, compuesto a su vez, por la turbina y el generador. Los sistemas auxiliares. También considerados sistemas de apoyo para el funcionamiento del turbogrupo.

Los sistemas eléctricos. Principalmente, pero no solo, para realizar la distribución de la energía eléctrica

producida.

Dentro del tercer sistema, pero con una importancia significativa suficiente como para poder considerarlo un

sistema con entidad suficiente está el DCS. Sistema de supervisión y control de todos los sistemasanteriores.

5.1.- Turbogrupo

5.1.1.- La turbina

El sistema de turbina de gas tiene los siguientes elementos asociados:

Filtros de admisión de aire.

Compresor


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que pudiera contener. Estas impurezas afectan muy negativamente a los álabes del compresor, a la cámara

de combustión y a los álabes de la turbina.

Fig 32. Diagrama entradas/salidas en turbina de gas

El filtrado del aire se lleva a cabo, generalmente, en tres etapas:

Rejilla metálica, llamada también rejilla anti-pájaros, como filtrado muy grueso.

Mallas de filtrado más fino, también llamados prefiltros.

Filtros finos.

En la zona de entrada al compresor se crea una cierta depresión. Para controlar esta presión se instalan

unos dispositivos de ruptura a vacío en la succión del compresor de la turbina de gas, capaces de elevar la


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Las cámaras de combustión son los elementos sometidos a mayor temperatura, están recubiertas por un

material cerámico y alojan a los quemadores. Dependiendo del fabricante, las turbinas pueden tener una o

varias cámaras de combustión. Cuando disponen de varias cámaras de combustión, normalmente, se realiza

una combustión secuencial, de manera que los gases de escape de una de las cámaras de combustión son

utilizados en la siguiente cámara.

Si bien la ignición o encendido inicial se puede realizar con gas natural, es usual el empleo de gases tales

como el propano y butano para el encendido, por su mayor poder calorífico.

El control de flujo de gas se realiza a través de unas válvulas de control. Tanto el sistema de control de gas

como el de aire están comandados por un controlador electrónico que, atendiendo a la carga solicitada,

regula automáticamente el caudal de aire y de gas necesario para optimizar la combustión.

Fig 33. Componentes de una turbina de combustión secuencial

Para la pre-ignición se dispone de unas bujías o antorchas, que no son más que unos electrodos

alimentados con alta tensión (unos 10.000 voltios), y gas propano, butano o gas natural. La determinación de

un arranque óptimo se realiza a través de diferentes sensores de temperatura y ópticos. Estos garantizan un


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Las altas temperaturas que se alcanzan en la combustión de gas hacen del diseño de las cámaras de

combustión y de los álabes el gran secreto de los fabricantes.

De esta forma, todo lo referente a la refrigeración interna de los álabes, al recubrimiento de éstos y de las

cámaras de combustión son aspectos que condicionan la vida útil de la máquina, los costes de

mantenimiento y, en definitiva, la duración de la instalación.

La turbina de gas también se suele subdividir en etapas. Cada etapa de álabes, o grupo de éstos que

conforman la turbina, se sitúan tras la cámara de combustión correspondiente.

Así, tras la cámara de combustión de alta estarán las etapas de álabes que conforman la turbina de alta, y

tras la cámara de combustión de-baja estarán las etapas de álabes que conforman la turbina de baja (no es

habitual tener más de dos cámaras de combustión).

El arranque de la turbina de gas se realiza utilizando el generador como motor, como se verá más adelante.

Esta situación se mantiene hasta que la energía producida en la combustión es capaz de lograr un

movimiento sostenido de la turbina.

Antes de un encendido es preciso que el interior de la turbina esté libre de posibles gases combustibles que

podrían provocar una explosión incontrolada, y en consecuencia, accidentes personales y/o deterioro de los

equipos.

Por tanto, durante la parada y encendido de la máquina se realiza una purga con aire de los anillos de

alimentación de gas a los quemadores.

Hay otros sistemas necesarios para el arranque y el funcionamiento normal de la turbina, también llamados

sistemas auxiliares. Ver apartado 5.2.


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5.1.2.- El generador

Posiblemente, el generador pueda ser considerado como la parte principal de cualquier central eléctrica, yaque éste realiza la tarea fundamental, en este tipo de plantas: generar electricidad.

Fig 34. Imagen esquemática de un generador

Se puede definir como generador eléctrico al equipo que transforma la energía mecánica producida por las

turbinas, en energía eléctrica. Las causas fundamentales, por la que hoy en día se ha estandarizado la

energía eléctrica como energía fundamental, son su facilidad de transporte desde el punto de generación al

punto de consumo, y la facilidad de transformación en otro tipo de energías (térmica, luminosa, mecánica,

etc.).


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Generadores síncronos

Este tipo de generador es el habitual en centrales de ciclo abierto o de ciclo combinado. Su característica

fundamental es que la velocidad de giro, denominada velocidad de sincronismo, es constante.

Estos generadores constan de un devanado inductor y un devanado inducido, independientes. Casi siempre

el sistema inductor (el que crea el campo magnético necesario) va en el rotor, parte móvil, y el inducido

(donde se genera realmente la energía eléctrica), en el estator o parte fija. Otra característica de esta

máquina es que el sistema inductor se alimenta con corriente continua proporcionada a través de

rectificadores estáticos, pudiendo regularse en éstos la intensidad y la tensión del campo inductor.

La máquina más utilizada en generación eléctrica es la máquina trifásica, que agrupa tres bobinas en el

inducido, en ángulos de 120º. Se producirán así tres ondas de tensión, una en cada bobina, obteniéndose

así la llamada onda trifásica.

En cuanto a velocidades de giro, éstas dependen del número de polos en el inductor y de la frecuencia de la

corriente de generación. En grandes máquinas, lo más frecuente, es la utilización de dos polos en elinductor. Al ser la frecuencia de generación de 50/60Hz la velocidad del generador deberá será de

3.000/3.600 rpm.

Generadores asíncronos

Son generadores que se emplean en aerogeneradores. Son un tipo de generadores similar al anterior, conlas siguientes diferencias:

En el sistema inductor no hay excitación. Los conductores se encuentran unidos en corto, asimilándose

así, a la máquina eléctrica con configuración de “jaula de ardilla”.


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5.1.2.2.- Sistemas de refrigeración

Refrigeración por aire

Siempre que tratemos de convertir energía mecánica en eléctrica, o viceversa, la conversión no va a ser del

100%. En el caso de los generadores, aparecerán unos rozamientos que convierten parte de esa energía

mecánica en calor, que será necesario evacuar para evitar deformaciones, bloqueos, etc. Para pequeños

generadores, la refrigeración puede hacerse con aire. Pueden encontrarse dos tipos de generadores

refrigerados por aire:

Abiertos ventilados (OV, open ventilated).

Cerrados enfriados por agua refrigerada por aire (TEWC, totally enclosed water to air cooled).

El tipo OV es el más antiguo. En él, el aire pasa sólo una vez por los devanados y se devuelve caliente a la

atmósfera. El mayor inconveniente es la alta cantidad de impurezas que se depositan en los bobinados, por

lo que se debe tener un buen sistema de depuración de aire mediante filtros.

El tipo TEWC es un sistema de enfriamiento cerrado. El aire circula por dentro del generador y por un

intercambiador, donde cede su calor al circuito de agua de refrigeración de la planta. La ventaja principal de

este sistema frente al anterior es la imposibilidad de entrada de suciedad.

Los generadores refrigerados con aire se construyen de hasta 40 MVA, aunque con rendimientos menos

favorables es posible construirlos de hasta 150MVA. No obstante, por encima de 50 MVA suelen construirse

generadores refrigerados por hidrógeno, con una capacidad de evacuación de calor cinco veces mayor.

Refrigeración por hidrógeno


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Refrigeración por agua/hidrógeno

Pueden lograrse diseños de generadores aún más compactos mediante el uso de enfriamiento con agua del

devanado estatórico y de parte del devanado rotórico.

El aumento de refrigeración permite una elevación de la capa de corriente del rotor, lo que conduce a un

mejor rendimiento del generador. El agua de enfriamiento se suministra a través de un circuito cerrado.

5.1.2.3.- Descripción funcional del generador

Ya que el generador habitual en este tipo de centrales es el generador síncrono refrigerado por hidrógeno,

nos referiremos exclusivamente a él. Los principales elementos que componen el generador son:

Sistema de excitación.

Sistema de arranque.

Sistema de refrigeración de bobinados: bombas y cambiadores.

Sistema de lubricación de cojinetes: depósito, bombas, filtros y cambiadores.

En la Fig 35 se ve el diagrama de bloques de entradas y salidas del generador.


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El generador tiene dos funciones: generar energía, que es su función principal, y actuar como motor durante

los arranques.

Cuando actúa como generador, el campo magnético se crea en el rotor. El sistema de excitación aporta la

tensión de excitación para la generación del campo magnético en el rotor y, de esta forma, se controla la

potencia reactiva del generador, cuando este se encuentra acoplado, y la tensión cuando está des acoplado.

Cuanto mayor sea la tensión de excitación, mayor será la energía generada, pero también, será mayor la

resistencia al movimiento del eje del generador. Por ello, para mantener una velocidad constante (la

velocidad de sincronismo, 3.000 rpm en Europa o 3.600 en América) el eje debe ejercer más fuerza, esto es,

la turbina debe suministrar más fuerza al eje.

Cuando el generador actúa como motor, el rotor se alimenta con una corriente continua fija, lo que lo

convierte en un imán de campo magnético constante. El estator se alimenta con una tensión alterna, y por

tanto, variable. De estas alimentaciones se ocupa el sistema de arranque. El imán que es el rotor tratará de

seguir las evoluciones del campo magnético variable que genera el estator, y girará.

Como es posible controlar la frecuencia de la corriente alterna con que se alimenta el estator, es posible

controlar la velocidad del rotor. De esta forma, se puede controlar de manera muy precisa todo el proceso de

arranque de la turbina de gas, y por tanto, de la planta.

Tanto cuando actúa como generador, como cuando excepcionalmente (durante los arranques) actúa como

motor, el paso de corriente por el generador produce calor, que sin el control necesario, podría dañar el

aislamiento de los bobinados.

Este exceso de calor se controla con un sistema de refrigeración interna, que como se ha dicho

anteriormente, en centrales de ciclo combinado se utiliza normalmente hidrógeno como fluido refrigerante. El

fluido caliente debe enfriarse, de lo que lo que se encarga el sistema de refrigeración local, normalmente, un

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Que el gas que se reciba en la turbina tenga una presión constante y dentro de unos rangos muy

concretos.

Que la temperatura sea la adecuada.

Que el gas se reciba limpio, sin partículas que puedan ocasionar problemas.

El caudal y la composición deben ser conocidos.

Para ello, una estación de regulación y medida dispondrá de los siguientes equipos:

Filtros. Los filtros limpian el gas de las posibles impurezas sólidas que se pudiesen arrastrar. Pueden ser

de varios tipos: de cartucho, ciclónicos, etc. hay un filtrado más exhaustivo antes de la inyección del gas

en la turbina.

Válvulas de ajuste de presión.

Sistema de precalentamiento para elevar el punto de rocío. Debe disponerse de un sistema de

calefacción para evitar condensaciones y congelaciones de agua que pudiera contener el gas. Hay que

tener en cuenta que ante una expansión, el gas pierde temperatura. Si como efecto de una expansión, la

temperatura bajara por debajo del punto de rocío, el agua contenida condensa e incluso podría

congelarse, y los trozos de hielo provocar daños en la turbina. El gas ha de calentarse ligeramente.

Medidores de caudal. Permiten saber el gas consumido. Puesto que se factura por energía consumida y

no por peso o volumen, hay que determinar el poder calorífico del gas. Para ello, se instalan los

cromatógrafos. (Cromatógrafo. Permite determinar composición del gas y su poder calorífico).

Es necesario tener estos equipos correctamente calibrados, y habitual que caudalímetro y cromatógrafo

estén duplicados. Sistema de calentamiento para la inyección del gas a turbina. Se suele calentar a temperatura que está

entre 25 y 140ºC.


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5.3.1.- Sistemas eléctricos de potencia

Dentro de los sistemas eléctricos de potencia se pueden, a su vez, distinguir:

Sistemas de corriente alterna, que pueden subdividirse en:

Sistemas de alta tensión (más de 10.000 voltios).

Sistemas de media tensión (entre 3.000 y 6.000 voltios).

Sistemas de baja tensión (480 voltios o menos).

Sistemas de corriente continua.

Sistemas de respaldo.

5.3.1.1.- Sistemas de corriente alterna

Sistema de alta tensión

El sistema de alta tensión lo forman los embarrados de salida del generador, el transformador principal, el de

equipos auxiliares, el interruptor principal y la línea de evacuación de energía, así como todos sus equipos

de control y protección.

Sistema de media tensión

El sistema de media tensión lo forman los embarrados de este nivel de voltaje y los equipos conectados a él,

principalmente motores, con todos sus dispositivos de control y protección.


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5.3.1.2.- Sistemas de corriente continua

Sistemas de corriente continua. A través de unos onduladores alimentan a una serie de embarrados,

llamados embarrados esenciales. Lógicamente, éstas alimentan a aquellos equipos que son altamente

críticos, cómo bombas de lubricación, sistemas de extinción, sistemas de control, cierta instrumentación, etc.

5.3.1.3.- Sistemas de respaldo

Ante un eventual fallo de tensión, el sistema de corriente continua alimenta lo estrictamente necesario por

seguridad para las personas o para las instalaciones, pero hay otros equipos que necesitan ser alimentados

para evitar contratiempos. Éste es el caso de los sistemas informáticos, sistemas de control, determinados

equipos que permitirán llevar la planta a una situación más favorable para un arranque posterior etc.

Estos sistemas suelen agrupar generadores diésel autónomos, líneas eléctricas de respaldo diferentes a la

línea principal y sistemas de alimentación ininterrumpida (SAI).

5.3.2.- Sistemas eléctricos de control

En relación a los sistemas de control, eI DCS o sistema de control distribuido es uno de los elementos que

se pueden englobar dentro de los sistemas eléctricos más importantes de una central, ya que es desde

donde se envían las órdenes y se observan todos los parámetros para mantener a la central bajo control.

Es, de alguna manera, el cerebro de la central que gobierna cada equipo controlado.

Estas centrales están altamente automatizadas, y el sistema de control distribuido se encarga de centralizar

y coordinar todos los sistemas. El sistema de control requiere miles de cables, señales, tarjetas, relés,


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6. ARQUITECTURA DE LA CENTRAL

En base a todo lo anteriormente expuesto, la arquitectura de la central se puede sustentar en tres grandes

pilares:

La disposición en planta de todos los edificios, equipos y sistemas que la integran, es decir, implantación

general o layout.

La arquitectura de control que permite supervisar y ejecutar todos los procesos implicados en la

generación eléctrica.

La estructura organizativa eléctrica, que da alimentación a todos los dispositivos incluidos en los dospuntos anteriores, con el fin de que puedan funcionar.

6.1.- Implantación general

En la Fig 36, se puede observar cual es el emplazamiento de los diferentes equipamientos de la central. La

misma se organiza por áreas que convienen ser remarcadas:

Área 1 Unidades de generación de gas.

Área 2 Ciclo de generación de vapor, de construcción futura.

Área 3 Sistema de combustible.

Área 4 Servicios operativos.

Área 5 Sistema de enfriamiento.

Área 6 Servicios administrativos y mantenimiento.

Área 7 Subestación eléctrica Cumaná II.


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CLIENTE DOC. Nº AJS-03-0127-INF-P-2000

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Proyecto: CENTRAL TERMOELECTRICA “ ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”

Fig 36. Disposición general de planta


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6.2.- Arquitectura de control

En la Fig 37. Arquitectura de control se recoge la estructura organizativa de los diferentes elementos desupervisión y control de la planta, así como, una visión de las diferentes redes de comunicación entre

equipos. De esta forma se distinguen las siguientes zonas principales:

Sala de control.

Sala electrónica ubicada en el edificio eléctrico.

Cuarto eléctrico electrónico de cada turbogrupo, (en total dos, que son PEECC del G1 y PEECC del G2). El cuarto donde se encuentra el sistema de control de excitación del G1 (EX2100) y el control de arranque

de los dos turbogeneradores LS2100, (motorización de los dos generadores). Se designa por LEC G1.

El cuarto donde se encuentra el sistema de control de excitación del G2 (EX2100). Se designa por EC

G2.

La planta del sistema de protección contra incendios PCI.

La planta de la estación de regulación y medida para el gas combustible, ERM.

Cromatógrafo, para análisis del gas combustible.

Estaciones remotas en campo.

Tanto en sala de control, como en la sala electrónica, los equipos de cada una de ellas, se encuentran

comunicados entre sí con una red en anillo.

Todos los equipos específicos de GE, como puedan ser las turbinas o el cromatógrafo, se controlan desde

su propio sistema de mando, denominado Mark V, aunque se encuentra comunicado con el resto de

sistemas, tal y como se aprecia en la figura.


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Fig 37. Arquitectura de control


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6.3.- Arquitectura eléctrica

En el plano de la Fig 36. Disposición general de planta, se puede ver la localización de los diferentesequipamientos eléctricos de la central, que sirve como primera aproximación al sistema, de forma que, se

pueda tener una primera imagen, de los elementos más básicos que lo componen y de su emplazamiento.

Consultar el tema “Sistemas eléctricos” de este Manual para obtener información del sistema.


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7. MANEJO DE LA DOCUMENTACIÓN

Los planos que se deben consultar para seguir los comentarios y explicaciones de este Manual de

Formación, y que van anexados al final de cada uno de los documentos que lo componen, emplean una

simbología y una jerga o terminología, que son necesarias conocer previamente. Aquí se trata de resumir lo

principal.

7.1.- Terminología empleada

El lenguaje empleado en instrumentación contiene muchas palabras y conceptos nuevos. Por otro lado, una

buena parte de las veces se utilizan expresiones o palabras en inglés. A continuación, se dan algunas

definiciones que pueden resultar de interés:

Proceso: función o conjunto de funciones realizadas por un sistema en el que queremos regular alguna de

sus variables.

Variable regulada: es aquella variable que queremos mantener constante por la acción del regulador.

Agente regulador : es el medio que fluye a través del elemento final de control, dependiendo de la

demanda del proceso. Normalmente el agente regulador suele ser algún fluido que se aporta al proceso.

Variable manipulada: es la variable del agente regulador cuyo valor se ajusta para mantener constante la

variable regulada. Lo más habitual es que sea el caudal de aporte del agente regulador.

Elemento de medida: es un dispositivo primario capaz de generar la información de la medida de unavariable.

Sistema de medida: conjunto de dispositivos capaces de elaborar y proporcionar la indicación o acción de

la medida de una variable Esta función es realizada normalmente por un transmisor


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final de control, establece la adecuada acción correctiva sobre la aportación del agente regulador al

proceso con el fin de mantener constante la variable regulada.

Sistema de regulación: conjunto de dispositivos y elementos, debidamente dispuestos, capaces de llevar

a cabo, de forma autónoma, la regulación de una variable de proceso.

7.2.- Simbología

En los esquemas del tipo de diagramas de flujos, en los que se representa el funcionamiento de las plantas,

se representan los instrumentos de control de acuerdo con simbolismo que expresa, en general, la variable,

la función, el sistema de transmisión, si lo hay, la interrelación entre instrumentos y válvulas, con ayuda de

iniciales que corresponden a las palabras inglesas, pero que prácticamente tienen aplicación internacional.

La función que realiza cada instrumento puede representarse en planos y diagramas por medio de unas

letras de identificación de acuerdo con unos códigos y que son las normas I.S.A. (Instrument Society of

América).

Cada instrumento se identifica con unas letras que dan idea de la función del mismo, y con unos númerosque son identificativos del lazo (un número y un sufijo). Las letras se designan en mayúsculas. El orden en

que están las letras tiene su importancia y distinto significado.

La primera letra de la identificación funcional nos indica el tipo de variable de proceso de que se trata:

P: presión D: densidad I: corriente

F: caudal (flow) v: viscosidad A: análisis

L: nivel (level) s: velocidad(speed) x: sin clasificar

T: temperatura w: Peso (weight)


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La tercera indica una función adicional.

C: controlador S: interruptor T: transmisor

Y: relé computador V: válvula K: estación

Una posible cuarta letra nos indicaría una letra de modificación.

H: alto L: bajo (low)

Por ejemplo:

TRC - 2A : controlador de temperatura con registrador, del lazo 2, el elemento A.

LIT - 23B: transmisor con indicador de nivel del lazo 23, elemento B.

PCV - 4A : válvula controladora de presión, del lazo 4, elemento A.

En los planos es frecuente utilizar las siguientes líneas:

Para las alimentaciones se sugieren las siguientes abreviaturas:

AS Alimentación de aire.

ES Alimentación eléctrica.


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7.2.1.- Símbolos

7.2.1.1.- Símbolos generales

7.2.1.2.- Símbolos para válvulas de control

7.2.1.3.- Símbolos para actuadores


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7.2.1.4.- Acción del actuador en caso de fallo

7.2.1.5.- Elementos Primarios

Controles de caudal

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7.2.2.- Significado de las letras de identificación

PRIMERA LETRA LETRAS SUCESIVAS (3)

VARIABLE MEDIDA

O INICIADA

MODIFICADOR LECTURA SALIDA

O FUNCION PASIVA

FUNCION SALIDA MODIFICADOR

A Análisis Alarma

B Quemador Elección de usuario Elección de usuario Elección de usuario

C Conductividad

(Eléctrica)

Control

D Densidad (Masa) o

Peso específico

Diferencial

E Voltaje (EMF) Elemento Primario

F Caudal Relación (Fracción)

G Calibración (Medición) Vidrio

H Manual

(Iniciado Manualmente)

Alta

I Corriente (Eléctrica) Indicación

J Alimentación Supervisor

K Tiempo o Tiempo Estación Control


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PRIMERA LETRA LETRAS SUCESIVAS

VARIABLE MEDIDA

O INICIADA

MODIFICADOR LECTURA SALIDA

O FUNCION PASIVA

FUNCION SALIDA MODIFICADOR

O Elección usuario Orificio (Restricción)

P Presión o Vacío Punto (Test Conexión)

Q Cantidad o Evento Integra o Totaliza

R Radioactividad Grabo o Imprime

S Velocidad o Frecuencia Seguridad Interruptor

T Temperatura Transmite

U Multivariable Multifunción Multifunción Multifunción

V Viscosidad Válvula

Registro Louver

W Peso ó Fuerza Pozo

X Sin clasificar Sin clasificar Sin clasificar Sin clasificar

Y A disposición del

Usuario

Relé

Z Posición Conduce, actúa ó

elemento final control

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LSHL INTERRUPTOR DE ALTA Y BAJA

LG NIVEL DE VIDRIO

LR REGISTRADOR

LRC REGISTRADOR CONTROLADOR

7.2.3.4.- Caudal

FO ORIFICIO DE RESTRICCION

FT TRANSMISOR

FQT TRANSMISOR TOTALIZADOR

FQ TOTALIZADOR

FI INDICADOR

FR REGISTRADOR

FIC INDICADOR CONTROLADOR

FAH ALARMA DE ALTO CAUDAL

FY UNIDAD MULTIFUNCION

FG MIRILLA DE CAUDAL

FSH INTERRUPTOR DE ALTO CAUDAL

FS INTERRUPTOR DE CAUDAL

FQI INDICADOR TOTALIZADOR


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7.2.3.5.- Temperatura

TE ELEMENTO SENSORTI INDICADOR TERMOMETRO

TR REGISTRADOR

TIC INDICADOR CONTROLADOR

TRC REGISTRADOR CONTROLADOR

TS TERMOSTATO

TSHH TERMOSTATO DE MUY ALTA TEMPERATURA

TT CONVERTIDOR DE TEMPERATURA

7.2.3.6.- Presión

PI INDICADOR MANOMETRO

PT TRANSMISOR

PIC INDICADOR CONTROLADOR

PSH PRESOSTATO DE ALTA

PAH ALARMA DE ALTAPSL PRESOSTATO DE ALTA

PAL ALARMA DE BAJA


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7.2.3.7.- Misceláneos

ZS DETECTORES DE POSICION

ZI INDICADOR DE POSICIONUR IMPRESORA

HS SELECTOR O PULSADOR MANUAL

IT TRANSMISOR DE INTENSIDAD

II INDICADOR DE INTENSIDAD

EAL ALARMA DE MÍNIMA TENSIÓN

UA ALARMA RESUMEN

PSV VALVULA DE SEGURIDAD

MOV VALVULA MOTORIZADA

SOV VALVULA DE SOLENOIDE

KQI CONTADOR DE MANIOBRAS

I/P CONVERTIDOR INTENSIDAD/PRESION

7.2.3.8.- Válvulas de control

FCV CAUDAL

LCV NIVEL

PCV PRESION


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7.3.- Simbología empleada en la central


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