ciclo combinado
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Caldera de recuperación de calor (HSRG)
Figura 1. Caldera de recuperación de calor.
Funcionamiento de la caldera de recuperación de calor.
La caldera de recuperación de calor o HRSG (heat recovery steam generator)en un ciclo combinado es el elemento encargado de aprovechar la energía delos gases de escape de la turbina de gas transformándola en vapor. Conposterioridad, ese vapor puede transformarse en electricidad por una turbinade gas, ser utilizado en procesos industriales o en sistemas de calefaccióncentralizados.
Las calderas de recuperación de calor pueden clasificarse en calderas con o sinpostcombustión y en calderas horizontales o verticales y también por elnúmero de veces que el agua pasa a través de la caldera conocidas comoOTSG (One Time Steam Generator).
Las partes principales de una caldera de recuperación de calor son:
- Desgasificador, es el encargado de eliminar los gases disueltos en elagua de alimentación, oxigeno principalmente y otros gases que nos podríaprovocar corrosiones.- Tanque de agua de alimentación, deposito donde se acumula el aguaque alimenta a nuestro sistema, esta agua debe ser muy pura para evitarimpurezas que nos podrían obstruir los conductos, erosionarlos o corroerlospor las sustancias que llevasen con ellos.
- Calderín, es el lugar de donde se alimenta el evaporador de agua y elsobrecalentador de vapor. Puede haber diferentes tipos de calderines según laturbina de vapor que alimenten ya sean de baja, media o alta presión.- Bombas de alimentación, son las encargadas de enviar el agua desdeel tanque de agua de alimentación a su calderín correspondiente.- Economizadores, son los intercambiadores encargados de precalentarel agua de alimentación con el calor residual de los gases de escape,aprovechando su energía con lo que aumentamos el rendimiento de nuestrainstalación y evitamos saltos bruscos de temperatura en la entrada de agua.- Evaporadores, son intercambiadores que aprovechan el calor de losgases de escape de temperatura intermedia para evaporar el agua a la presióndel circuito correspondientes, la circulación del agua a través de ellos puedeser forzada o natural, en la forzada se utilizan bombas y en la natural el efectotermosifón, aunque también se usan bombas en los momentos de arranque ocuando sea necesario, devolviendo el vapor al calderín.- Sobrecalentadotes y Recalentadores, son los intercambiadores que seencuentran en la parte más cercana a la entrada de los gases procedentes dela combustión en la turbina de gas, el vapor que sale ya esta listo para serenviado a la turbina de vapor, este vapor debe ser lo más puro posible y debeir libre de gotas de agua que deteriorarían nuestra turbina, también debemostener controlada la temperatura y presión del vapor para evitar estrés térmicoen los diferentes componentes.
Figura 2. Esquema del sistema de recuperación de calor.
Donde:
1) Compresor.2) Turbina de Gas.3) By-pass4) Sobrecalentador o recalentador.5) Evaporador.6) Economizador.7) Calderín.8) Turbina de gas9) Condensador.10) By-pass de vapor.11) Depósito de agua de alimentación/ Desgasificador.12) Bomba de alimentación.13) Bomba de condensado.
Calderas de recuperación de calor con y sin postcombustión.
- La caldera sin postcombustión es el tipo más común de calderautilizada en los ciclos combinados. Esencialmente es un intercambiador decalor en el que se transfiere el calor de los gases al circuito agua-vapor porconvección.
- En lo que se refiere a las calderas con postcombustión, aunquepueden construirse calderas de recuperación con quemadores y aporte de aireadicional, las modificaciones constructivas normalmente se limitan a lainstalación de quemadores en el conducto de gases a la entrada de la caldera.Ello permite que se pueda utilizar el exceso de oxígeno de los gases de escapede la turbina, sin sobrepasar temperaturas admisibles para la placa deprotección interna del aislamiento, temperaturas superiores a 800 ºC y sinmodificar, de forma importante, la distribución de superficies de intercambiode la caldera sin postcombustión. Estas calderas normalmente llevanatemperadores de agua pulverizada para regular la temperatura del vapor.
Calderas de recuperación de calor horizontales y verticales.
1) Calderas de recuperación de calor horizontales.
Figura 3. Caldera horizontal.
La caldera horizontal es aquélla en la que el gas, a la salida de la turbina, sigueuna trayectoria horizontal a través de los distintos módulos desobrecalentamiento, recalentamiento, vaporización y calentamiento de agua,hasta su conducción a la chimenea de evacuación.
No necesitan estructura de soporte, siendo en conjunto una caldera máscompacta y barata, ya que requiere poca estructura metálica de soporte al ircolgados los elementos del techo.
El aislamiento suele ser interno para evitar el utilizar en la carcasa materialesaleados y juntas de dilatación.
Conviene que el material aislante esté recubierto por una chapa paraprotegerlo del impacto del agua o vapor en caso de rotura de tubos.
Debido a la construcción compacta, gran parte de los tubos en el interior delos haces no son accesibles, por lo que en caso de rotura se debe abandonar eluso de dicho tubo.
Otro inconveniente de este tipo de caldera es el drenaje inferior de loscolectores y tubos del recalentador y sobrecalentador, que puede provocar laacumulación de bolsas de agua que en los arranques podrían impedir la
circulación. Por su diseño debemos cuidar los siguientes detalles constructivosy operativos:
- La pérdida de carga de los gases a lo largo de la caldera debe serinferior a 300 milímetros de columna de agua.- Debe cuidarse especialmente la calidad de los materiales empleados enlos módulos más calientes.- Deben seguirse procedimientos estrictos de soldadura y de control decalidad: radiografiado, ultrasonidos e inspección visual, especialmente en lassoldaduras de los tubos verticales con los colectores de los módulos máscalientes, tanto por la falta de acceso para reparaciones como por el hecho deestar sometidos a mayores tensiones térmicas susceptibles de provocarroturas.- Debe eliminarse las tensiones residuales de las curvas de los tubosa 180 ºC y las durezas iniciadoras de las grietas.Durante la operación de estas centrales, en este tipo de calderas se debeprestar especial atención a lo siguiente:- Debe seguirse un procedimiento estricto de conservación duranteperiodos de paradas prolongadas, para evitar que el agua que se nos quede enlos tubos pueda corroer los materiales.- Se debe establecer procedimientos periódicos de limpieza química,para eliminar incrustaciones y acumulaciones de material no deseado.- Debe seguirse el procedimiento de operación en arranques rápidos,para evitar posibles problemas.- Se debe disponer de un plan de inspecciones periódicas en aquellassoldaduras de tubo a colector sometidas a mayor grado de fluencia o fatigatérmica, colectores de salida del sobrecalentador y recalentador y colector deentrada al economizador.- Debe vigilarse cuidadosamente los parámetros químicos del agua dealimentación, especialmente el contenido de oxígeno y la posiblecontaminación por roturas de tubos en el condensador, para evitarcorrosiones.- En las revisiones mayores se debe inspeccionar interiormente algúntubo de los evaporadores en la parte alta, para ver si han formado depósitossólidos que impidan una correcta transmisión del calor.- Se deben respetar las rampas de subida y bajada de temperaturasrecomendadas por el fabricante.- Debe mantenerse un flujo continuo de agua en el economizadordurante los arranques para evitar los choques térmicos en el colector deentrada. Asimismo, debe controlarse la presión en el economizador a bajascargas para evitar la formación de vapor.- Debe vigilarse que los indicadores de tensión de los soportes de lastuberías principales estén dentro del rango de valores admisibles.
2) Calderas de recuperación de calor verticales.
Figura 4. Caldera Vertical
Este tipo de calderas son parecidas en su configuración a las calderasconvencionales, constan de una estructura sobre la que apoyan los calderinesy de la que cuelgan los soportes de los haces horizontales de tubos. En estascalderas, los tubos dilatan mejor, no están sometidos a tensiones térmicas tanelevadas, y son más accesibles para inspección y mantenimiento.
Algunas calderas verticales tienen circulación forzada, otras circulación asistidaen los arranques, y la tendencia es a diseñarlas con circulación natural, lo queimplica elevar la posición de los calderines para conseguir que la diferencia dedensidad entre la columna de agua de los tubos de bajada del colector o downcommers y de los tubos de salida del colector del evaporador al calderín orisers, asegure la circulación a través de los tubos evaporadores horizontales.
En este tipo de calderas el aislamiento suele ser interior, con protección de lacapa aislante, o mixto, con recubrimiento interno de fibra cerámica en la partesuperior donde los gases son más fríos.
Aunque operacionalmente estas calderas no son tan especiales, las exigenciasde control de calidad durante la construcción y la pureza del agua de
alimentación son requisitos similares a los de las calderas horizontales, asícomo las limitaciones y precauciones en subidas y bajadas de carga.
La forma normal de operación en este tipo de calderas es en presióndeslizante, donde la presión del vapor fluctúa de acuerdo con el flujo de vapor,permaneciendo completamente abiertas las válvulas de la turbina. Esta formade operación maximiza el rendimiento de la caldera a cargas parciales, ya quesi decrece la producción de vapor, al reducirse el caudal y la temperatura delos gases de escape de la turbina de gas, también se reduce la presión, y conella la temperatura de saturación, con lo que se consigue una alta vaporizacióny la recuperación de la mayor parte de la energía de los gases.
3) Calderas de un solo paso o OTSG (One Time Steam Generator)
Figura 5. Caldera OTSG
En este tipo de calderas el agua pasa una sola vez por caldera, dando nos latemperatura y presión deseadas, suelen ser utilizadas para procesosindustriales, parecen tener un buen futuro por sus propiedades de operación ymantenimiento que son más sencillas que los dos tipos anteriores.
Turbina de Vapor (ST)
Figura 1. Turbina de vapor.
1. Introducción.
La turbina de vapor de una planta de cogeneración es un equipo sencillo, ycomo máquina industrial, es una máquina madura, bien conocida y muyexperimentada. Se conoce casi todo de ella. Más del 70 % de la energíaeléctrica generada en el mundo se produce diariamente con turbinas de vapor.
El funcionamiento es muy sencillo: se introduce vapor a una temperatura ypresión determinadas y este vapor hace girar unos álabes unidos a un ejerotor; a la salida de la turbina, el vapor que se introdujo tiene una presión yuna temperatura inferior. Parte de la energía perdida por el vapor se empleaen mover el rotor. Necesita también de unos equipos auxiliares muy sencillos,como un sistema de lubricación, de refrigeración, unos cojinetes de fricción, unsistema de regulación y control, y poco más.
La turbina es un equipo tan conocido y tan robusto que si no se hacenbarbaridades con él tiene una vida útil larga y exenta de problemas, eso sí hayque respetar cuatro normas sencillas:
1) Utilizar un vapor de las características físico-químicas apropiadas.
2) Respetar las instrucciones de operación en arranques, durante la marchay durante las paradas del equipo.
3) Respetar las consignas de protección del equipo, y si da algún síntomade mal funcionamiento (vibraciones, temperaturas elevadas, falta depotencia, etc.) parar y revisar el equipo, nunca sobrepasar los límites dedeterminados parámetros para poder seguir con ella en producción oincluso poder arrancarla.
4) Realizar los mantenimientos programados con la periodicidad prevista.
Son normas muy sencillas, y sin embargo, casi todos los problemas que tienenlas turbinas, grandes o pequeños, se deben a no respetar alguna o algunas deesas 4 normas.
Figura 2. Turbina de vapor abierta.
2. Clasificación de las turbinas de vapor.
Existen varias clasificaciones de las turbinas dependiendo del criterio utilizado,aunque los tipos fundamentales que nos interesan son:
- Según el número de etapas o escalonamientos:
1) Turbinas monoetapa, son turbinas que se utilizan para pequeñas ymedianas potencias.
2) Turbinas multietapa, aquellas en las que la demanda de potencia esmuy elevada, y además interesa que el rendimiento sea muy alto.
- Según la presión del vapor de salida:
1) Contrapresión, en ellas el vapor de escape es utilizadoposteriormente en el proceso.
2) Escape libre, el vapor de escape va hacia la atmósfera. Este tipo deturbinas despilfarra la energía pues no se aprovecha el vapor de escapeen otros procesos como calentamiento, etc.
3) Condensación, en las turbinas de condensación el vapor de escape escondensado con agua de refrigeración. Son turbinas de gran rendimientoy se emplean en máquinas de gran potencia.
- Según la forma en que se realiza la transformación de energíatérmica en energía mecánica:
1) Turbinas de acción, en las cuales la transformación se realiza en losálabes fijos.
2) Turbinas de reacción, en ellas dicha transformación se realiza a la vezen los álabes fijos y en los álabes móviles.
- Según la dirección del flujo en el rodete.
1) Axiales, el paso de vapor se realiza siguiendo un con que tiene elmismo eje que la turbina. Es el caso más normal.
2) Radiales, el paso de vapor se realiza siguiendo todas las direccionesperpendiculares al eje de la turbina.
- Turbinas con y sin extracción.
En las turbinas con extracción se extrae una corriente de vapor de la turbinaantes de llegar al escape.
3. Estudio constructivo de los elementos de las turbinas.
- Rotor, es la parte móvil de la turbina.
- Estator o carcasa, parte fija que aloja el rotor y sirve de armazón ysustentación a la turbina.
- Álabes, órganos de la turbina donde tiene lugar la expansión del vapor.
- Álabes fijos, van ensamblados en los diagramas que forman parte delestator. Sirven para darle la dirección adecuada al vapor y que empujesobre los álabes móviles.
- Diafragmas, son discos que van dispuestos en el interior de la carcasaperpendicularmente al eje y que llevan en su periferia los álabes fijos.
- Cojinetes, son los elementos que soportan los esfuerzos y el peso del ejede la turbina. Los cojinetes pueden ser radiales, que son aquellos quesoportan los esfuerzos verticales y el peso del eje, o axiales, soportan elesfuerzo en la dirección longitudinal del eje.
- Sistemas de estanqueidad, son aquellos sistemas de cierre situados aambos extremos del eje de la turbina que evitan que escape el vapor dela turbina.
1) Sellados del rotor, son elementos mecánicos que evitan que escapevapor de la turbina al exterior, por los lados del eje en las carcasas dealta y de media presión y además evitan la entrada de aire en lascarcasas de baja presión. Pueden ser de metal o de grafito.Normalmente en las máquinas de gran potencia los cierres son metálicosde tipo laberinto.
2) Regulación del sistema de sellado en una turbina de condensación.
- Estanqueidad interior, son los mecanismos que evitan la fuga de vaporentre los álabes móviles y fijos en las etapas sucesivas de la turbina.
4. Circuito de vapor y condensado.
Descripción del circuito de vapor a través de una turbina.
- Turbinas de contrapresión.
- Turbinas de condensación.
- Turbinas de extracción y condensación.
a) Válvulas de parada, actúan por seguridad de la turbina y ensituaciones de emergencia. Tienen la misión de cortar el flujo de vaporde entrada.
b) Válvulas de control y regulación, válvulas de vapor de entrada queproporcionan el caudal de vapor deseado para dar la potencia requeridapor la turbina.
Sistemas de vacío y condensado en turbinas de condensación.
- Condensador, su función es establecer el mayor vacío posible eliminandoel calor de condensación del vapor de agua.
- Eyectores, se encargan de eliminar los gases incondensables que hayen el condensador, procedente de las fugas de aire y de los gasesdisueltos en el condensado, etc.
- Bombas de condensado, tienen por misión desalojar el condensadoproducido en el escape de la turbina. Problemas si el nivel decondensado es demasiado alto y no quedan tubos libres para condensarel vapor.
- Purgas de condensado del cuerpo de la turbina y líneas de vapor deentrada y salida, sistema que permite la eliminación del condensado deequipo y líneas cuando la turbina está en situación de parada y puestaen marcha.
5. Sistemas de aceite de la turbina.
Este sistema tiene dos misiones fundamentales en las turbinas de vapor: unacomo elemento hidráulico del sistema de regulación de la turbina, paraaccionamiento de servomotores y otros mecanismos y otra como elementolubricante de las partes móviles, como cojinetes, reductores, etc.
Dependiendo que la turbina sea a contrapresión o a condensación los sistemasde aceite pueden ser más o menos complejos.
1) Ejemplo de sistemas de aceite en una turbina de contrapresión.
- Sistema de aceite de lubricación.
- Sistema de aceite de mando y regulación.
- Bomba auxiliar de aceite o bomba de puesta en marcha. Puede sermanual o movida por un motor o turbina.
- Bomba incorporada o bomba principal de aceite. Accionada por eleje de la turbina.
2) Ejemplo de sistema de aceite en una turbina de condensación.
- Sistema de aceite de lubricación.
- Sistema de aceite de mando o regulación.
- Sistema de aceite primario.
- Sistema de aceite de cierre rápido o seguridad.
Equipos principales de los sistemas de aceite.
1) Tanques de aceite.
2) Bombas de aceite, principal y reserva.
3) Refrigerantes de aceite.
4) Filtros de aceite.
5) Calentador de aceite. Termostato de alta y baja temperatura.
6) Extractor de gases de aceite.
7) Equipos de purificación de aceite.
6. Regulación de la velocidad.
- Objetivo de la regulación. El objetivo principal de la regulación de lavelocidad en las turbinas es mantener el número de rpm. constanteindependientemente de la carga de la turbina.
- Turbinas de pequeña y mediana potencia. Normalmente la válvula deparada de emergencia y de regulación de entrada de vapor es la misma.
Regulación por estrangulación o laminación.
- Turbinas de gran potencia. En ellas, las válvulas de parada y deregulación son independientes entre sí.
- Regulación por variación del grado de admisión o del número detoberas de entrada.
Regulación de velocidad en una turbina de extracción y condensación.
- Aumento de potencia sin modificar el caudal de extracción.Cualquier aumento o disminución de potencia demandada por la turbinase traduce en un aumento o disminución del caudal que pasa a través deella cumpliéndose en cada caso que el caudal que aumenta o disminuyea través de las válvulas de entrada de vapor del cuerpo de alta es elmismo que aumenta o disminuye a través de las válvulas del cuerpo debaja, permaneciendo constante el caudal de extracción.
- Aumento del caudal de extracción permaneciendo constante la potenciade la turbina. Cualquier aumento del caudal de extracción demandadopor el proceso se traduce por un aumento del caudal a través de lasválvulas del cuerpo de alta y una disminución del caudal a través de lasválvulas del cuerpo de baja, cumpliéndose en cada caso que el aumentode potencia que da el cuerpo de alta presión es compensado por unadisminución de potencia en el cuerpo de baja presión, permaneciendoconstante la potencia total de la turbina.
7. Dispositivos de seguridad en las turbinas de vapor.
Son mecanismos que protegen a la turbina contra anomalías propias de lamáquina, del proceso o bien de la máquina arrastrada por la turbina.
1) Ejemplos de disparo en turbinas de contrapresión.
- Disparo por sobre velocidad. Evita el empalamiento de la turbina alfaltarle la carga que arrastra.
- Disparo por baja presión de aceite de lubricación. Protege a la máquinapara evitar el roce entre el eje y el estator.
- Disparo manual de emergencia. Para que el operador pueda parar avoluntad la máquina ante cualquier anomalía, como pueden ser vibracioneso ruidos anormales, fuga de aceite al exterior, etc.
2) Ejemplos de disparo en turbinas de gran potencia (condensación).
- Dispositivo de disparo de aceite del cierre rápido. Dispositivo mecánicosobre el que actúan los siguientes disparos mecánicos de la turbina.
a) Sobrevelocidad.
b) Disparo manual de la turbina.
c) Disparo por desplazamiento axial.
- Dispositivo de disparo por falta de vacío. Dispositivo mecánico que disparala máquina al subir la presión de escape de vapor en el condensador.
- Dispositivo de disparo a distancia mediante válvula electromagnética. Deeste dispositivo de disparo cuelgan todas aquellas seguridades de lamáquina, del proceso o de la máquina arrastrada. A la válvulaelectromagnética le llega una señal eléctrica que energiza una válvulasolenoide que enviara al tanque el aceite del cierre rápido cerrando lasválvulas de parada y de regulación de vapor de la turbina.
Entre los disparos mencionados que afectan a este dispositivo están:
a) Paros manuales a distancia desde el panel principal y local.
b) Baja presión de aceite de lubricación.
c) Baja temperatura del vapor de entrada a al turbina.
d) Baja presión del vapor de 100 a la turbina.
e) Disparo por alto valor de vibraciones y de desplazamiento axial.
f) Disparos de la máquina arrastrada que también paran la turbina.
g) Disparo por bajo nivel de aceite de sello a los cierres del compresor.
h) Disparo por altos niveles de líquido en los depósitos de aspiración delcompresor.
Otros dispositivos de seguridad en las turbinas.
a) Válvula de seguridad del condensador.
b) Válvulas de seguridad de la línea de extracción.
Turbina de Gas (GT)
Las turbinas de gas han sufrido un fuerte desarrollo desde que en 1939 seexhibiera en Suiza el primer modelo de turbina industrial para la generación deenergía eléctrica. La aparición de las centrales termicas de ciclo combinado y laexigencia de mayores potencias, mayores rendimientos, mayor disponibilidad ymayor fiabilidad han hecho de la turbina de gas uno de los equipos en los quese centra una buena parte de la investigación para generación de energía apartir de combustibles fósiles.
Además, la posibilidad de hibridación con energías renovables (solar térmica) ynuevos ciclos basados en el Hidrógeno o el Helio hacen pensar que eldesarrollo de las turbinas de gas continuará a un ritmo creciente los próximosaños
Listado de artículos que incluye esta sección:
Las turbinas de gas
Tipos de turbinas de gas
El ciclo de Brayton: nociones de termodinámica elemental
Optimización de turbinas de gas
El proceso de arranque de una turbina de gas
Vigilancia de parámetros: la base del mantenimiento diario
1. IntroducciónLas turbinas de gas son turbomáquinas que, de un modo general, pertenecenal grupo de máquinas térmicas generadoras y cuya franja de operación vadesde pequeñas potencias (30 KW para las microturbinas) hasta 500 MW paralos últimos desarrollos. De esta forma, compiten tanto con los motoresalternativos (ciclos termodinámicos OTTO y DIESEL) como con la instalacionesde vapor de pequeña y media potencia.
Figura 1: Situación de las turbinas en el conjunto de máquinas.
Sus principales ventajas son su pequeño peso y volumen en relación a supotencia y la flexibilidad de su operación. Esto hace que sean máquinas cuyouso para determinadas aplicaciones, especialmente las referidas a la
generación de electricidad y a la propulsión de buques y aviones, esté en claroaumento. Al ser máquinas rotativas presentan una clara ventaja frente a losmotores alternativos, por la ausencia de movimientos alternativos y derozamientos entre superficies sólidas (como las que se dan entre pistón ycamisa), lo que se traduce en menores problemas de equilibrado y menoresconsumos de aceite lubricante, que además no están en contacto consuperficies calientes ni con productos de combustión.
Comparadas con las turbinas de vapor, las turbinas de gas apenas tienennecesidades de refrigeración, lo que facilita enormemente su instalación.Además, su baja inercia térmica les permite alcanzar su plena carga entiempos muy bajos, lo que las hace ideales para determinadas aplicaciones enlas que se requiere variaciones de carga rápidas (regulación de red oabastecimiento de picos de demanda).
Esta simplicidad comparada con turbinas de vapor y con motores alternativosotorga a las turbinas de gas dos ventajas adicionales: un mantenimientosencillo comparado con otras máquinas térmicas y una elevada fiabilidad. Enefecto, la reducción de las necesidades de lubricación y refrigeración, lacontinuidad del proceso de combustión y la ausencia de movimientosalternativos hace que la probabilidad de fallo disminuya. Una instalación degeneración eléctrica basada en una turbina de gas puede alcanzar con facilidadvalores de disponibilidad superiores al 95% y valores de fiabilidad cercanos al99% si la instalación está bien diseñada, bien construida, bien operada y conun adecuado nivel de mantenimiento.
No obstante, también tienen algunos inconvenientes importantes, entre los quehay que destacar dos: la alta velocidad de rotación y su bajo rendimiento (30-35%) comparado con los motores alternativos diesel (algunos desarrollos yaalcanzan el 50% de rendimiento) o con las turbinas de vapor (valores del 40%son muy normales).
Normalmente se entiende por turbina de gas el conjunto formado por lossiguientes elementos:
- Compresor, responsable de la elevación de presión del fluido detrabajo.
- Sistema de aporte de calor al fluido.
- Elemento expansor, o turbina propiamente dicha.
Sus aplicaciones son muy variadas, siendo su campo de aplicación el másamplio entre los motores térmicos. Inicialmente se utilizaron para la realizaciónde trabajo mecánico. Posteriormente se trasladaron al campo de la aeronáutica
como elemento propulsor, sobre todo a partir de la segunda guerra mundial.Más tarde se utilizaron como elemento motor para la generación de energíaeléctrica, aplicación para la que se han desarrollado modelos específicos quehan tratado de adaptarse a las exigencias de ese mercado. La posibilidad deaprovechar el calor de los gases de escape para producir vapor aprovechableen la industria como energía térmica o para producir más energía eléctrica (enlos denominados ciclos combinados gas-vapor) han provocado una auténticarevolución en el mercado de la generación eléctrica, donde la turbina de vaporha sido la reina indiscutible durante muchos años.
2. Principio de funcionamiento
Una turbina de gas es un motor térmico rotativo de combustión interna, dondea partir de la energía aportada por un combustible se produce energíamecánica y se genera una importante cantidad de calor en forma de gasescalientes y con un alto porcentaje de oxígeno.
Figura 2: Flujos en una turbina de gas.
El ciclo térmico que representa esta máquina es el ciclo Brayton. La máquinasigue un ciclo abierto, puesto que se renueva continuamente el fluido que pasaa través de ella. El aire es aspirado de la atmósfera y comprimido paradespués pasar a la cámara de combustión, donde se mezcla con el combustibley se produce la ignición. Los gases calientes, producto de la combustión, fluyena través de la turbina. Allí se expansionan y mueven el eje, que acciona elcompresor de la turbina y el alternador.
3. Historia y evolución de la turbina de gas
Hoy en día, el diseño de turbina de gas que se ha impuesto está basado en uncompresor axial multietapa, una cámara de combustión interna y una turbinade expansión, todo ello construido de una forma bastante compacta que da
idea de un equipo unitario. Pero al diseño de turbina predominante hoy en díase ha llegado después de una larga evolución desarrollada a lo largo del sigoXX, principalmente.
La primera referencia al fenómeno en que se basa la turbina hay que buscarlaen el año 150 A.C de manos del filósofo egipcio Hero, que ideó un pequeñojuguete llamado Aeolípilo, que giraba a partir del vapor generado en unapequeña caldera (figura 3). El juguete era una pura elucubración mental, puesno se tiene constancia de que jamás fuera construido.
Figura 3: Aeolipilo de Hero.
En 1687 Isaac Newton anuncia sus leyes del movimiento. Entre ellas, la terceraley anunciaba que existe un equilibrio entre acción y reacción: “para cadaacción habrá una reacción de la misma fuerza e intensidad pero de sentidoopuesto”. Un ejemplo puede verse en la figura 4 Cuando las fuerzas seequilibran, son iguales en todas las direcciones. Pero al pinchar el globo osoltar la boquilla ocurre una acción que desequilibra el sistema.
Figura 4: 3ª Ley de Newton.
La primera turbina de gas realmente construida fue concebida por J.F. Stolzeen 1872 a partir de una patente de Fernlhougs, y construida realmente entre1900 y 1904. Constaba de un compresor axial multietapa, un intercambiadorde calor que precalentaba el aire antes de entrar en la cámara de combustión,utilizando los gases de escape de la turbina para este fin, y una turbina deexpansión multietapa. A pesar de lo genial del diseño, el poco éxito fue debidoal bajo rendimiento tanto del compresor como de la turbina, por las bajasrelaciones de compresión y la baja temperatura máxima alcanzada en funciónde los materiales disponibles en la época.
Figura 5: Turbina diseñada por Stolz en 1872. (A) Compresor axialmultietapa; (B) Turbina de reacción multietapa; (C) Precalentador de aire de
admisión con los gases de escape.
La relación de compresión era sin duda uno de los retos a superar para eldesarrollo de las turbinas, pues mientras no se consiguieran compresoreseficaces era imposible desarrollar turbinas con rendimientos que permitieran sudesarrollo. Los primeros turbocompresores axiales de rendimiento aceptableaparecen en 1926, A. A. Griffith establece los principios básicos de su teoríadel perfil aerodinámico para el diseño de compresores y turbinas, y es a partirde aquí cuando se emprende el desarrollo de los compresores axiales. La teoríadel perfil aerodinámico expuesta por Griffith es sin duda un importante hito enel desarrollo de las turbinas de gas tal y como las conocemos hoy en día, ygracias a los conocimientos desarrollados por Griffith se consiguió desarrollarcompresores y turbinas de alto rendimiento.
Figura 6: Cortesía de ASEA Brown Boveri AG. La primera turbina de gasindustrial para generación eléctrica, presentada en 1939 en la Swiss
National Exhibition en 1939. Su potencia era de 4000 KW.
Hasta 1937 todos los desarrollos de turbinas de gas tenían una finalidadindustrial, y no conseguían competir con los motores alternativos a pistón,debido siempre a su bajo rendimiento máximo (20%). Pero sus característicasde bajo peso y pequeño volumen hicieron que un poco antes del inicio de lasegunda guerra mundial comenzara el desarrollo de turbinas para usoaeronáutico. Así, Whittle en Gran Bretaña en 1930 concibió y patentó el uso deun reactor como medio de propulsión. Alemania, por su parte, tambiéndesarrolló en paralelo su primer motor a reacción para aviación. En 1939Heinkel hizo volar el primer avión utilizando un motor a reacción de gas. Noobstante, con las mayores velocidades alcanzables aparecieron nuevosproblemas aerodinámicos que tuvieron que ir solucionándose. Hasta el final dela guerra (1944-1945) no se consiguió que un avión propulsado consiguieravolar de forma eficiente.
Figura 7: HE 178 de Heinkel.
Este uso masivo del motor de reacción unido a los nuevos conocimientos deaerodinámica permitió el desarrollo de turbomáquinas con alto rendimiento. Deesta forma, a partir de los años 60 el uso del reactor se generalizó y en ladécada de los 70 prácticamente toda la aviación de gran potencia eraimpulsada por turbinas.
El desarrollo de la turbina de gas ha tenido históricamente, pues, tresobstáculos que han dificultado y ralentizado su desarrollo:
- La relación de compresión del compresor y su rendimiento.
- La resistencia de los materiales para poder usar altas temperaturas enla cámara de combustión y en las primeras etapas de la turbina.
- En menor medida, la dificultad para controlar todo el sistema de formamanual.
El desarrollo de la turbina de gas sólo ha sido posible tras desarrollar uncompresor axial a partir de la mejora de conceptos aerodinámicos, que hanpermitido altas relaciones de compresión. El segundo de los pilares ha sido lainnovación tecnológica en el campo de los materiales, con el desarrollo denuevas aleaciones monocristal y recubrimientos cerámicos. Esto, unido unprofundo estudio de la refrigeración interior del alabe ha permitido alcanzartemperaturas muy altas tanto en cámara de combustión como en las primerasruedas de álabes.
La tercera de las claves ha sido el desarrollo de la informática. El empleo deordenadores ha permitido por un lado poder simular determinadas condicionesy comportamientos, para así mejorar los diseños. Por otro, ha permitidodesarrollar sistemas de control que permiten de forma muy sencilla para eloperador arrancar, parar y vigilar los principales parámetros de operación de lamáquina minuto a minuto, y además pueden diagnosticar el estado técnico delequipo y predecir futuros fallos.
Figura 8: Interior del compresor de alta presión de una turbina industrial. Eldiseño aerodinámico de los álabes es una de las claves de su excelente
rendimiento.
En la década de los 70 se intensificó el uso de turbinas para generación deelectricidad. Así, en 1974 se construyó la primera instalación de 50 MW. EnEspaña, la primera turbina de gas de gran tamaño (260 MW) se puso enmarcha en el año 2002, arrancando la era de las centrales térmicas de ciclocombinado que ya había comenzado hacía tiempo en otros países.
4. Partes principales de la turbina de gas.
Los principales elementos de la turbina de gas son cinco: la admisión de aire,el compresor, la cámara de combustión, la turbina de expansión y el rotor. Acontinuación se detallan las principales características de cada uno de estoselementos.
Figura 9: Turbina de gas. Partes principales.
4.1 Admisión de aire
El sistema de admisión de aire consta de todos los elementos necesarios paraque el aire entre en la turbina en las condiciones más adecuadas de presión,temperatura y limpieza. Para ello cuenta con filtros de varios tipos, que seencargarán de eliminar la suciedad que pueda arrastrar el aire; y de una seriede sistemas que acondicionarán la temperatura para facilitar que entre a laturbina la mayor cantidad posible de masa de aire.
4.2 Compresor de aire
La función del compresor es elevar la presión del aire de combustión (una vezfiltrado) antes que entre en la cámara de combustión, en una relación quevaría según la turbina pero que normalmente está comprendida entre 10:1 y40:1. Esta compresión se realiza en varias etapas y consumeaproximadamente las 2/3 partes del trabajo producido por la turbina.
El control de la entrada de aire para la combustión se realiza variando elángulo de inclinación de las ruedas iniciales de álabes del compresor. A mayorángulo, mayor cantidad de aire de entrada al compresor, y por tanto, a laturbina. Este método se usa para mejorar el comportamiento a carga parcialde la turbina de gas, como se verá más adelante.
Una parte del aire del compresor se utiliza para refrigeración de álabes y de lacámara de combustión, de forma que aproximadamente un 50% de la masa deaire es usado para este fin.
4.3 Cámara de combustión
En ella tiene lugar la combustión a presión constante del gas combustible juntocon el aire. Esta combustión a presión obliga a que el combustible seaintroducido a un nivel de presión adecuado, que oscila entre 16 y 50 bar.
Debido a las altas temperaturas que pueden alcanzarse en la combustión ypara no reducir demasiado la vida útil de los elementos componentes de lacámara, se trabaja con un exceso de aire alto, utilizando del 300 al 400% delaire teórico necesario, con lo que se consigue por un lado reducir latemperatura de llama y por otro refrigerar las partes más calientes de lacámara. Parte del aire que procede del compresor, se dirige directamente hacialas paredes de la cámara de combustión para mantener su temperatura envalores convenientemente bajos. Otra parte se hace circular por el interior delos álabes de la turbina, saliendo por orificios en los bordes que crean unapelícula sobre la superficie de los álabes
4.4 Turbina de expansión
En la turbina es donde tiene lugar la conversión de la energía contenida en losgases de combustión, en forma de presión y temperatura elevada (entalpía), apotencia mecánica (en forma de rotación de un eje). Como se ha indicadoantes, una parte importante de esta potencia es absorbida directamente por elcompresor.
Los gases, que entran a la turbina a una temperatura de 1200-1400ºC y unapresión de 10 a 30 bar., salen a unos 450-600ºC. Esa alta temperatura haceque la energía que contienen pueda ser aprovechada bien para mejorar elrendimiento de la turbina (con un sistema conocido como REGENERACIÓN, queconsiste en utilizar estos gases para calentar adicionalmente la mezcla en lacámara de combustión) o bien, como es más habitual, para generar vapor enuna caldera de recuperación. Ese vapor posteriormente se introduce en unaturbina de vapor consiguiéndose un aumento del rendimiento global igual oincluso superior al 55% (el rendimiento de la turbina de gas es de 30-35%).
La turbina de gas es una máquina diseñada para utilizar la energía
aportada por los gases que salen de una cámara de combustión a alta presión
y muy altas temperaturas, por lo que llevan mucha energía, dichos gases al
chocar contra los alabes de la turbina de expansión provocan su giro, este giro
lo podemos aprovechar para mover un generador y producir electricidad o
provocar un impulso utilizado para mover por ejemplo un avión.
Existen diferentes tipos de turbinas dependiendo de su origen, disposición de la
cámara de combustión y ejes con los que cuente.
Dependiendo de su origen las podemos clasificar como:
1) Aeroderivadas: Son aquellas que tiene su origen en turbinas
diseñadas para propulsar aviones, son compactas, robustas, tienen una alta
relación potencia/peso, son versátiles de operar, ya que al derivar de aviones
estos nos van siempre a un ritmo constante y pueden necesitar subidas o
bajadas rápidas de potencia, su arranque es más sencillo que las diseñadas
para uso industrial puro. Sus potencias rondan los 50 MW. Todas estas
características las hacen fáciles de mantener y sustituir en caso necesario.
Figura 1. Turbina Aeroderivada
2) Industriales: Son turbinas diseñadas desde su origen para uso industrial
por lo que su peso y tamaño es mayor al no estar limitadas por su lugar de
utilización, por lo que al ser de gran tamaño en general las revisiones se llevan
acabo en la misma planta. Se ha buscado siempre grandes potencias para
producción eléctrica estas pueden llegar hasta unos 500 MW, también se ha
buscado que estén operando el mayor tiempo posible de forma constante, ya
que sus paradas son más largas que la de las aeroderivadas por lo que se
pierde más dinero al no tenerla funcionando. Su rendimiento eléctrico es algo
menos importante que en las aeroderivadas, ya que puede aprovechar el calor
de sus gases de escape para cogeneración. Su velocidad de rotación es
importante ya que al ser usadas para la producción de electricidad deben
rondar los 50-60 Hz.
Figura 2. Turbina de uso industrial para producir electricidad.
Dependiendo de su tipo de cámara de combustión las podemos clasificar
en tres categorías:
1) Cámaras de combustión tipo Silo: Este tipo de turbinas tienen la
cámara de combustión fuera del eje que une la turbina y el compresor, puesto
en la parte superior, los inyectores se instalan atravesando el techo superior
de la cámara, y los gases de escape llegan a la turbina de expansión por una
abertura inferior conectada a ésta, son turbinas que por ahora se utilizan para
combustibles experimentales como el hidrogeno.
Figura 3. Cámara de combustión tipo Silo.
2) Cámaras de combustión Anulares: En este tipo de cámara de
combustión, la cámara forma un anillo continuo alrededor del eje entre el
compresor y la turbina, los quemadores los tiene dispuestos a lo largo de todo
el anillo, la mezcla combustible/comburente y la distribución de
temperaturas es menos uniforme que en las tuboanulares, aunque también
son menores las perdidas de carga y tiene una buena refrigeración la cámara
de combustión. Las turbinas con este diseño suelen ser aeroderivadas,
principalmente utilizadas por los fabricantes Alstom y Siemens.
Figura 4. Cámara de combustión Anular.
3) Cámaras de combustión Tuboanulares: Este tipo de cámaras de
combustión esta formada por una serie de cilindros puestos alrededor del eje
cada uno con su quemador y sistema de encendido, por lo que en caso de que
uno no encienda puede provocar grandes diferencias de temperatura con lo
problemas que esto puede acarrear. Son más pesadas al tener varias cámaras
de combustión, pero tienen una mayor resistencia estructural. Sus fabricantes
son General Electric y Mitshubishi.
Figura 5. Cámara de combustión Tuboanular.
Dependiendo del número de ejes las podemos clasificar como:
1) Monoeje: En este tipo de turbinas el compresor, turbina y
generador, están todo unidos en el mismo rotor girando de forma solidaria,
son las más comunes para uso de generación eléctrica. Su velocidad de giro
suele estar en 3000 rpm para ajustarse a los 50 Hz de la red eléctrica.
Figura 6. Turbina Monoeje.
2) Multieje: Este tipo de turbinas esta dividido el eje en dos, un eje
en el que esta el compresor y la turbina de alta, que es la encargada de
impulsar al compresor. En el otro eje se encuentran la turbina de potencia que
es la que mueve el generador. Este tipo de configuración se usa en turbinas
aeroderivadas y de pequeña potencia ya que tiene buen comportamiento
frente a variaciones de carga.
Figura 7. Turbina Multieje.
1. CICLO TERMODINAMICO DE LAS TURBINAS DE GAS
El modelo termodinámico de las turbinas de gas se fundamenta en el ciclo de
Brayton, a pesar de que se generaliza como ciclo termodinámico, en realidad el
fluido de trabajo no cumple un ciclo completo en las turbinas de gas ya que
este finaliza en un estado diferente al que tenía cuando inició los procesos, se
podría decir que es un ciclo abierto. Las turbinas de gas de ciclo abierto simple
utilizan una cámara de combustión interna para suministrar calor al fluido de
trabajo y las turbinas de gas de ciclo cerrado simple utilizan un proceso de
transferencia para agregar o remover calor del fluido de trabajo.
El ciclo básico de Brayton en condiciones ideales está compuesto por cuatro
procesos:
1-2. Compresión isentrópica en un compresor.
2-3. Adición de calor al fluido de trabajo a presión constante en un
intercambiador de calor o una cámara de combustión.
3-4. Expansión isentrópica en una turbina.
4-1. Remoción de calor del fluido de trabajo a presión constante en un
intercambiador de calor o en la atmósfera.
Figura 1. Ciclo termodinámico básico de las turbinas de gas.
En el ciclo Brayton, el trabajo neto realizado por unidad de masa es la
diferencia entre el trabajo obtenido en la expansión y el trabajo invertido en la
compresión, es decir:
Wnet = Wt - Wc
Para un gas ideal, el trabajo neto puede escribirse como:
Wnet = Wt - Wc
Y el calor de adición por unidad de masa será:
Al igual que en el ciclo Ranking, la eficiencia térmica del ciclo Brayton es la
relación entre el trabajo neto desarrollado y el calor adicionado:
ηter = Wnet / qA
La eficiencia térmica del ciclo Brayton para un gas ideal puede escribirse como:
En la figura se muestra una representación esquemática del ciclo Brayton.
Figura 2. Esquema del ciclo básico de las turbinas de gas.
2. MODIFICACIONES CICLO BASICO EN LAS TURBINAS DE GAS
La eficiencia térmica del ciclo Brayton ideal depende de la compresión. Si se
aumenta la relación de compresión en el ciclo será necesario suministrar más
calor al sistema debido a que las líneas de presión constante divergen hacia
arriba y hacia la derecha en el diagrama T-s y la temperatura máxima del ciclo
será mayor. Como el calor suministrado es mayor, la eficiencia térmica
aumentará con el ratio de compresión.
Figura 3. Diagrama T-s de ciclos termodinámicos básicos de las turbinas de
gas con diferentes relaciones de compresión.
Sin embargo la temperatura máxima del ciclo está limitada por los materiales
en los cuales están construidos los componentes y por lo tanto se requerirán
sistemas de refrigeración más eficientes.
La eficiencia del ciclo también se ve afectada por las pérdidas en el compresor,
en la turbina y en las caídas de presión en la cámara de combustión y otros
pasajes. Podemos verlo en el diagrama que representa estas condiciones en el
ciclo, disminuyendo en consecuencia la eficiencia del ciclo.
Figura 4. Diagrama T-s del ciclo termodinámico básico real de las turbinas de
gas.
A diferencia del ciclo Ranking, el proceso de compresión para elevar la presión
en el ciclo Brayton requiere un gran consumo de energía y gran parte del
trabajo producido por la turbina es consumido por el compresor, en un
porcentaje que puede estar entre 40% y 80%. Esta desventaja frente al ciclo
Ranking hace necesario prestar una mayor atención en el diseño de turbinas
de gas ya que cualquier pérdida de presión en la cámara de combustión y
demás componentes entre el compresor y la turbina debe compensarse con
mayor trabajo en el compresor. Adicionalmente, la eficiencia del compresor y
la turbina juegan un papel muy importante, debido a que eficiencias cercanas
al 60% en estos componentes ocasionarían que todo el trabajo producido por
la turbina sea consumido por el compresor y por tanto la eficiencia global sería
cero.
Es posible hacer algunas modificaciones al ciclo Brayton básico para obtener
valores más favorables de eficiencia térmica y trabajo neto. Las modificaciones
que podemos hacer son las siguientes:
2.1. CICLO CON ENFRIAMIENTO INTERMEDIO DEL AIRE.
Con este método lo que hacemos comprimir los gases de admisión en dos
etapas con una refrigeración intermedia, para sacar parte del calor que han
adquirido en la primera etapa de compresión. La representación de estos
procesos se muestra en la siguiente figura:
Figura 5. Ciclo Brayton con enfriamiento del aire.
De la secuencia anterior, es claro que el trabajo que debe realizar el compresor
para elevar la presión desde el estado 1 hasta el estado 2’ sin enfriador, es
mayor que el trabajo que deben hacer los compresores con la misma eficiencia
para elevar la presión del aire desde el estado 1 al 2 y del estado 3 al 4 con un
enfriador de aire intermedio. Esta disminución en el trabajo total de
compresión se debe a que las líneas de presión divergen hacia la derecha del
gráfico T-s.
Se ha demostrado que el trabajo de compresión con enfriador es menor
cuando la relación de presiones en las dos etapas es igual (P4/P3)= (P2/P1) y la
temperatura de entrada a la segunda etapa de compresión (T3) es igual a la
temperatura de entrada a la primera etapa de compresión (T1).
Al tener un menor trabajo de compresión, el trabajo neto del ciclo con
enfriador será mayor que el trabajo neto del ciclo sin enfriador, siendo:
Wnet (sin enfriado) = Cpg (T5 – T6) – Cpa (T2’ – T1)
Wnet (con enfriado) = Cpg (T5 – T6) – Cpa ((T2 – T1) + (T4 – T3))
Como,
Cpa ((T2 – T1) + (T4 –T2)) < Cpa (T2’ – T1)
Entonces,
Wnet (sin enfriador) < Wnet (con enfriador)
Por otro lado, se requiere suministrar una mayor cantidad de calor al ciclo con
enfriador para aumentar la temperatura desde (T4) hasta (TS) que en el ciclo
sin enfriador, donde únicamente es necesario elevar la temperatura desde (T2’)
hasta (TS).
Figura 6. Diagrama T-s del ciclo termodinámico de las turbinas de gas con
enfriamiento de aire.
En el diagrama T-s, puede apreciarse que la cantidad de calor adicional
agregada al sistema, es mayor que la equivalente en calor del trabajo ahorrado
por el compresor cuando trabaja con el enfriador de aire y por lo tanto la
eficiencia térmica del ciclo con enfriador será menor que sin enfriador.
ηter (sin enfriador) > η ter (con enfriador)
2.2. CICLO CON RECALENTAMIENTO INTERMEDIO
La expansión de los gases en el ciclo Brayton puede configurarse de tal forma
que se realice en dos etapas. La primera expansión ocurre en lo que se conoce
como turbina de alta presión (HP) o turbina del compresor (CT) acoplada al
compresor mediante un eje. Todo el trabajo desarrollado por la turbina de alta
presión es consumido por el compresor. La segunda expansión tiene lugar en
la turbina de baja presión (LP) o turbina de potencia (PT) acoplada a un eje
diferente al de la turbina del compresor y produce el trabajo neto aprovechado
en varias aplicaciones, como para mover el generador.
En el ciclo con recalentamiento se instala una segunda cámara de combustión
a la salida de la turbina de alta presión para elevar la temperatura de los gases
que entran a la turbina de baja presión, y como estos gases todavía son ricos
en oxigeno no suele hacer falta un aporte extra de comburente.
La representación de estos procesos se muestra en la siguiente secuencia.
Figura 7. Ciclo Brayton con recalentamiento intermedio.
En la secuencia anterior, se puede observar que el trabajo de compresión es el
mismo para el ciclo con recalentamiento que para el ciclo sin recalentamiento y
en consecuencia el trabajo desarrollado por la turbina de alta presión será
también igual para los dos ciclos. Sin embargo, el trabajo desarrollado por la
turbina de baja presión es claramente mayor para el ciclo con recalentamiento
que para el ciclo sin recalentamiento, debido a que las líneas de presión
divergen hacia la derecha del diagrama T-s siendo mayor la diferencia entre las
temperaturas (T5) y (T6) que entre las temperaturas (T4) y (T4’).
El trabajo neto desarrollado por cada unidad de masa de gas en el ciclo es el
trabajo desarrollado por la turbina de baja presión e igual a:
Wnet (sin recalentamiento) = Cpg (T4- T4’)
Wnet (con recalentamiento) = Cpg (T5 – T6)
Debido a que T5 – T6 > T4 – T4’, entonces:
Wnet (sin recalentamiento) <Wnet (con recalentamiento)
A pesar de que hay un incremento en el trabajo neto desarrollado en el ciclo
con recalentamiento por cada unidad de masa de gas, una cantidad de calor
adicional debe suministrarse al sistema para elevar la temperatura de los
gases que salen de la turbina de alta presión.
Figura 8. Diagrama T-s del ciclo termodinámico de las turbinas de gas con
recalentamiento.
En el diagrama T-s, puede apreciarse que la cantidad adicional de calor Cp
(TS -T4) suministrada al ciclo con recalentamiento es mayor que el aumento del
trabajo neto desarrollado por la turbina y por lo tanto, la eficiencia térmica del
ciclo con recalentamiento será menor que sin recalentamiento.
ηter (con recalentamiento) > η ter (sin recalentamiento)
2.3. CICLO REGENERATIVO.
En ocasiones se presenta que la temperatura de los gases a la salida de la
turbina en el ciclo Brayton es mayor que la temperatura del aire a la salida del
compresor.
El ciclo regenerativo aprovecha esta diferencia de temperaturas para transferir
a un regenerador o intercambiador de calor, energía térmica de los gases que
salen de la turbina, al aire que sale del compresor.
Figura 9. Diagrama T-s del ciclo termodinámico de las turbinas de gas con
regeneración.
En el caso representado en el diagrama T-s, la temperatura (Ts) de los gases
que salen de la turbina en el estado 5 es mayor que la temperatura (T2) del
aire que sale del compresor en el estado 2. En el regenerador, los gases ceden
su calor al aire comprimido desde el estado 5 hasta el estado 6 cuando son
evacuados a la atmósfera. En el caso ideal, el aire comprimido en el estado 2
tendrá la misma temperatura de los gases en el estado 6 y de igual manera la
temperatura del aire en el estado 3 será la misma que la de los gases en el
estado 5. En consecuencia, el calor suministrado en la cámara de combustión
será únicamente el necesario para elevar la temperatura de (T3) a (T4) y no de
(T2) a (T4).
El trabajo neto desarrollado en el ciclo regenerativo 1-2-3-4-5-6, es el mismo
que en el ciclo Brayton simple 1-2-4-1 ya que le trabajo realizado por el
compresor y el trabajo producido por la turbina no varía en los dos casos. Sin
embargo, al requerirse un menor calor de adición para elevar la temperatura al
valor máximo del ciclo (T4), se obtendrán eficiencias térmicas más favorables
para el ciclo regenerativo.
Siendo:
η ter= Wnet / qA
Wnet (con regeneración) = Wnet (sin regeneración)
qA (con regeneración) < qA (sin regeneración)
Entonces:
ηter (sin regeneración) > η ter (con regeneración)
En el caso ideal, se considera que una diferencial infinitesimal en la diferencia
de temperatura es suficiente para que el calor fluya en el regenerador de los
gases que salen de la turbina al aire que sale del compresor. En el caso real,
se requiere más que una diferencia infinitesimal y por lo tanto no se puede
decir que (T3) es igual a (T5), ni que (T2) es igual a (T6). La diferencia de
temperaturas (T3– Tx) requerida por el regenerador para transferir energía
térmica de un fluido al otro define su eficiencia:
Si el flujo másico y los calores específicos del aire y el gas se suponen
similares, es decir, ma ≈ mb y Cpa≈ Cpg, entonces:
ηreg = (Tx – T2)/ (T5-T2)
Cuanto mayor sea la diferencia de temperaturas (T3 – Tx), menor será la
diferencia (Tx – T2) y en consecuencia la eficiencia del regenerador será menor.
La selección del regenerador o intercambiador de calor debe ser un
ejercicio cuidadoso ya que la eficiencia de éste puede mejorarse aumentando
el área de transferencia y en consecuencia la caída de presión será mayor
perjudicando la eficiencia térmica del ciclo.
Optimizacion del Rendimiento
Introducción
Para modificar la potencia de una turbina de gas se deben alterar,
principalmente, dos parámetros: el flujo másico que pasa a través de los
álabes de la turbina y la temperatura del fluido de trabajo a la entrada del
rotor.
Así mismo, es posible incrementar la eficiencia y la potencia de un ciclo simple
recuperando la energía remanente en los gases de escape mediante un
recuperador de calor. Este equipo produce vapor que puede ser expandido en
el mismo eje de la turbina de gas o en otro eje mediante una turbina de vapor.
Factores que afectan el desempeño de las turbinas de gas.
Dado que la turbina de gas es un motor que respira aire del ambiente, su
desempeño cambia con cualquier cosa que afecte el flujo de masa de aire de
admisión al compresor, y con mayor razón los cambios en las condiciones de
referencia de la Internacional Standards Organization (ISO) de 15ºC(59ºF),
60% de humedad relativa y 101.4 kPa (14.7 psia). Debido a esto, el
desempeño de las turbinas de gas varía significativamente con las condiciones
locales, y la temperatura ambiente es un factor determinante (1).
Si se disminuye la temperatura ambiente, la capacidad y eficiencia de las
turbinas de gas se incrementan, debido a que esta disminución induce un
aumento en la densidad del aire en la succión del compresor y, para una
velocidad constante del mismo, esto se traduce en un incremento en el flujo
másico.
La presión atmosférica tiene, igualmente, un efecto importante sobre la
capacidad de las turbinas de gas, aunque no sobre su eficiencia. Cuando la
presión atmosférica disminuye, la densidad del aire baja, lo que, a su vez,
reduce el flujo de masa hacia la turbina y, por tanto, su capacidad. De igual
modo, el aire húmedo, al ser más denso que el aire seco, también afecta la
producción de potencia.
El tipo de combustible también influye en el rendimiento. Es así como el gas
produce alrededor del 2 % más de salida de potencia que los destilados del
petróleo.
La figura 1 presenta los resultados obtenidos de una prueba realizada a una
unidad en ciclo combinado compuesto por una turbina de gas de 100 MW y una
turbina de vapor de 50 MW, ubicado en Barranquilla, durante dos días (no
consecutivos) que estuvo operando con carga base las 24 horas. En esta
prueba se observó que por cada grado Fahrenheit de incremento en la
temperatura del aire a la entrada del compresor, la potencia final de la turbina
de combustión cayó en promedio 0.54 MW el primer día y 0.41 MW el segundo.
En la misma figura se observa también una disminución casi lineal en la
potencia de salida con respecto al incremento en la temperatura ambiente.
Esta unidad posee un enfriador evaporativo, por lo que las temperaturas
señaladas en la figura 1 no corresponden a la temperatura ambiente de
Barranquilla sino a la de bulbo seco, modificada por el enfriador,
inmediatamente antes de la primera rueda de álabes del compresor.
Sistemas de enfriamiento.
Los parámetros que se tienen en cuenta para seleccionar el tipo de sistema de
enfriamiento más conveniente incluyen: el tipo de turbina, las condiciones
climáticas, las horas de operación de la turbina, la relación entre flujo másico y
potencia generada y el precio de la energía en el mercado.
Las principales ventajas que se obtienen al enfriar el aire en la succión del
compresor son: mejoramiento en la potencia de salida, disminución del
consumo térmico específico en ciclo simple y ciclo combinado y disminución en
las emisiones debido al mejoramiento en la eficiencia total.
- Enfriador Evaporativo
Este sistema reduce la temperatura de una corriente de aire a través de la
evaporación de agua y es aplicable en lugares donde el aire es cálido, y es más
efectivo en ambientes secos. El enfriamiento se logra haciendo pasar el aire a
través de un filtro por el cual se deja que escurra el agua. Debido a la baja
humedad relativa del ambiente, parte del agua líquida se evapora. La energía
del proceso de evaporación viene de la corriente de aire, por lo que éste se
enfría. Un enfriador evaporativo incrementa la humedad relativa hasta valores
alrededor del 85%.
La capacidad de enfriamiento de este sistema está limitada por la diferencia
entre las temperaturas del bulbo seco y bulbo húmedo del ambiente. Sus
ventajas son sus bajos costos iniciales y su facilidad de operación.
- Sistema de Niebla (Fogging System).
Este sistema trabaja con el mismo principio del enfriador evaporativo, pero en
lugar de un filtro usa billones de micro gotas de agua atomizada para el
intercambio de energía, y es posible alcanzar disminuciones en la temperatura
del aire de hasta 20ºF. Este sistema eleva la humedad relativa hasta el 100%.
La figura 3 muestra un esquema de este sistema y señala sus componentes.
Sus costos de capital son comparativamente bajos y su operación no es
compleja.
- Compresión Húmeda (Wet Compression)
La “compresión húmeda” proporciona un método económico para producir un
aumento significativo en la capacidad de generación de una turbina de gas.
Incluye un sistema de atomización y rocío, modificaciones en la lógica de
control de la turbina de gas y cambios adicionales en algunos componentes, a
fin de hacerlos más seguros y confiables. El incremento en la potencia viene de
una combinación de los efectos de un enfriamiento evaporativo, un incremento
en el flujo másico y una reducción en el trabajo del compresor debida a un
interenfriamiento en las primeras etapas del mismo. Los incrementos de
potencia logrados con este sistema oscilan entre el 10% y el 25%, y son más
confiables que los alcanzados por enfriadores evaporativos y sistemas de
niebla, ya que no dependen de la humedad relativa del medio ambiente.
- Refrigeración Mecánica/Absorción
Este sistema es capaz de mantener una temperatura del aire tan baja como se
desee, sin importar las condiciones ambientales. Sus desventajas son: alto
consumo de energía de auxiliares, alta complejidad, alto costo inicial y requiere
grandes espacios. En algunos casos no es económicamente viable.
Alternativas para recuperar la energía remanente en los gases deescape.
Una forma de llevar al máximo la recuperación de la energía en los gases de
escape mediante la producción de vapor, consiste en utilizar un recuperador de
calor que genere vapor a múltiples niveles de presión. El vapor generado es
inyectado en una turbina de vapor o en la cámara de combustión de la misma
turbina de gas. Las secciones de transferencia de calor incluyen (i)
economizadores, por los cuales entra el agua al recuperador, gracias a lo cual
eleva su temperatura hasta 5ºC (10ºF) por debajo de la temperatura de
saturación del agua a la presión que es bombeada; (ii) evaporadores, donde el
agua cambia de líquido comprimido a vapor saturado, e (iii) sobrecalentadotes,
en los que el vapor gana calor para pasar de vapor saturado a vapor
sobrecalentado. En la figura 7 se observa el esquema de un ciclo STIG con
turbina de vapor en el que se detalla el interior del recuperador de calor de dos
niveles de presión.
- Turbinas de gas en ciclo combinado*
La configuración más usada para aumentar la potencia y eficiencia de una
turbina de gas es el ciclo combinado. Este sistema utiliza un recuperador de
calor generador de vapor acoplado a la salida de los gases de escape de la
turbina para producir vapor que será expandido en una turbina de vapor. Los
principales equipos que requiere un ciclo combinado son: una turbina de vapor,
un condensador de superficie, un sistema de enfriamiento, un generador
eléctrico adicional y numerosos sistemas auxiliares.
Una de las mayores desventajas que presentan los ciclos combinados es la alta
inversión de capital que implican. Con el fin de salvar esta dificultad se han
ideado ciclos de potencia diferentes para recuperar la energía disponible en los
gases de escape de una turbina de gas.
* En el artículo “Turbinas a gas: tecnología competitiva en el mercado eléctrico
colombiano”, publicado en la edición Nº 7 de esta revista, se expone más
ampliamente esta configuración.
- Ciclo STIG (Steam Injected Gas Turbine System)
El ciclo STIG proporciona una alternativa eficiente a un relativamente bajo
costo para recuperar la energía de los gases de escape de una turbina de gas.
Este sistema utiliza un recuperador de calor acoplado a la salida de los gases
de escape de la turbina para generar vapor que será inyectado en la cámara de
combustión de la misma turbina de gas. El propósito de esta configuración es
incrementar el flujo másico que pasa a través de los álabes de la turbina, que
son los encargados de transmitir la energía del fluido de trabajo, en este caso,
la mezcla de gases de combustión y vapor sobrecalentado, al rotor.
La gran cantidad de agua requerida para la formación de vapor representa un
problema importante, debido a que no hay recuperación del agua utilizada.
- Ciclo STIG con turbina de vapor.
Este sistema consta de cuatro pasos: (1) Se genera un primer flujo de vapor a
una presión A. (2) Se genera un segundo flujo de vapor a una presión B,
siendo B mayor que A. (3) Se produce potencia en un segundo eje por la
expansión parcial de B – en una turbina de vapor- hasta los niveles de presión
de A. (4) Finalmente, se unen los dos flujos de vapor, de presión A, y se
inyectan en la cámara de combustión de la turbina de gas para incrementar su
potencia de salida /2/.
En este sistema, al igual que en el ciclo STIG, no hay recuperación de agua
utilizada para generar el vapor.
- Ciclo Cheng avanzado.
Este sistema logra la unión del ciclo Brayton y el ciclo Ranking sin requerir de
generador eléctrico adicional, condensador, turbina de vapor, torre de
enfriamiento ni grandes sistemas auxiliares. El sistema Cheng opera como un
carburador, en un motor de gasolina, al momento de inyectar vapor
sobrecalentado dentro de la cámara de combustión de la turbina para alcanzar
la mayor eficiencia y potencia posibles. En esta técnica, la combustión del gas
calienta la mezcla de aire y vapor a la temperatura de trabajo de la turbina de
combustión y permite su operación a temperaturas superiores
a 1.450ºC (2650ºF). En consecuencia, el incremento de potencia es debido no
sólo al aumento del flujo másico a través de la máquina sino también a las
elevadas temperaturas de los gases a la entrada del rotor de la turbina. En
este proceso, el vapor trabaja sinérgicamente con la mezcla aire-combustible,
lo cual eleva su potencia térmica /3/.
El ciclo Cheng provee eficiencias de ciclo combinado a costos de ciclo simple
basándose en que la eficiencia pico del ciclo se logra a una única relación de
flujo másico entre el vapor sobrecalentado y el aire comprimido en la cámara
de combustión. Es así como este ciclo alcanza incrementos en la potencia de
salida y la eficiencia de hasta el 80 y 40%, respectivamente. La tabla de abajo
presenta las capacidades y eficiencias que se pueden alcanzar con dos modelos
de turbina del fabricante Westinghouse, operando en condiciones ambientales
similares, en distintas configuraciones.
El ciclo Cheng es muy constante a todos los niveles de temperatura ambiente,
lo cual es una real ventaja cuando se opera en climas cálidos, pero presenta el
mismo inconveniente del ciclo STIG, puesto que en este sistema tampoco hay
recuperación del agua utilizada para la producción del vapor.
Las diferencias entre el sistema tradicional de inyección de vapor y el moderno
ciclo Cheng consisten básicamente en que este último inyecta mayores
cantidades de vapor, ya que no sólo lo usa para incrementar la potencia de
salida, sino también para reemplazar parte del aire de sangrado del compresor
en la misión de enfriar los combustores. Además de esto, el sistema Cheng es
aplicable tanto en turbinas que requieran ser repotenciadas como en turbinas
modernas y de gran capacidad.
CONCLUSIONES
Como respuesta a las exigentes condiciones que impone el mercadoeléctrico colombiano, los generadores térmicos que operan turbinas degas en ciclo simple se ven en la obligación de buscar alternativas,diferentes al costoso ciclo combinado, que les permitan permanecerdentro de un mercado que ha demostrado aceptar sólo unidadeseficientes y competitivas. En atención a esta necesidad se presentan losciclos STIG y Cheng, que al incrementar el flujo másico a través de losálabes de la turbina logran aumentos considerables en la eficiencia ypotencia de los sistemas de producción de energía con turbinas de gas.
El aumento en el flujo másico a través de la turbina y la disminución deltrabajo demandado por el compresor, que se logran enfriando el aire enla succión del mismo, además de incrementar la potencia representan laalternativa más económica para mejorar la eficiencia y la competitividadde las turbinas de gas. Lo anterior teniendo en cuenta que con estossistemas es posible alcanzar incrementos en la potencia de salidaalrededor del 20% con inversiones de capital comparativamente bajas.
Procesos de Arranque
Los diferentes tipos de arranques los podemos clasificar según la temperaturade la carcasa y del rotor en el momento de iniciarlos. Aunque los fabricantesde turbinas hablan de 3 tipos de arranques (fríos, templados y calientes), enrealidad hay dos situaciones adicionales: los arranques superfríos, y losrearranques. La diferencia fundamental es la rampa de subida de carga, ya quecuanto más frío sea el arranque será necesario una subida progresiva mássuave, para conseguir un calentamiento uniforme que minimice las tensionestérmicas en el metal.
1. Tipos de arranqueLos fabricantes de las turbinas los suelen dividir en tres grupos:
Arranque frío, que es aquel que se produce cuando la turbina haestado más de 72 horas parada
Arranque templado, entre las 24 y 72 horas. Arranque caliente, se produce en menos de 24 horas de que se haya
producido la parada,
Adicionalmente, existen dos tipos más de arranques:
Arranque superfrío. Después de una parada programada, sin virador.El virador es una máquina encargada de hacer girar el rotor a muy bajasrevoluciones para que se enfríe de forma homogénea y con ello evitarque se deforme. En el arranque superfrío el metal de la turbina está atemperatura ambiente, y posiblemente el rotor se encuentre ligeramentecurvado, por lo que será necesario que la turbina funcione en modovirador entre 6 y 24 horas
Rearranque, inmediatamente después de un disparo, se producedespués de un disparo porque algún sensor ha dado un aviso y se hacorregido rápidamente o ha sido una falsa alarma, o se están haciendoprueba. Curiosamente, el número de arranques fallidos (arranques queno llegan a completarse) en rearranques es mas elevado que en el restode los tipos de arranque.
La diferencia fundamental está en la temperatura de la carcasa y del rotor enel momento de inicio del arranque. Debido a que la carcasa y el rotor secalientan a diferente ritmo por tener masas diferentes (la carcasa es máspesada que el rotor), lo que obliga a una subida controlada en carga. El estréstérmico y la dilatación diferencial entre la carcasa y el rotor marcan lavelocidad de esa subida de potencia. Las diferencias en tiempo son menosacusadas que en la turbinas de vapor, por ejemplo. Un arranque frío consubida de carga hasta la plena potencia puede completarse entre 30 y 45
minutos, mientras que para un arranque caliente pueden ser necesarios menosde 15.
2. Fases de un arranque
Las 5 fases en que puede dividirse el arranque de una turbina de gas son lassiguientes:
2.1 Funcionamiento en virador.
Para asegurar el reparto de pesos a lo largo del eje de rotación en caso deparada prolongada es necesario que la turbina gire en virador durante unashoras, evitando así deformaciones producidas al enfriarse de forma nohomogénea. Si tras la parada ha estado funcionando en virador, está fase yaestá realizada.
2.2 Preparación para el arranque.
Debe haber presión de gas, se debe ir metiendo gas poco a poco. El sistema de alta tensión debe estar operativo, ya que nos alimentara al
generador que en este caso actuara de motor para arrancar la turbina. El sistema de refrigeración debe estar operativo, para ir evacuando el
calor conforme lo vayamos generando y no tener que sacar mucho degolpe.
Niveles de caldera correctos, si tiene sistema de recuperación de gases,se debe revisar el sistema para ver que todo esta correcto y no nos deproblemas cuando pongamos a plena carga la turbina.
Bomba auxiliar de lubricación en marcha, temperatura correcta, paraque todo este bien lubricado y evitar posibles daños.
Ausencia de alarmas de cualquier tipo, ver que no hay ninguna alarmaque nos avise de posibles fallos, no vaya a ser que exista un problemano nos demos cuenta y a la hora de poner a plena carga el sistema nosde un fallo y tengamos que parar.
2.3 Inicio y subida hasta velocidad de barrido de gases.
El motor de arranque, que suele ser el propio generador, hace girar laturbina, empezando nosotros a meter gas y aire.
El variador controla la velocidad del motor de arranque para ir subiendode forma adecuada intentando evitar lo más rápido posible las zonaspeligrosas de vibración.
Sube lentamente la velocidad, hasta una velocidad de giro lento, nosuperior a 500 rpm. Se busca realizar un barrido de gases que pudierahaber en la turbina, para evitar explosiones. También se pretende que ladistribución de pesos a lo largo del eje de rotación sea perfecta y seeviten problemas de vibración al atravesar las velocidades críticas.
2.4 Aceleración hasta velocidad de sincronismo. Paso porvelocidades críticas.
Se ordena desde el control subir hasta velocidades de sincronismo. Interesa pasar por las velocidades críticas lo más rápido posible. La supervisión de las vibraciones durante la aceleración es fundamental,
ya que nos pueden indicar posibles problemas. El sistema también supervisa la aceleración, para asegurar que se pasa
rápidamente por las velocidades críticas. A una velocidad determinada, se activa el ignitor, y se enciende la llama
piloto. La llama piloto enciende a su vez las cámaras de combustión o
quemadores (FLAME ON). A partir de ese momento la fuerza de los gases de combustión empieza
a impulsar la turbina. Poco a poco, la fuerza que ejerce el motor va siendo menor, y la de los
gases mayores. A una velocidad determinada, el motor de arranque se desconecta. Si es
el generador, deja de actuar como motor y se prepara para actuar comogenerador.
Se alcanza la velocidad de sincronismo, empezamos a producir energíaeléctrica, en esta fase es donde más disparos se producen.
2.5 Sincronización y Subida de carga hasta la potenciaseleccionada.
· El cierre del interruptor de máquina una vez alcanzada la velocidad desincronismo suele ser muy rápido, unos minutos como mucho
· El sincronizador varía ligeramente la velocidad de la turbina.
· La subida de carga debe ser lenta, de acuerdo al tipo de arranque.
3. Problemas habituales durante los arranques
Vibraciones al atravesar las velocidades críticas. Fallo de llama (Flame Off), se nos apaga la llama. Aceleración insuficiente. Desplazamiento axial excesivo al subir carga. Temperatura excesiva de cojinetes, esta fallando la lubricación o
estamos hiendo muy rápido. Vibraciones al subir carga.
4. Consejos útiles en los arranques de turbinas de gas
1) Si se ha producido un disparo durante un arranque, no hay que arrancar denuevo hasta no tener claro qué ha provocado el disparo y haberlo solucionado.
2) Las averías no se arreglan solas, de forma mágica. Aunque es cierto que aveces son problemas “irreales” relacionados con la instrumentación, la mayoríade las veces no es así.
3) Las turbinas de gas no son caprichosas: cuando tienen un problema nointentan llamar la atención, tienen un problema de verdad.
4) Puentear sensores, anular detectores o elevar valores de consigna en elcontrol para facilitar un arranque es una mala decisión. Las averías más gravesen una turbina siempre están relacionadas con una negligencia de este tipo.
Vigilancia de Parametros
Para asegurar el correcto funcionamiento de una turbina de gas, el operador
debe vigilar una serie de parámetros de forma constante. Los parámetros a
vigilar son los siguientes:
1) Condiciones meteorológicas, las variaciones de temperatura
ambiente, humedad y presión atmosférica, que afectarán a las
prestaciones de la turbina, al modificar la densidad del aire de admisión
2) Presión de gas a la entrada/salida de la ERM. La ERM o estación
de regulacion y medida es el sistema de recepción del combustible gas.
Un aumento del consumo local en la zona puede suponer una bajada de
presión en el gasoducto de entrada.
3) Presiones de aire a la entrada y salida del compresor. Las
prestaciones de la turbina dependen enormemente de las condiciones de
entrada de aire. También dependen del estado del compresor, sobre
todo su limpieza.
4) Temperaturas de entrada/salida a las cámaras de combustión,
si las temperaturas de los gases de entrada son menores de los
habituales esto nos puede indicar que hay menos presión de la que
debería. Con la temperatura de salida se debe tener cuidado ya que
grandes temperaturas pueden deteriorar los compuestos cerámicos que
recubren la cámara de combustión, los quemadores y los álabes de la
turbina.
5) Temperatura de aceite, se debe controlar ya que si su temperatura
sube por encima de ciertos límites empezara a perder propiedades, y no
lubricara de forma correcta con los posibles daños que esto puede
provocar. Un aumento de la temperatura normal de funcionamiento del
aceite puede indicar también que algo pasa, como que puede no estar
siendo bien refrigerado.
6) Vibraciones en cojinetes, pueden ser originadas por la degradación
de los cojines debido a falta de lubricación o por desgaste debido a su
uso, se debe vigilar ya que estas vibraciones pueden ser transmitidas al
rotor lo que nos haría que el sistema también vibrase, pudiendo
provocar más daños.
7) Desplazamiento axial. En su funcionamiento normal la turbina sufre
una fuerza en la dirección axial, que haría que el rotor se moviera de su
posición y pudiera hacer que partes móviles y fijas (rotor y estátor) se
tocaran. Para evitar ese movimiento, el eje tiene un collarín que roa o
apoya sobre unos cojinetes axiales, que impiden que el rotor se
desplace. Ese cojinete se degrada con el tiempo, provocando que el
rotor se desplace en la dirección axial. El valor del desplazamiento debe
ser vigilado de forma constante
8) Temperatura en cojinetes, un aumento en la temperatura en los
cojinetes puede indicar que están mal lubricados o que existe cualquier
otro tipo de problemas.
9) Revoluciones de la turbina. La velocidad de funcionamiento es un
parámetro de vigilancia constante, ya que una turbina de generación
eléctrica está normalmente conectada a un generador síncrono, que fija
a velocidad fija. Una variación de velocidad de la turbina debe suponer
la parada inmediata
10) Potencia instantánea.
De todos estos parámetros es conveniente conservar un histórico, en el
sistema de control o en papel, para poder comprobar su evolución en caso de
problemas de cualquier tipo
Inspecciones visuales
Además de la vigilancia de parámetros, que se realiza desde la sala de control,
es necesario realizar una serie de comprobaciones visuales en la propia
turbina. Entre los puntos a inspeccionar están los siguientes:
1) Temperatura de aceite, con indicadores locales.
2) Fugas de vapor, agua o aceite.
3) Ruidos y vibraciones anormales, aunque es difícil por el ruido de la
instalación.
4) Olores anormales.
Durante las inspecciones en el recinto de la turbina hay que tener precaución
con el sistema contraincendios, ya que se trata de un sistema que desplaza el
oxígeno comburente por inundación de CO2: cuando el sistema detecta un
incendio en la sala de la turbina la inunda con CO2 para extinguirlo, pudiendo
provocar la asfixia de una persona si se encuentra dentro, por lo que al entrar
en la sala de la turbina a realizar cualquier trabajo debe desactivarse.