capitulo ii marco teÓrico teorica
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CAPITULO II
MARCO TEÓRICO
2. FUNDAMENTACION TEORICA
La fundamentación teórica de este proyecto de investigación esta
organizado en función de las siguientes variables:
Sistemas de Control.
Caldera.
Turbina, y una breve reseña Histórica de la Central Termoeléctrica Planta
"Ramón Laguna".
2.1 Sistema de Control.
Un sistema de control es una interconexión de componentes que
forman una configuración del sistema que proporcionara la respuesta
deseada. La base para el análisis de un sistema es el fundamento
proporcionado por la teoría de los sistemas lineales, la cual supone una
relación causa - efecto para los componentes de un sistema. La relación
entrada - salida representa la relación de causa y efecto del proceso que
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representa el procesamiento de la señal de entrada para proporcionar una
variable de la señal de salida, frecuentemente con una amplificación de
potencia.
Afirma Hostetter, G. (1990, p. 22) que, "Un sistema de
regulación automático en el que la salida es una variable como
temperatura, presión, flujo, nivel de liquido, etc. Se llama sistema de
control de proceso". El control de proceso tiene amplia aplicación en la
industria. Los diferentes sistemas de control constituyen la base
fundamental de la practica de la ingeniería y son utilizados no solo a
nivel industrial sino también a nivel doméstico. Ellos se fabrican para
satisfacer las diferentes demandas industriales, y son diseñados como
productos estándares, su producción empezó a partir de los mil
novecientos.
Los diferentes tipos de control existentes son fijados para
propósitos específicos en cualquier sistema industrial. Ellos han sufrido
muchos cambios en su tecnología, desde los neumáticos hasta los
eléctricos. Un sistema de control puede ser operado por electricidad, de
forma mecánica, por presión, o combinación de ellos. Cuando en un
circuito se involucra un computador, usualmente es más conveniente
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operar todo el sistema eléctricamente, a pesar de que pueden existir
mezclas internas con respecto a la operación del mismo.
Características Principales.
Entre las principales características de un sistema de control se
pueden mencionar: la estabilidad, controlabilidad, observabilidad y
tiempo de repuesta, en ese mismo orden se tienen:
Estabilidad.
La respuesta transitoria de un sistema de control con
retroalimentación es de interés primordial y debe ser investigada. Una
característica muy importante del funcionamiento transitorio de un
sistema es su estabilidad. Un sistema estable se define como aquel que
tiene una respuesta limitada. El sistema es estable si estando sujeto a una
entrada o perturbación limitada, su repuesta es de magnitud limitada. La
estabilidad de un sistema dinámico se define en forma semejante.
La respuesta a un desplazamiento, o condición inicial, dará como
resultado una respuesta decreciente, neutral o creciente. Específicamente,
por la definición de estabilidad se deduce que un sistema lineal es estable
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solamente si el valor absoluto de una respuesta a un impulso, g (t),
integrada sobre un intervalo finito, es finito. La localización de los polos
de un sistema en el plano (s) indica la respuesta transitoria resultante. Los
polos en la parte izquierda del plano (s) dan como resultado una
respuesta decreciente para entradas de perturbación. En forma semejante,
los polos en el eje 0w) y en el plano de la derecha dan como resultado
una respuesta neutral y una creciente, respectivamente, para una entrada
de perturbación. Los polos de los sistemas dinámicos deseables deben
caer en la parte izquierda del plano (s). Como se muestra a continuación
en la Figura No 1.
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En términos de sistemas lineales, reconocemos que el requisito de
estabilidad puede definirse en función de la localización de los polos de
la función de transferencia de circuito cerrado. Evidentemente, con el
objeto de obtener una respuesta limitada, los polos del sistema de circuito
cerrado deben estar en la parte izquierda del plano (s). Por esto, una
condición necesaria y suficiente para que un sistema de retroalimentación
sea estable es que todos los polos de la función de transferencia del
sistema tengan partes reales negativas.
Controlabilidad.
Un sistema es controlable en tiempo (to), si por medio de un
vector de control no restringido, es posible transferir el sistema desde
cualquier estado inicial x(to), a cualquier otro estado en tiempo finito.
El concepto de controlabilidad fué introducido por Kalman (1956, p34).
Estos juegan un papel importante en el diseño de un sistema de control en
el espacio de estado. De hecho, las condiciones de controlabilidad,
pueden gobernar la existencia de una solución completa, en el problema
de diseño de sistemas de control. La solución a este problema no puede
existir si el sistema considerado no es controlable. Aunque la mayoría de
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los problemas físicos son controlables y observables, los modelos
matemáticos correspondientes pueden no tener la propiedad de
controlabilidad y observabilidad. Entonces se requiere conocer las
condiciones bajo las cuales un sistema es controlable y observable.
Considere el sistema en tiempo continuo de:
x = Ax + Bu (01)
donde:
x = vector de estado (vector n-dimencional)
u = señal de control (escala)
A = matriz de n * n
B = matriz de n * 1
El sistema descrito por la ecuación (01) se dice que es de estado
controlable en t = to, si es posible construir una señal de control no
restringida, que pueda transferir un estado inicial en cualquier estado
final en un intervalo de tiempo finito to < t < ti. Si todo estado es
controlable, entonces se dice que el sistema es de controlabilidad del
estado completo.
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Observabilidad.
Un sistema es observable en tiempo to si, con el sistema en el
estado (X to), es posible determinar esté estado a través de la observación
de la salida durante un intervalo finito de tiempo. Consideremos el
sistema no forzado, por las ecuaciones siguientes:
x=A*x (02)
y=C*x (03)
donde:
x = vector de estado (vector de dimensión n)
y = vector de salida (vector de dimensión m)
A = matriz de n * n
C = matriz de m * n
Se dice que el sistema es completamente observable, si cada
estado x (to) se puede determinar a partir de la observación de y (t) en un
intervalo de tiempo finito to < t < ti. Por lo tanto, el sistema es
completamente observable, si cada transición del estado, afecta
eventualmente a cada elemento del vector de salida. El concepto de
observabilidad es útil, al resolver el problema de construir variables de
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estados no medibles, a partir de otras medibles, en el menor tiempo
posible. Por lo tanto, sin perder generalidad, se puede suponer que to=0.
El concepto de observabilidad es importante, porque, en la
práctica, el problema que se encuentra con el control de
retroalimentación de estado es que algunas variables de estado no son
accesibles a la medición directa, por lo que se requiere estimar las
variables de estado no medibles, a fin de construir las señales de control.
Tal estimación de las variables de estado es posible si y sólo si, el
sistema es completamente controlable.
Tiempo de respuesta.
Un sistema de control que varía en el tiempo es un sistema en que
uno o más de sus parámetros pueden variar en función del tiempo. Un
sistema de múltiples variables, es un sistema con varias señales de
entrada y salida. La solución de una formulación en el dominio del
tiempo para un problema de sistema de control. Se facilita por la
disponibilidad y facilidad del uso de computadoras digitales y
analógicos. Por tanto, nos interesa considerar la descripción en el
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dominio del tiempo de los sistemas dinámicos según su representación
mediante ecuaciones diferenciales. La representación de los sistemas de
control en el dominio del tiempo es una base fundamental para la teoría
moderna de control y optimización de sistemas.
Frecuentemente es deseable obtener el tiempo de repuesta de las
variables de estado en un sistema de control y así examinar el
funcionamiento de éste. La repuesta transitoria de un sistema pude
obtenerse fácilmente calculando la solución de la ecuación diferencial
vectorial de estado. Evidentemente, si se conocen las condiciones
iniciales x (0), la entrada u (t) y la matriz de transición e (t), la repuesta
del tiempo de x (t) pude calcularse numéricamente.
2.1.1 Tipos de Sistemas de Control
Entre los diferentes tipos de sistemas de control los más importantes son:
Sistema de Control Retroalimentado
Es aquel que tiende a mantener una relación preestablecida
entre la salida y alguna entrada de referencia, comparándolas y utilizando
la diferencia como medio de control. Es decir, tomando un control de
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temperatura ambiente para una habitación, se da lo consiguiente que,
midiendo la temperatura de la habitación y comparándola con la
temperatura de referencia, como es; la temperatura deseada, el termostato
conecta o desconecta los equipos de calefacción o refrigeración, de modo
que la habitación se mantiene a una temperatura confortable,
independientemente de las condiciones del exterior.
También podríamos agregar que estos no están limitados al
campo de la ingeniería, sino que se les puede encontrar en otras áreas
ajenas a las mismas. Es decir, el organismo humano es análogo a un
sistema de control retroalimentado muy avanzado; la temperatura de
la sangre se mantiene en valores constantes por medio de una
retroalimentación fisiológica. De hecho la retroalimentación cumple una
función vital, que hace al cuerpo humano relativamente insensible a
perturbaciones externas, permitiéndole desenvolverse adecuadamente en
un medio ambiente cambiante.
Tomando como ejemplo la figura No 2, el diagrama
esquemático del control de temperatura de un horno eléctrico. La
temperatura en el interior del horno se mide con un termómetro, que es
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un dispositivo analógico. La temperatura se convierte a un valor de
temperatura digital, por un convertidor A/D y con ésta se alimenta un
controlador a través de una interfaz. La temperatura digital se compara
con la temperatura de entrada programada, y ante cualquier discrepancia,
es decir; ante cualquier error, el controlador envía una señal al calefactor,
a través de un amplificador y relevador, para llevar la temperatura del
horno al valor deseado.
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Sistema de Regulación Automática
Es aquel en el que la entrada de referencia o la salida
deseada son, o constante o bien varían lentamente en el tiempo, y donde
la tarea fundamental consiste en mantener la salida en el valor deseado a
pesar de las perturbaciones presentes. En la industria se utilizan
frecuentemente robots industriales para mejorar la productividad. Este
puede realizar tareas complejas sin errores en su operación, y puede
trabajar en un ambiente intolerable para operadores humano. También
puede funcionar a temperaturas extremas, es decir; tanto altas como
bajas, o en un medio de alta o baja presión, bajo el agua o en el espacio.
El robot industrial debe manejar partes mecánicas que
tienen formas de pesos particulares. Por tanto, deben poseer al menos un
brazo, una articulación y una mano. Deben tener suficiente potencia para
realizar la tarea y la capacidad al menos para una movilidad mínima. El
robot como el de la figura No 3 toma contacto primeramente con un
objeto, y luego, a través de sus microinterruptores, confirma la existencia
de un objeto en el espacio y procede al siguiente paso de tomarlo. En un
robot de alto nivel se utilizan medios ópticos, como un sistema de
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televisión para explorar el ambiente que rodea a un objeto. Reconoce las
imágenes y determina la presencia del objeto.
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Se requiere un computador para el procesamiento de señales
en el reconocimiento de imágenes. El robot recoge la pieza y la desplaza
hacia el lugar de montaje, donde ensambla la diversa parte para formar
un componente. La función del controlador la realiza un computador
digital programado.
Sistema de Control de Proceso
Es un sistema de regulación automática en el que la salida
es una variable como temperatura, presión, flujo, nivel de liquido o pH.
El control de proceso tiene amplia aplicación en la industria. En estos
sistemas con frecuencia se usan controles programados, como el de la
temperatura de un horno de calentamiento en que la temperatura del
mismo se controla según un programa preestablecido.
Por otra parte el programa preestablecido puede consistir en
elevar la temperatura a determinado valor durante un intervalo de tiempo
definido, y luego reducir a otra temperatura prefijada también durante un
periodo determinado. En esté control el punto de referencia se ajusta
según el cronograma preestablecido. El controlador entonces funciona
manteniendo la temperatura del horno cercana al punto de ajuste variable.
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Sistema de Control de Lazo Cerrado
Con frecuencia se le llama así a los sistemas de control
retroalimentado. En la práctica, se utiliza indistintamente la
denominación control retroalimentado o control de lazo cerrado. La señal
de error actuante, que es la diferencia entre la señal de entrada y la de
retroalimentación, es decir; puede ser la señal de salida o una función de
señal de salida y sus derivadas, entra al controlador para reducir el error y
llevar la salida del sistema a un valor deseado. El término lazo cerrado
implica siempre el uso de la acción de control retroalimentado para
reducir el error del sistema.
Sistema de Control de Lazo Abierto
Es el sistema de control en que la salida no tiene efecto
sobre la acción de control. En otras palabras, en un sistema de control de
lazo abierto la salida ni se mide ni se retroalimenta para compararla con
la entrada. En cualquier sistema de control de lazo abierto, no se compara
la salida con la entrada de referencia. Por tanto, para cada entrada de
referencia corresponde a una condición de operación fija. Así la precisión
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del sistema depende de la calibración. En presencia de perturbaciones, un
sistema de control de lazo abierto no cumple su función asignada.
En la práctica el control de lazo abierto sólo se puede
utilizar si la relación entre la entrada y la salida es conocida, y si no se
presentan perturbaciones tanto internas como externas.
Sistema de Control de Lazo Cerrado versus Lazo
Abierto .
Una ventaja del sistema de control de lazo cerrado donde el
uso de la retroalimentación hace que la repuesta del sistema sea
relativamente insensible a perturbaciones externas y a variaciones
internas de parámetros del sistema. De este modo, es posible utilizar
componentes relativamente imprecisos y económicos, y lograr la
exactitud de control requerida en determinada planta, cosa que seria
imposible en un control de lazo abierto. Desde el punto de vista de la
estabilidad, en el sistema de control de lazo abierto, es más fácil de
lograr, ya que en él la estabilidad no constituye un problema importante.
En cambio, en los sistemas de lazó cerrado, la estabilidad sí
es un problema importante, por su tendencia a sobrecorregir errores que
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pueden producir oscilaciones de amplitud constante o variable. Hay que
puntualizar que para sistemas cuyas entradas son conocidas previamente
y en los que no hay perturbaciones, es preferible utilizar el control de
lazo abierto. Los sistemas de control de lazo cerrado tienen ventajas
solamente si se presentan perturbaciones no previsibles y/o variaciones
imprevisibles de componentes del sistema.
La cantidad de componentes utilizados en un sistema de
control de lazo cerrado es mayor a la correspondiente a un sistema de
control de lazo abierto. Así, entonces, un sistema de control de lazo
cerrado es generalmente de mayor costo y potencia. Para reducir la
potencia requerida por un sistema, cuando sea posible, es conveniente
usar un sistema de lazo abierto. Por lo común resulta menos costosa una
combinación adecuada de controles de lazo abierto y cerrado, lográndose
un comportamiento general satisfactorio.
Sistema de Control Adaptable.
Las características dinámicas de la mayoría de los sistemas
de control no son constante por varias razones, como el deterioro de los
componentes al paso del tiempo, o las modificaciones en los parámetros
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o en el medio ambiente. Aunque en un sistema de control
retroalimentado se atenúan los efectos de pequeños cambios en las
características dinámicas, si las modificaciones en los parámetros del
sistema y en el medio son significativas, un sistema, para ser
satisfactorio, ha de tener capacidad de adaptación. Adaptación implica la
capacidad de autoajustarse o automodificarse de acuerdo con las
modificaciones imprevisibles del medio o estructura.
Los sistemas de control que tienen algún grado de capacidad
de adaptación, es decir, el sistema de control que por si mismo detecta
cambio en los parámetros de la planta y realiza los ajustes necesarios en
los parámetros del controlador, para mantener un comportamiento
óptimo. En un sistema de control adaptable, las características dinámicas
deben estar identificadas en todo momento, de manera que los
parámetros del controlador pueden ajustarse para mantener un
comportamiento optimo.
De este modo, un sistema de control adaptable es un sistema
no estacionario. También se puede decir, que un sistema de control
adaptable, además de ajustarse a los cambios ambientales, también lo
hace ante errores moderados del proyecto de ingeniería o incertidumbres,
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y compensa la eventual falla de componentes menores del sistema,
aumentando, por tanto, la confiabilidad de todo el sistema.
Sistema de Control de Aprendizaje
Muchos sistemas de control que aparentemente son de lazo
abierto, pueden convertirse en sistemas de lazo cerrado si un operador
humano se considera como un controlador, que compara la entrada y la
salida y realiza las razones correctivas basadas en la diferencia resultante
o error. Si se intenta analizar tales sistemas de control de lazo cerrado
con intervención humana, se encuentra el dificil problema de plantear
ecuaciones que describan el comportamiento del operador humano. En
esté caso uno de los muchos factores que lo complican, es la capacidad
de aprendizaje del ser humano. A medida que este va adquiriendo
experiencia, mejora como elemento de control, y esto debe tomarse en
cuenta al analizar el sistema.
Sistema de Control Coordinado
Es importante que los sistemas de control coordinado se
apliquen cada vez mas en la industria energética para mejorar la
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eficiencia del uso de los recursos enérgicos. También ha tenido un
aumento importante el control de las centrales eléctricas para minimizar
la contaminación. Las plantas modernas de gran capacidad, que superan
varios cientos de megavatios (MW), requieren sistemas de control
automáticos que consideren la interrelación de las variables de proceso y
la producción optima de potencia. En la figura No 4 se tiene un modelo
simplificado que muestra alguna de las variables importantes de control
en la caldera y turbina de una unidad de generación de potencia.
En el sistema de control coordinado, la demanda de
megavatios de la unidad de generación se aplica directamente tanto a la
caldera como a la turbina. A la turbina se le asigna la tarea de controlar el
flujo de vapor y a la caldera la tarea de suministrar vapor y mantener la
presión de estrangulamiento. La demanda de la turbina se compara al
flujo de vapor y el error se limita mediante límites de presión máximos y
mínimos de la turbina, que impiden que la turbina exceda la capacidad de
cambio de carga de la caldera. La válvula de control de la turbina es a
pulsos para suministrar la salida deseada en megavatios y la caldera
ajusta la velocidad de disparo para coincidir con el nuevo límite de
energía.
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La temperatura de salida del vapor modifica la demanda en
megavatios para compensar la demanda de encendido. La demanda
compensada de megavatios se suma a los errores integrados de
megavatios y de presión de vapor, y esta señal constituye la demanda
para los controles de combustión cuando el sistema se halla en control
coordinado. Durante transitorio y cambios de eficiencia de la caldera y/o
turbina, pueden producir errores de megavatios y errores de presión.
Según la dirección de estos dos errores, se requieren diferentes acciones
de control en la turbina o en la caldera.
El error de megavatios y el error de presión del vapor se
acoplan para calcular la acción de control requerida por el sistema. Si
durante un transitorio tanto la señal de error de megavatios como la de
control de presión son altas o bajas ello indica que el encendido de
la caldera es incorrecto. Si se restan ambos errores, se anula toda acción
en el controlador de megavatios y por lo tanto no se reajustan las válvulas
de las turbinas. No obstante, ambos errores se suman y aplican al
controlador de presión, que aumenta o reduce la velocidad de encendido
de la caldera. Si el error en megavatios es elevado y el error de
presión es bajo, o viceversa, deben regularse tanto la turbina como
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la caldera. Como los errores son de polaridad opuesta, no se adopta
acción alguna en el controlador de presión.
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Seguidamente los errores se suman en el controlador de
megavatios y las válvulas en el regulador de la turbina se reposicionan
así para corregir el error de megavatios. Este cambio de válvulas de la
turbina corrige el error de presión.
2.1.2 Clasificación de los Sistemas de Control
Según la acción de control que estos realizan se pueden
clasificar en:
Control de Encendido-Apagado (on-offl)
En el modo de control de encendido-apagado, el dispositivo
correcto final solo tiene dos posiciones, o estados de operación. Por esta
razón, el control de encendido-apagado es también conocido como
control de dos posiciones y también como control bang-bang. Si la señal
de error es positiva, el controlador envía el dispositivo correcto final a
una de sus dos posiciones. El control de encendido-apagado puede
visualizarse adecuadamente considerando que el dispositivo corrector
final es una válvula actuada por solenoide. Al ser actuada una válvula por
solenoide, esta completamente abierta y completamente cerrada.
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No hay ningún punto intermedio. Por tanto, una válvula
actuada por solenoide encaja perfectamente en nuestro sistema de control
de encendido-apagado. Todos los controladores de encendido-apagado
tienen una pequeña brecha diferencial. La brecha diferencial de un
controlador de encendido-apagado se define como el rango menor de
valores que debe atravesar el valor medio para hacer que el dispositivo
correcto pase de una posición a la otra. La brecha diferencial está
definida específicamente para el control encendido-apagado. No hay algo
similar a una brecha diferencial en los otros modos de control. Con
frecuencia se expresa como un porcentaje de una escala completa.
La brecha diferencial es una expresión que dice cuando
debe pasar el valor medido por encima del punto del ajuste una cierta
cantidad pequeña (la señal de error debe alcanzar un cierto valor
positivo) para cerrar la válvula. De la misma manera, el valor medido
debe caer por debajo del punto de ajuste en una cantidad pequeña (la
señal de error debe alcanzar un cierto valor negativo) para abrir la
válvula. En muchos controladores de encendido-apagado, la brecha
diferencial es fija. Si este es el caso, generalmente es menor al 2% de la
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escala completa. Algunos controladores de encendido-apagado tienen
una brecha diferencial ajustable que permite al usuario seleccionar la
cantidad adecuada para su aplicación.
Control Proporcional
En el modo de control proporcional, el dispositivo
correcto final no es obligado a tomar una posición de todo a nada.
En cambio, tiene un rango continuo de posición posibles. La
posición exacta que toma es proporcional a la señal de error. En
otras palabras, la salida del bloque del controlador es
proporcional a su entrada. Los efectos del uso del modo de
control proporcional, serán como, eliminan la oscilación
permanente que siempre acompaña al control de encendido-
apagado. Puede haber alguna oscilación temporal al llegar el
controlador a la temperatura de control final, pero tarde o temprano
las oscilaciones desaparecen si la banda proporcional esta ajustada
de manera adecuada.
Sin embargo, si la banda proporcional se ajusta a un tamaño
muy pequeño, pueden ocurrir oscilaciones de todos modos, pues una
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banda proporcional muy pequeña hace que el control proporcional se
comporte casi igual que un control de encendido apagado.
Control Proporcional más Integral
El control proporcional más integral también se llama
control proporcional más reajuste. En el control proporcional más
integral, la posición de la válvula de control es determinada por dos
cosas:
a. La magnitud de la señal de error: ésta es la parte
proporcional.
b. La integral del tiempo de la señal de error: en otras
palabras, la magnitud de error multiplicada por el tiempo en que ha
persistido. Esta es la parte integral.
Puesto que la válvula puede responder a la integral de
tiempo del error, cualquier error de offset permanente que resulte del
control proporcional en algún momento es corregido con el paso del
tiempo. Puede pasarse en esto de la siguiente manera: la parte de control
proporcional posiciona la válvula en proporción del error existente.
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Entonces la parte de control integral detecta la persistencia de ese
pequeño error (offset). Con el paso del tiempo, la parte integrar aleja la
válvula de la misma dirección, ayudando a reducir el offset.
Entre mayor tiempo persiste el error, mayor distancia se
mueve la válvula. En algún momento, el error se reducirá a cero, y el
movimiento de la válvula cesará. Deja de moverse porque, a medida que
pasa el tiempo, la integral de tiempo del error ya no aumenta, debido a
que el error ahora es cero.
Control proporcional más Integra1 más Derivativo
Aunque el control proporcional más integral es adecuado
para la mayoría de las situaciones de control, no es adecuada para todas.
Hay algunos procesos que presentan problemas de control muy difíciles
que no pueden ser manejados por el control proporcional más integral.
Específicamente, aquí hay dos características de procesos que presenta
problemas de control de tal dificultad que en el Control proporcional más
integral podría ser suficiente:
a. Cambios de carga muy rápidos.
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b. Mucho tiempo de atraso entre la aplicación de la acción
correctiva y la aparición de resultados de esa acción correctiva en la
medición.
En los casos en los que prevalece alguno de estos dos
problemas, la solución podría ser el control proporcional más integral
más derivativo. El término control derivativo también se llama control de
razón de cambio. En el control proporcional más integral más derivativo,
la acción correctiva (la posición de la válvula) es determinada por tres
elementos:
a. La magnitud del error. Esta es la parte proporcional.
b. La integral de tiempo del error, o la magnitud del error
multiplicada por el tiempo que ha persistido. Esta es la parte integral.
c. La razón de cambio del error con el tiempo. Un rápido
cambio del error provoca una mayor acción correctiva que un cambio de
error lento. Ésta es la parte derivativa.
En un sentido intuitivo, la parte derivativa del controlador
intenta "ver adelante" y predecir que el proceso presentara cambio mayor
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del esperado por las mediciones actuales. Esto es, si la variable medida
cambia con mucha rapidez, con seguridad intentará cambiar en una
cantidad grande. Siendo éste el caso, el controlador intenta adelantarse al
proceso aplicando una acción correctiva mayor que la requerida por un
control proporcional más integral exclusivamente.
2.2 CALDERAS
Las calderas según Eugene A. (1990, p 150), son dispositivos
utilizados para calentar agua y generar vapor a una presión muy superior
a la atmosférica. Las calderas se componen de un compartimento donde
se consume el combustible o se produce la combustión y otro donde el
agua se convierte en vapor. Las modernas calderas pueden operar a
presiones de 340 atmósferas y generar más de 4000 toneladas de vapor
por hora, debido a que la temperatura de combustión puede superar los
1650 grados Centígrados, pueden alcanzar un 90% de rendimiento del
combustible y el tratamiento químico del agua para evitar la deposición
de óxidos y la corrosión también contribuyen a la eficiencia del
dispositivo.
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2.2.1 TIPOS DE CALDERA
En la industria se utilizan muchos tipos de caldera dentro de
capacidades que van desde los 100000 hasta el millón de libras de vapor
por hora (de 45 a 450 ton métricas), pero la mayoría de ellas son del tipo
de un solo paso, y están equipadas con dos domos y tienen una
construcción que emplea los bancos de tubos en forma de U. Sin
embargo, para algunas aplicaciones se utilizan las calderas equipadas con
un horno integral para capacidades de generación de vapor hasta de
medio millón de libras de vapor por hora (230 ton métricas).
Las calderas que utilizan los bancos de tubos de agua
directamente conectados a los domos de vapor y de agua están limitadas,
en general, a una presión máxima del vapor producido de 1650 lb/pulg2
(116 kgf/cm2), ya que el espacio necesario entre los tubos que se
conectan a los domos de alta presión tiene que ser lo suficientemente
grande para aumentar la eficiencia de ligamento del domo y reduce
considerablemente la eficiencia de absorción de calor, entre las calderas
más importantes tenemos:
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Calderas de radiación
Muchos diseños para operar a presión y temperatura altas
utilizan un tipo de calderas con capacidades desde 500000 hasta nueve
millones de libras de vapor por hora (de 230 a 4 100 ton métricas de
vapor por hora) pero en general se clasifican como calderas del tipo de
radiación. En éstas casi no se produce vapor por convección de calor, ya
que la mayor parte del vapor se produce virtualmente en los bancos de
tubos que forman la cubierta de las paredes del horno, aprovechando el
calor radiado de estos tubos procedentes de los gases de combustión.
Calderas de circulación forzada
Las calderas de tipo domo natural o de circulación forzada
están restringidas en lo que se refiere a la presión de operación a un
máximo de alrededor de 2600 lb/pulg2 (186 kgf/cm2) en la salida del
sobrecalentador, debido a las características limítantes del flujo y de la
separación de vapor. Sin embargo, en las calderas de tipo de flujo
forzado que tienen un solo paso no tienen esta restricción en cuanto a la
presión de operación.
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En calderas de flujo forzado de un solo paso de gases de
combustión, el flujo de agua generalmente se inicia del economizador
hacia los tubos que forran el interior de la pared del horno, de ahí se
dirige hacia el banco de tubos en contacto con el sistema de convección y
hacia el sobrecalentador primario. En general, la transformación del agua
a vapor (si esta operación se hace por debajo de la presión crítica) se
inicia en los circuitos del horno y depende de las condiciones de
operación de la caldera y de su diseño. Esta evaporación se completa ya
sea en el banco de tubos en contacto con el sistema de convección o en el
sobrecalentador primario. El vapor que procede del sobrecalentador
primario pasa hacia el secundario (y posiblemente hacia un terciario).
Se cuenta también con uno o más recalentadores para elevar
la presión del vapor de baja presión.
Se han desarrollado varios tipos de caldera para satisfacer
necesidades especiales, además de las calderas convencionales para
convertir energía de los combustibles normales (carbón mineral, petróleo
y gas natural), en vapor y obtener electricidad, o para la utilización del
vapor en diversos procesos.
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Calderas de recuperación de calor
Las calderas de recuperación de calor de desecho y
recuperación de calor de los gases de chimenea, utilizan el calor sensible
presente para generar vapor. Para recuperar este calor en general se
utilizan calderas de tubos de agua muchas veces con el auxilio de
sobrecalentadores y economizadores; sin embargo, las calderas de tubos
de humos también pueden utilizarse para procesos de enfriamiento o para
procesar otros gases, cuando el contenido de un gas a presión constituye
un factor importante y los requerimientos de vapor son pequeños.
Las calderas que producen agua a alta temperatura y a alta
presión utilizan el agua caliente para cargas de calefacción en grandes
áreas de oficinas. El agua se recircula a alta presión de hasta 450 lb/pulg2
(31.6 kgf/cm2) a través del generador y de los sistemas de calefacción. El
agua sale del generador a una temperatura por debajo de la saturación,
que va desde los 4000F (200 C). Estas calderas generalmente cuentan con
un horno con paredes de tubos de agua y una cámara para el paso de los
gases, con las superficies de intercambio de calor por convección
arregladas geométricamente en secciones similares a las que hay en un
economizador. Las capacidades varían, en general, de 60 000 000 de
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Btu/h (15120 kcal/h) para las unidades paquete y para las unidades que se
tienen que ensamblar en el campo pueden diseñarse para capacidades
mucho más altas.
El gas de desecho procedente de las refinerías del proceso
de desintegración catalítica (craqueo) contienen monóxído de carbono y
puede utilizarse esta corriente como combustible para operar las llamadas
calderas de monóxido de carbono. En general se utiliza un horno de
forma cilíndrica que contiene el gas a presión y se emplean quemadores
de monóxido colocados en forma tangencial con objeto de aumentar el
tiempo de residencia del gas en el interior del horno. Las paredes del
horno están enfriadas por tubos de agua y cubiertas de material
refractario para facilitar la ignición del gas combustible. Se cuenta
además con quemadores convencionales, ya sea para gas o para petróleo,
para efectuar la operación de arranque; se tienen quemadores pilotos de
operación continua y puede generarse vapor con ellos cuando el proceso
de desintegración está fuera de servicio.
Las calderas de tipo de recuperación se diseñan
especialmente para recuperar ciertos elementos químicos presentes en los
líquidos ya agotados de los procesos de fabricación del papel, ya sea que
42
utilicen el proceso "kraft", el de sulfito o el de sosa. El licor se alimenta a
la zona de combustión de un horno enfriado con tubos de agua, ya sea en
forma de suspensión o de una cama de masa fundida en el piso del horno.
Los productos químicos, que dependen del proceso en particular, se
recuperan ya sea de la masa fundida o de los gases de combustión de tal
forma que permite una conversión económica para volverse a utilizar en
otros procesos.
2.2.2 COMPOSICIÓN DE LAS CALDERAS
Las calderas generalmente están compuestas por las
siguientes partes principales:
Hornos
Un horno u hogar es una cámara donde se efectúa la
combustión, como lo define Theodore B. (1990,p 156). La cámara
regula y confina la combustión de los productos y es capaz de resistir las
altas temperaturas que se presentan y la presión que se utiliza. Sus
dimensiones y geometría están adaptadas a la velocidad de generación o
energía térmica, al tipo de combustible utilizado y al método de
43
combustión, de tal manera que promuevan una combustión completa y
proporcionen un medio para eliminar la ceniza. En hornos enfriados con
agua, el calor absorbido por radiación afecta materialmente la
temperatura de los gases de combustión en el interior del horno, así como
los gases que salen del mismo, lo cual contribuye directamente a la
generación de vapor.
Estos límites pueden extenderse a temperaturas mayores, sí
se recurre al enfriamiento del material refractario con aire que pase a
través de canales en la estructura o haciendo secciones en las paredes en
forma de paneles para transferir la carga hacia el exterior de la estructura
de soporte. El calor absorbido puede recuperarse utilizando el aíre de
enfriamiento para la combustión, acelerando así la ignición y el completo
quemado del combustible.
Los hornos con paredes enfriadas se utilizan en la mayoría
de las calderas para cualquier tipo de combustible y método de
encendido. Los hornos con agua de enfriamiento reducen la transferencia
de calor a los miembros estructurales que lo forman y, en consecuencia,
la temperatura puede limitarse de tal manera que satisfaga los
requerimientos de resistencia de los elementos estructurales y se tenga
44
resistencia a la oxidación. Las construcciones de los hornos que tienen
enfriamiento con tubos de agua permiten los sistemas de grandes
dimensiones y los arreglos óptimos en las calderas, arcos y montura de
los quemadores; así como el uso de mallas tubulares, placas o paredes
divisorias, que aumentan la superficie de absorción de calor en la zona de
combustión. El uso de hornos con enfriamiento con agua reduce las
pérdidas de calor al exterior.
Sobrecalentadores y Recalentadores
La adición de calor al vapor después de la evaporación, o
cambio de estado, es acompañada por un aumento en la temperatura y la
entalpía del fluido. El calor se agrega al vapor en componentes de la
caldera llamados sobrecalentadores y recalentadores, los cuales se
componen de elementos tubulares expuestos a los productos gaseosos a
alta temperatura de la combustión.
Las ventajas del sobrecalentamiento y recalentamiento en la
generación de potencia son resultado de la ganancia termodinámica en el
ciclo de Rankine, la reducción de las pérdidas de calor debidas a la
humedad en las etapas de baja de presión en la turbina con presiones y
45
temperaturas altas del vapor se dispone de más energía útil, pero los
avances hacia temperaturas altas del vapor a menudo son restringidos por
la resistencia mecánica y a la oxidación del acero y las aleaciones
ferrosas con los que se cuenta en la actualidad y son económicamente
prácticos para su uso en la parte bajo presión de las calderas y en la
construcción de las paletas de las turbinas.
El término sobrecalentado se aplica al vapor de más alta
presión y el de recalentado se refiere al vapor de presión más baja que ha
cedido parte de su energía durante la expansión en la turbina de alta
presión. Con presión de vapor inicial alta, pueden emplearse una o más
etapas de recalentamiento con el fin de mejorar la eficiencia térmica de la
unidad de generación.
Los sobrecalentadores del tipo de convección se instalan
más allá de la salida del hogar, donde las temperaturas del gas son más
bajas que las de las zonas en las que se usan los sobrecalentadores del
tipo radiante. Comúnmente, los tubos se disponen en la forma de
elementos paralelos, con poco espaciamiento lateral, y en bancos de
tubos que se extienden parcial o completamente a través del ancho de la
corriente de gas, con el gas fluyendo a través de los espacios
46
relativamente angostos entre los tubos. Se obtienen gastos elevados de
gas y, en consecuencia, velocidades altas de transferencia de calor por
convección a expensas de caída de presión del gas a través del banco de
tubos.
Economizadores
Los economizadores eliminan el calor de los gases de
combustión que ya tienen una temperatura relativamente baja después
que han pasado las secciones de generación de vapor, y de
sobrecalentamiento/recalentamiento.
Los economizadores son, en efecto, calentadores de agua de
alimentación que la reciben de las bombas de alimentación, la descargan
a una temperatura más alta hacia el generador de vapor. Los
economizadores se usan en lugar de incrementar la superficie generadora
de vapor dentro de la caldera, ya que el agua de alimentación y, en
consecuencia, el área que recibe calor están a temperaturas más bajas que
la temperatura de saturación del vapor y, por tanto, los gases pueden
enfriarse a una temperatura aún más baja para lograr mayor recuperación
de calor y mejorar la economía.
47
Los economizadores pueden diseñarse para operar con flujo
forzado, en un sistema de flujo de un solo paso para transferencia de
calor por convección, utilizando generalmente tubos de acero a los cuales
se les hace llegar el agua de alimentación a una presión superior que la
que opera en la sección de generación de vapor y con una velocidad
correspondiente a la capacidad de producción de la caldera. Pueden
clasificarse como economizadores horizontales o verticales, de acuerdo
con el arreglo geométrico de sus tubos; de flujo longitudinal o cruzado,
según la dirección del gas con respecto a los tubos; de flujo en paralelo o
a contracorriente, según la dirección relativa del gas y el agua, como
generadores o no generadores de vapor, según el funcionamiento
térmico; como de tubos continuos O tubos en U, según los detalles de
diseño; o como tubos desnudos o con superficie aletada, según el tipo de
superficie de absorción de calor del banco de tubos.
El tamaño del economizador depende de las consideraciones
económicas que representan el costo del combustible, del funcionamiento
térmico comparativo de otros equipos generadores de vapor, del
funcionamiento potencial de un calentador de aire, de la temperatura de
alimentación y la deseada a la salida de los gases de combustión.
48
Precalentadores de Aire
Los precalentadores de aire, al igual que los
economizadores, eliminan el calor de los gases de combustión que ya
tienen una temperatura relativamente baja. La temperatura del aire de
entrada es menor que la del agua que entra al economizador y, por tanto,
es posible reducir aún más la temperatura de los gases de combustión
antes que se descarguen en la chimenea.
El calor que se elimina de los gases de combustión se
recircula directamente al horno junto con el aire de combustión, y cuando
se agrega a la energía térmica que se está desprendiendo de la
combustión, se convierte en energía disponible para la absorción en la
unidad de generación de vapor, con lo cual resulta una ganancia en la
eficiencia térmica en general. El uso de precalentadores de aire de
combustión acelera el proceso de encendido y promueve una combustión
rápida y completa del mismo.
Los calentadores de aire se clasifican en general como de
tipo recuperativo o regenerativo. En ambos se utiliza un sistema de
transferencia de calor por convección de los gases de combustión al
49
metal u otra superficie sólida y por convección de ésta hacia la masa de
aire. El tipo de precalentador de aire tipo regenerativo tiene elementos
estacionarios y cl flujo alterno de gas y aire se controla por medio de
conexiones de entrada y salida a través de válvulas adecuadas.
Quemadores
El propósito principal de un quemador es mezclar y dirigir
el flujo de combustible y aire de tal manera que se asegure el encendido
rápido y la combustión completa, tal como lo enuncia Baumeister T.
(1990, p 126). Los quemadores del tipo circular pueden usarse para
quemar carbón, petróleo o aceite. Cuando se quema petróleo, tiene que
atomizarse por medio de la presión de combustible o usando gas
comprimido, por lo general vapor o aire. Los atomizadores que utilizan la
presión del combustible generalmente son de los tipos mecánicos de flujo
único o de flujo de retorno.
2.2.3 FUNCIONAMIENTO DE LAS CALDERAS
Los generadores de vapor se diseñan para condiciones de
operación específicas, esto permite a los fabricantes garantizar su
50
funcionamiento. Tanto la garantía como las especificaciones de la unidad
son dadas en términos de potencia de vapor (lb/h), para una presión y
temperatura determinadas con anterioridad, en que se considera una
operación continua con carga completa. En las características de la
unidad se incluyen, en caso de que se utilice vapor recalentado, las
cantidades de vapor requeridas en la entrada y en la salida, así como la
presión y temperatura del mismo.
En forma general, el fabricante garantiza tanto la eficiencia
como la temperatura de salida del vapor dentro de un intervalo de
operación determinado. Algunos fabricantes incluyen, dentro de la
garantía de funcionamiento de la unidad, la cantidad de corriente que se
pierde y la calidad o grado de pureza del vapor obtenido.
Cuando las partes componentes del equipo, como: hornos,
pulverizadores, quemadores y calentadores de aire, son suministrados por
diferentes fabricantes, el funcionamiento de cada una de las partes está
garantizado por el respectivo productor, además de la garantía de la
unidad ensamblada.
Para establecer el balance de calor, de la energía que entra al
sistema, se considera la última absorción de calor o pérdida térmica. Los
51
métodos para medir o calcular las cantidades comprendidas en un
balance de calor se encuentran en el Power Test Code for Stationary
Steam Generating Unitz de ASME.
El calor de alimentación está dado por la cantidad de fuego
disponible en una hora, el valor calorífico del combustible y cualquiera
otra cantidad de calor alimentada al sistema debida a una fuente externa.
El calor necesario para precalentar el aire de combustión se obtiene de un
calentador integrado a la caldera; esta unidad no se considera cuando se
quiere determinar el calor de alimentación, ya que constituye un circuito
de recirculación dentro del sistema. Tanto el calor de entrada como la
absorción de calor pueden alcanzar valores muy elevados; por
consiguiente, no se requieren cuidados extremos en la toma de muestra y
medidas de las cantidades de combustible y vapor, ya que es difícil
obtener datos de prueba que tengan el grado de seguridad requerido para
determinar la eficiencia real de la caldera. Por lo tanto y porque cada
pérdida térmica representa un porcentaje relativamente pequeño de calor
total del sistema, pueden aceptarse errores razonables en las medidas, los
cuales no afectan en forma considerable el resultado final. Así, la
52
eficiencia de una caldera se establece generalmente a partir de la pérdida
de calor.
2.2.4 CONTROL Y AJUSTE DE LA TEMPERATURA DEL
VAPOR DE SALIDA DE LA CALDERA
El control de temperatura del vapor es de vital importancia
para la vida del equipo de alta temperatura y para la economía de las
plantas de generación.
Las temperaturas de operación reales por debajo de la de
diseño reducen la eficiencia termodinámica e incrementan los costos de
consumo de combustible, y la temperatura de operación reducen la
resistencia de los tubos, los domos, las válvulas y los elementos de la
turbina.
La velocidad de la respuesta difiere según el método
aplicado, y el control de la temperatura de vapor por medio de una
derivación o por la posición de la llama es mucho más lento que el vapor
mezclado con una aspersión de agua. Los controles de operación de estos
métodos pueden arreglarse en forma manual o automática.
53
La necesidad de utilizar instrumentos para la operación y el
control automático o manual varía con el tamaño y el tipo del equipo
utilizado, el método de encendido y la habilidad del personal de
operaciones.
Para las grandes calderas de servicio industrial, es necesario
utilizar instrumentos de control automático para las variables principales,
como el flujo de agua de alimentación, la descarga y velocidad de
quemado del combustible, así como la temperatura del vapor generado.
La secuencia de operaciones de control, en general, son necesarios para
establecer un arranque en las calderas en servicio, una purga del horno,
encendido de los quemadores y el control de operación del quemador. Es
esencial la interacción entre los instrumentos para asegurar la secuencia
adecuada en la operación de arranque y encendido, así como para activar
las alarmas automáticamente o parar completamente la unidad en el caso
de falla de los elementos esenciales.
2.3 TURBINA
La función de la turbina como la define Baumeister (1990, p.
435) es convertir directamente la energía térmica presente en el vapor
54
comprimido, en potencia rotatoria. Existen dos formas fundamentales de
turbinas, una forma es la turbina de impulso que deriva su nombre del
hecho que el miembro rotatorio es empujado por la fuerza del vapor que
choca contra los álabes. La segunda forma es la turbina de reacción,
llamada así debido a que es la sacudida reactiva, o que se obtiene como
reacción del paso y salida del vapor a través del elemento rotatorio, lo
que hace que la turbina rote.
A pesar de que las turbinas comerciales no se parecen a estos
modelos elementales, operan siguiendo los mismos principios básicos. Si
comprendemos que en una turbina de impulso el rotor es mantenido en
movimiento por el choque del vapor contra los álabes rotatorios, que en
la turbina de reacción el miembro rotatorio deriva su fuerza de rotación a
partir del vapor que sale de los álabes y que todas las turbinas
comerciales utilizan uno de estos dos principios o una combinación de
los mismos, tendremos suficientes bases para proceder a examinar ulte-
riormente a la turbina.
Básicamente, todo lo que se requiere para una turbina productora
de potencia, y que este en capacidad de funcionar, es un orificio o tobera
a través del cual pasará el vapor, y los álabes montados sobre el aro de la
55
rueda del rotor. Se añade una carcasa para confinar o contener al vapor,
así como también válvulas para controlar la admisión de vapor a las
toberas. A su vez, estas válvulas están controladas por un regulador y,
por lo general, se añaden más etapas (de toberas y de ruedas) para poder
alcanzar una utilización eficiente de toda la energía presente en el vapor.
Hay muchas razones por las cuales pueden introducirse otras
modificaciones pero, básicamente, una turbina consta solamente de dos
elementos: primero, las toberas y segundo, el rotor.
Piezas Principales de una Turbina
La turbina está compuesta por una serie de piezas principales:
Una válvula de cierre de vapor de emergencia o válvula de cierre
rápido, en capacidad de cerrarse en aproximadamente medio segundo o
menos, para cerrar o interrumpir en forma segura y automática el
suministro de vapor cuando se desee o debido a emergencias tales como
una sobrevelocidad excesiva.
Válvulas de control para regular el flujo del vapor de acuerdo a los
requerimientos, manteniendo una velocidad prácticamente constante
para cualquier variación de carga, dentro de la capacidad de la turbina.
56
En todo momento durante la operación normal de la turbina, las válvulas
de control están bajo control automático por parte del regulador de
velocidad.
Un conjunto rotor que absorba la energía presente en el vapor y la
convierta en potencia rotatoria.
Carcasas estacionarias, para contener al vapor y guiarlo a la
velocidad y dirección más efectivas a través de las etapas rotatorias
Cojinetes principales para soportar al rotor y permitir la rotación
en una posición dada, contra las fuerzas de empuje del vapor.
Un acoplamiento adecuado para transmitir la potencia rotatoria al
equipo impulsado.
Características Básicas De Las Turbinas
Las principales características observadas en una turbina son las
siguientes:
El paso cuadriculado representa el paso deseado para todo el flujo
de vapor. Al Observar la corredera de empuje y los álabes de la turbina;
Estos constituyen piezas claves del conjunto del rotor de la turbina. El
extremo delantero o de alta presión del eje de la turbina se utiliza para
57
impulsar dispositivos claves, tales como el regulador de velocidad, el
disparo por sobrevelocidad y la bomba de aceite. Las válvulas de control
se abren contra una presión de resorte.
La cámara de vapor de la turbina se mantiene a la presión y
temperatura plena de la línea de vapor.
La carcasa de la turbina tiene una estructura de pared del espesor
relativamente grande, llegando a tener un espesor relativamente delgado
en el extremo de escape. En la práctica, esto conduce a la presencia de
piezas fundidas para la alta presión y casco de baja presión hechos de
materiales diferentes y con conexiones apernadas.
La estructura de pared más delgada y más flexible en el extremo
de escape se traduce en el hecho que este extremo de la turbina nunca
debe ser sometido a la presión completa de vapor ni a ninguna presión
de vapor apreciablemente superior a la presión de diseño para el extremo
de escape de la turbina. Es necesario utilizar válvulas de alivio para
proteger al extremo de escape de la turbina contra una sobre presión
causada por un error o accidentalmente.
En la práctica, las turbinas rara vez se aplican a cargas donde la
turbina pueda encontrar su velocidad más eficiente. Por lo general, la
58
velocidad de la turbina tiene que ser mantenida constante y eso se logra
por medio de un regulador de velocidad que ajusta el flujo de vapor a la
carga que debe ser impulsada.
2.3.1 TIPOS DE TURBINAS
Se han desarrollado diferentes tipos de turbinas para así
lograr cubrir las múltiples aplicaciones en las cuales se utilizan estas
unidades.
En general, las turbinas se clasifican como “de
condensación" o “de no-condensación”. Las unidades de condensación
están equipadas con condensadores que les permiten operar bajo
contrapresiones por debajo de la presión atmosférica; las unidades de no
condensación operan con contrapresiones por encima de la presión
atmosférica. Las turbinas tipo de condensación casi siempre se utilizan en
plantas generadoras de potencia; en las Fig. 5, se presenta la turbina de
condensación típica utilizadas en el mercado de los servicios públicos.
que se utilizan típicamente en aplicaciones industriales,
fundamentalmente para suministrar vapor de proceso.
59
FIGURA No 5
Corte seccional de una Turbina de condensación y sus partes
Fuente: T. Baumeister (1990)
Las unidades de condensación se utilizan tanto para
suministrar vapor de proceso como para generar potencia
simultáneamente. Además, existen muchas otras variaciones de turbinas.
60
En algunas turbinas, el flujo de vapor estrangulado pasa a
través de la máquina hasta llegar al escape. En otras, parte del vapor es
retirado de la unidad después de haber experimentado un cierto grado de
expansión; a estas unidades se les llama turbinas de "extracción" o
turbinas de "purga" Fig.6. En una máquina de extracción sencilla, existen
una o más etapas con orificios de un tamaño fijo a través de los cuales es
posible retirar o extraer el vapor, en la mayor parte de los casos para
utilizarlo en el calentamiento del agua de alimentación.
La presión de este vapor extraído varía en proporción
directa con el flujo estrangulado y naturalmente, las etapas que lo
suministran deben tener una capacidad de reserva sumamente amplia pa-
ra no interferir con la operación normal de la turbina. En los casos donde
el vapor extraído tiene que estar bajo una presión constante, como sucede
en los trabajos de proceso, se requiere alguna forma de control
automático de la presión.
Las máquinas equipadas con estos dispositivos se llaman, a
menudo, turbinas de "extracción automática", a diferencia de las
61
máquinas de "extracción sencilla no controlada" que acabamos de
describir. En una máquina de extracción automática, la sección que se
encuentra inmediatamente después del orificio de extracción, se
encuentra separada de la sección que la precede y el flujo de vapor entre
ambas está regulado por una válvula que se encuentra bajo control
automático.
La fig.6 muestra una unidad de extracción automática
única, donde se puede observar en la parte central superior la válvula
de extracción única; en otros casos, resulta ventajoso dividir a la turbina
en dos secciones, haciendo pasar al vapor de escape de la sección de alta
presión a través de un recalentador para restaurarle su temperatura inicial
antes de que sea sometido a expansión a través de una sección de baja
presión.
Estas turbinas se conocen con el nombre de "turbina de
recalentamiento". Una situación relativamente similar existe en las
turbinas de "flujo opuesto". En dichas unidades, el vapor se aplica
primero a una sección de un rotor y, posteriormente, este mismo vapor es
recalentado y aplicado a una segunda sección del mismo rotor.
62
FIGURA No 6
Turbina de no condensación y extracción.
Fuente: T. Baumiester (1990)
A medida que el vapor pasa entre las diferentes secciones,
por lo general se añade calor a partir de un recalentador. Además de
brindar una excelente utilización del calor generado por la planta, los
diseños de flujo opuesto ofrecen ciertas ventajas con relación a la
63
fabricación espalda-contra-espalda y los costos involucrados, todas las
turbinas pueden ser clasificadas como de "carcasa única" o "carcasa
compuesta".
Tal y como su nombre lo indica, una turbina de carcasa
única tiene un paso de vapor único desde la estrangulación hasta el
escape, "Carcasa compuesta" significa una estructura en la cual el vapor
sale de la carcasa de alta presión antes de que se haya completado la
expansión y pasa entonces a través de una o más carcasas de baja
presión.
Cuando todas las secciones están alineadas sobre el mismo
eje (o línea de los centros) se dice que las mismas se encuentran en
"tándem", dando así origen al término "compuesta en tándem". En el
caso de una unidad "compuesta cruzada" estamos en realidad hablando
de dos unidades diferentes, con los extremos de, vapor de las dos
unidades en serie y los generadores en paralelo.
Turbinas Multietapas
Como no resulta práctico construir una turbina de rueda
única lo suficientemente grande y eficiente para la mayoría de las
64
aplicaciones comerciales, vamos a examinar las características de diseño
fundamentales del tipo de etapas múltiples que se utiliza generalmente.
Las turbinas General Electric son fundamentalmente
turbinas tipo de "impulso". Una vez más, la característica propia de la
turbina de impulso es que los cambios de expansión y presión tienen
lugar solamente en las partes estacionarias a diferencia de la turbina tipo
de "reacción", en la cual una parte sustancial de la expansión del vapor
tiene lugar en las partes móviles. Las turbinas de impulso están
caracterizadas por la estructura tipo diafragma y rueda.
Las turbinas de impulso pueden ser diseñadas para que
operen en dos formas básicas: de "velocidad" compuesta y/o "presión"
compuesta. La turbina incorpora ambas disposiciones con fines
didácticos; en realidad, la mayor parte de las unidades más grandes de la
General Electric son de "presión" compuesta. Significa que la primera
etapa tiene una hilera de toberas seguida por una doble hilera de álabes
montados sobre una rueda, con una segunda hilera de toberas en el medio
de la doble hilera. El vapor a alta presión entra a través de la válvula,
pasa a través de la primera hilera de toberas y golpea la primera hilera de
álabes; aproximadamente la mitad de la velocidad del flujo es absorbida
65
aquí. El vapor es entonces de nuevo dirigido y orientado a través de las
toberas que se encuentran en el medio de la doble hilera de álabes, y de
ahí hacia la segunda hilera de álabes (en movimiento). La acción hasta
este punto se llama composición de "velocidad" (o algunas veces,
"establecimiento de etapas Curtís").Las etapas restantes operan como
resultado de la "presión" presente en el vapor. Como una hilera de
toberas y la hilera de álabes asociada con ella, son consideradas como
una etapa de presión.
El vapor en expansión simplemente prosigue a través de
cada una de estas etapas remanentes, y al hacerlo choca contra las ruedas
de álabes imprimiendo así un movimiento de rotación al eje principal.
Debemos observar que las ruedas de álabes y los diafragmas se van
haciendo progresivamente mayores hacia el extremo de escape), para así
poder manejar al vapor en expansión sin limitar el flujo. Las piezas de
mayor tamaño hacen un uso más eficiente de la masa en aumento y de la
presión en disminución del vapor a medida que éste avanza. Al final de
su recorrido la energía presente en el vapor está casi totalmente agotada
y el vapor regresa al ciclo de agua de alimentación para el recalenta-
miento.
66
Esta disposición general representa sólo uno de los muchos
tipos de diseños de impulso posibles. El tipo y el número de etapas, así
como la forma y tamaño de los álabes de las turbinas comerciales
dependen, entre otras cosas, de la presión y temperatura del vapor de
entrada, de la presión de escape, de la velocidad y de la salida o
producción.
2.3.2 ELEMENTOS DE SOPORTE DE TURBINAS
Hasta ahora, nos hemos ocupado principalmente de las
toberas y de los álabes. A pesar de que los mismos representan el corazón
de cualquier turbina, existen una serie de elementos adicionales que son
necesarios para constituir una unidad completa y en capacidad de ser
aplicada en una planta de potencia. El rotor de la turbina y las ruedas de
álabes rotan como una unidad para así proporcionar el movimiento de
torsión necesario para el rotor del generador. La carcasa o casco es el que
sostiene o soporta a la unidad del rotor, y a su vez encierra o contiene al
vapor y suministra el marco estructural para la turbina. Además la
carcasa mantiene a los diafragmas estacionarios de toberas en modo tal
67
que queden incluidos entre las ruedas de álabes rotatorios sin que entren
en contacto con dichas piezas móviles.
En cada extremo de la turbina, se encuentra una chumacera
de metal blando que soporta y contiene al eje principal de grandes
dimensiones, en modo tal que pueda rotar a velocidades elevadas sin que
salte y se salga de la carcasa. En un extremo del eje, está montado un
cojinete de empuje que mantiene la posición axial del eje (de izquierda a
derecha); las condiciones del cojinete de empuje representan un factor
muy importante en cuanto a evitar que los miembros rotatorios puedan
golpear o presentar un roce contra las piezas estacionarias.
Para minimizar y controlar la filtración o escape de vapor,
se requieren diferentes sellos o casquillos a nivel de los orificios del
diafragma y en los extremos de la carcasa. Además, debe proporcionarse
un sistema de lubricación para las partes móviles. Para controlar la ad-
misión del vapor se utiliza, por lo general, una válvula de estrangulación
o de cierre, una cámara de vapor, válvulas de admisión de vapor, un
engranaje de válvula y un regulador. Para proteger a la unidad contra
sobrevelocidad excesiva, se requiere el uso de un regulador de
sobrevelocidad y de un mecanismo de disparo.
68
2.3.3 PRINCIPIOS DE OPERACIÓN DEL TURBO-
GENERADOR
Un turbo-generador convierte la energía calórica del vapor
en potencia eléctrica que puede ser utilizada más fácilmente. El turbo-
generador realiza esto en dos pasos: primero, la energía del vapor es
transformada en potencia mecánica (rotación) en la turbina y, en segundo
término, esta potencia mecánica es convertida en potencia eléctrica en el
alternador.
RESEÑA HISTÓRICA DE LA CENTRAL
TERMOELECTRICA PLANTA “RAMÓN LAGUNA”.
En el año 1888, el Sr. Jaime Felipe Carri1lo interesado en el
alumbrado vial, propone al entonces Presidente de la República, cambiar
el alumbrado existente en alumbrado de arco. Es entonces cuando se
dirige a la ciudad de New York, Estados Unidos, en busca de un
generador y elementos necesarios para el alumbrado, instalándose en
Maracaibo el 24 de Octubre de 1888, pero alimentando inicialmente sólo
las Plazas Bolívar y Baralt, dando inicio así a una empresa de electricidad
local.
69
El Sr. Carrillo regresa de New York, es entonces cuando en
1889 la empresa pone en servicio, el alumbrado público con lámparas de
arco y servicios particulares con alumbrados incandescentes. La
empresa fue fundada con el nombre de "The Maracaibo Eléctric Light
Co.", formada inicialmente por 28 personas y los generadores que se
empleaban eran movidos por gas pobre, obtenido a través de calderas de
carbón.
Los dueños de esta empresa no pueden soportar la demanda
y resuelven vender a una compañía extranjera, la cual cambia el nombre
a "Venezuela Power Company".
En el año 1926 son instaladas dos plantas térmicas a vapor
con una capacidad. de 1 500 Kw, en el sector llamado La Arreaga. Para
el año 1940 se cambia el nombre a C.A. ENERGÍA ELÉCTRICA DE
VENEZUELA, y es esa época cuando comienza a expandirse a los
distritos, zonas agrícolas y ganaderas.
En el mes de julio de 1955 se instala en el sector Arreaga
una nueva unidad (8 RL) con una capacidad de 25 MW del tipo turbina
de vapor fabricada por la Brown Boveri.
70
En el mes de marzo de 1958 se instala una nueva turbina de
vapor con la misma características de la anterior. Para el año siguiente se
instala otro tipo de turbina a gas con una capacidad de 21.8 Mw. Para el
año 1960 se instala la unidad 1ORL del tipo turbina a vapor con una
capacidad de generación de 66Mw. Seis años más tarde se instala la
unidad 11 RL, con la misma características de la unidad 1ORL.
Para el mes de noviembre de 1968 se pone en
funcionamiento una nueva estación conocida como Planta Concepción, la
cual comienza con una turbina a gas con una capacidad de 14.75 Mw y al
año siguiente se instala una con las mismas características. En 1970 son
instaladas dos nuevas unidades del tipo turbina a gas, la cual duplicó la
capacidad de generación y por ende la capacidad de servicio de esta
estación.
En el mes de julio 1972 es puesta en funcionamiento
una nueva estación conocida como Planta Rafael Urdaneta, la cual
comienza a trabajar con una turbina a gas con 31.8 Mw. Para finales de
1972 ENELVEN contaba con una capacidad instalada de 401795 kw,
127455 suscriptores y una demanda máxima de 22500 kw.
71
En los años sucesivos ENELVEN fue adquiriendo nuevas
unidades en la medida en que las exigencias de la región fueron
aumentando, observándose nuevas unidades tanto en la Planta
Concepción como en La Planta Ramón Laguna y Rafael Urdaneta.
Para el año 1976 el Estado venezolano adquiere las acciones
de la empresa, que estaban en manos de compañías extranjeras,
nacionalizándose así la industria eléctrica del país.
En la planta Ramón Laguna es instalada en el mes de
octubre en 1979 una nueva turbina a vapor (13 RL, mucho mayor que las
anteriores, con una capacidad de generación de 87 Mw, al año siguiente
se instala la unidad 14RL, idéntica a la anterior, lo que le da a la Planta
una gran capacidad de generación y la convierte en el principal centro de
generación de ENELVEN.
La capacidad de suscriptores servidos para 1981 fue de
215671 y su capacidad instalada de 922.834 Mw, registrándose una
demanda máxima de 633.800 Mw.
La central termoeléctrica Ramón Laguna cuenta, además,
con tres unidades turbogeneradoras 15/16 y 17 RL de 165 Mw cada una,
lo cual incrementa en un alto porcentaje la capacidad de la planta.
72
2.4 REVISIÓN DE LA LITERATURA Con el objetivo de sustentar el diseño del sistema de Control
Coordinado Caldera y Turbina se analizaron las investigaciones previas
relacionadas de cierta forma con el objetivo general de esté proyecto de
investigación.
En primer lugar se reviso el trabajo especial de grado de los
Ingenieros Pascazi y Arias (1986) titulado: Implementación de un
Sistema de Enseñanza para el sistema de Control de Motores Bailey 861,
de las Unidades RL-13/14de ENELVEN, la implementación del sistema
de enseñanza comprende la revisión y estudio de la información existente
del sistema de tarjetas de control de los motores Bailey 861, se obtuvo
como resultado un manual que presenta con claridad el funcionamiento
de los diferentes motores, los diagramas de flujo y lógica para el arranque
y parada de los motores de las bombas y ventiladores, además del abrir y
cerrar las diferentes válvulas.
En segundo lugar se reviso el trabajo especial de grado del
Ingeniero Blequett (1987) titulado como: Estudio e implementación de
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un sistema de aprendizaje para el Sistema de Control de Quemadores
Bailey 860 de las Unidades RL- 13/14 de ENELVEN, el cuál tuvo como
resultado la elaboración de un manual accesible para más fácil
entendimiento y comprensión del sistema de control de quemadores
Bailey 860 de las calderas RL- 13/14. En este trabajo el autor concluye
que el sistema Bailey 860 realiza el encendido automático de los
quemadores, a través de la lógica manejada por tarjetas electrónicas que
componen el hardware de esté sistema.
El trabajo especial de grado de los Ingenieros Chacín y Urdaneta
(1994), ellos realizaron el trabajo titulado: Sustitución del sistema de
control Bailey 861 por un sistema de control Network 90 en las
unidades 13/14 RL de ENELVEN, teniendo como resultado las
evaluaciones de ingeniería de detalles para llevar a cabo el reemplazo del
sistema de control Bailey 861 usado en el control de Bombas,
Ventiladores y Calentadores de las Unidades de generación RL-13/14,
por el modelo del sistema de control Network 90 de la misma firma
Bailey.
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El trabajo especial de grado de los Ingenieros Jimenez U. Eliezer,
Fernandez Carruyo, realizado en el año (1996), titulado:
Reinstrumentación del Sistema de Control de las Calderas RL-13/14 de
la Central Termoeléctrica Planta Ramón Laguna, cuyo trabajo consistió
en Realizar un estudio y mejoras necesarias para reemplazar el sistema de
control neumático de las unidades de generación RL-13/14, por un
sistema de control distribuido de tecnología Electrónica – Digital.
2.5 DEFINICIÓN DE TERMINOS BASICOS
A continuación se definirán una serie de terminos, que se
manejarán a lo largo de esté proyecto de Investigación:
Alabes: Elemento de una turbina destinado a recibir la energía
cinética de la corriente de fluido y transmitirla a un disco o a un rodete
sobre el cuál van montados los álabes. ( Enciclopedia de la ciencia y
técnica 1987).
Combustible: Es toda sustancia capaz de experimentar
combustión en su mezcla. ( Enciclopedia de la ciencia y técnica 1987).
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Control: Proceso que verifica y comprueba que la ejecución se
está llevando a cabo según lo planificado. ( Enciclopedia de la ciencia y
técnica 1987).
Controlador: Dispositivo que opera automáticamente para
regular una variable de control. ( Enciclopedia de la ciencia y técnica).
Generador: Es el encargado de transformar la energía mecánica
de la turbina en energía eléctrica. ( Manual del instrumentista cepet).
Interface: Es un circuito que sirve para acoplar dos integrados de
diferentes tecnología. (Manual de consulta electrónica facil).
Quemador: Es el equipo encargado de atomizar el combustible
para su ignición. Pueden ser de gas o de petróleo. ( Manual de
operaciones Bailey 1988).
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Tobera: Es el elemento de paso de un fluido hacia el espacio
atmosférico. ( Enciclopedia de la ciencia y técnica 1987).
2.6 VARIABLES DE ESTUDIO
2.6.1 SISTEMAS DE CONTROL: Es aquel que puede regular
su modo de operación en relación a los cambios de las variables externas
que intervienen sobre él. Esto lo realiza en tres fases diferentes:
Medición, Evaluación y Control. En la medición se verifica la magnitud
de las variables físicas, en esta parte del sistema se produce la
retroalimentación. En la evaluación se hace una revisión de la
información encontrada para activar acciones correctivas y el control es
la acción resultante de las fases anteriores. Ogata (1993, p 56),
operacionalmente el sistema es capaz de mantener la variable de salida
del generador (Megavatios) de las unidades de generación de la Planta
Ramón Laguna automáticamente dentro de un rango preestablecido por
el operador, ajustando y manteniendo constante la presión de salida de
las calderas para cualquier rango de carga de la turbina.
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2.6.2 CALDERAS: Son dispositivos utilizados para calentar
agua y generar vapor a una presión muy superior a la atmosférica. Las
calderas se componen de un compartimento donde se consume el
combustible o se produce la combustión y otro donde el agua se
convierte en vapor. A. Eugene (1990, p 150), operacionalmente es una
unidad con capacidad de 800000 lbs/hr (libras por horas) con 950 grados
F, y 1310 psig (libras por pulgadas cuadradas) condiciones del vapor de
salida que posteriormente se le introduce a la turbina de la Planta Ramón
Laguna para su funcionamiento, está provista de 6 (seis) quemadores
para quemar gas natural, el hogar es completamente enfriado por agua
para separarlo del paso posterior del generador de vapor y el
sobrecalentador es diseño colgante y sin drenaje teniendo dos secciones
de alta y baja temperatura con atemperación entre etapas para el control
de la temperatura del vapor de salida.
2.6.3 TURBINAS: Son equipos diseñados para convertir la
energía térmica proveniente del vapor en energía mecánica rotativa. La
forma fundamental de la turbina es de impulso que deriva su nombre del
hecho que el miembro rotatorio es empujado por la fuerza del vapor que
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choca contra los álabes de la misma. T. Bauimenster (1990, p 435),
operacionalmente es una unidad de condensación directa y flujo
individual de la Planta Ramón Laguna, con capacidad para transformar la
energía térmica del vapor en 87 Megavatios (Mw) de potencia a la salida,
la presión de vapor inicial es 1310 psig (libras por pulgadas cuadradas) y
está compuesta por álabes de 26 pulgadas en la última etapa, sellos a
vapor, soportes de empuje y controles mecánicos hidráulicos para su
funcionamiento.