operaciÃ³n de centrales de ciclo combinado

OOOPPPEEERRRAAACCCIIIÓÓÓNNN DDDEEE CCCEEENNNTTTRRRAAALLLEEESSS DDDEEE CCCIIICCCLLLOOO CCCOOOMMMBBBIIINNNAAADDDOOO

SSSaaannntttiiiaaagggooo GGGaaarrrcccíííaaa GGGaaarrrrrriiidddooo (Esta monografía es un capítulo del libro OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE CENTRALES DE CICLO COMBINADO)

Colección: Monografías Serie: ENERGÍA /MEDIOAMBIENTE

© Santiago García Garrido, 2012 Reservados todos los derechos No está permitida la reproducción total o parcial de esta publicación, ni su tratamiento informático, ni la transmisión de ninguna forma o por cualquier medio, ya sea electrónico, mecánico por fotocopia, por registro u otros métodos, sin el permiso y por escrito de los titulares del Copyright. Ediciones Díaz de SantosAlbasanz, 2 28037 Madrid www.diazdesantos.com.es [email protected] ISBN 978-84-9969-221-0

Esta monografía está formada por un capítulo del libro:

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE CENTRALES DE CICLO COMBINADO Santiago García Garrido (Obra completa publicada por Ediciones Díaz de Santos). Puede ocurrir que en el texto de esta monografía se haga referencia o citen otras páginas que correspondan a otros capítulos de la obra completa, esto sería normal al haberse respetado la paginación original. Obra completa: ISBN 978-84-9969-032-2 (Libro electrónico) Obra completa: ISBN 978-84-7978-842-1 (Libro en papel)

59

3.1. OPERACIÓN FLEXIBLE

La energía eléctrica no se almacena. Aunque hay varias líneas de investi-gación en marcha para tratar de almacenar energía eléctrica en grandes canti-dades6, hoy por hoy la demanda de energía instantánea debe coincidir con la producción.

Desde un punto de vista técnico, lo ideal sería poner en marcha la planta de producción de energía, subir la carga lentamente hasta un 80-90% de la carga máxima, y mantenerla en ese punto hasta que sea necesaria una parada para realizar una revisión programada.

Sin embargo, la limitación de no poder almacenar la energía eléctrica hace que, ya que la demanda de energía es variable, la producción también lo sea, y las diferentes centrales eléctricas que forman parte de una red tengan que variar su carga para adaptarse a las necesidades de cada momento.

Las centrales térmicas convencionales y las nucleares son poco flexibles. Las primeras tienen cierto grado de regulación, pero el largo periodo de arranque que necesitan hace que aunque puedan variar su carga entre un mínimo técnico y su carga máxima, no pueden parar en los periodos en que no son necesarias. Las nucleares son aún menos flexibles: generalmente trabajan a su máxima car-ga7 de forma continua.6 Las formas que se están utilizando para almacenar energía son cuatro: en forma de energía química, en baterías, con el problema del enorme tamaño que deberían tener si se quieren almacenar grandes cantida-des; en forma de agua, en las centrales de bombeo, que bombean el agua desde la parte inferior de un pan-tano hasta la parte superior durante la noche, y turbinan el agua cuando se necesita; en forma de hidrógeno por electrolisis; y en forma de aire comprimido.7 En EE.UU, Francia y Alemania, al menos, se utilizan con cargas variables. En España, en cambio, fun-cionan a su máxima carga de forma continua.

3

Operación de centrales de ciclo combinado

60 OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE CENTRALES DE CICLO COMBINADO

Frente a ellas, las centrales térmicas de ciclo combinado tienen una mejor adaptación a las necesidades variables del mercado energético. Varían su carga con rapidez, el mínimo técnico al que es posible operar la central de forma esta-ble es bajo y el periodo de arranque y parada es corto (entre 3 y 6 horas para el arranque, y alrededor de una hora para la parada). En esas condiciones, es posible subir carga durante las horas punta, las horas de mayor demanda energética, y ba-jar carga hasta su mínimo técnico durante las horas valle, incluso parar la central diariamente durante esos periodos con bajas necesidades energéticas en la red.

3.2. OBJETIVOS CLAVE EN LA GESTIÓN DE LA OPERACIÓN

Los principales objetivos de una buena gestión en la operación de una central de ciclo combinado son tres:

— El fiel seguimiento del programa de carga de la central pactado entre el despacho de carga de la compañía y el mercado eléctrico.

— El mínimo deterioro posible al efectuar cada una de las maniobras y pro-cesos de responsabilidad del área de operaciones.

— Todo ello, realizado con el mínimo coste posible.

En cuanto al primero de esos tres objetivos, es, a corto plazo, el principal. Una vez pactado un programa de carga con el mercado, el incumplimiento resulta muy gravoso desde el punto de vista económico.

El incumplimiento puede producirse por:

— Parada no programada de la planta o bajada de carga por el fallo inespe-rado de alguna parte de la instalación. En este tipo de fallos la respon-sabilidad suele estar más en el lado del área de mantenimiento, que es quien tiene como función velar por el buen funcionamiento de la planta.

— Parada no programada o bajada de carga o desviaciones por causas técnicas imputables a operaciones. Se trata de eventos que afectan al programa de carga causados por maniobras efectuadas de forma diferente a la óptima.

— Seguimiento incorrecto del programa de carga. Se trata de pequeñas des-viaciones del programa de producción establecida por causas no técni-cas, sino más bien por el ajuste incorrecto de la consigna de potencia. Suelen producirse por un cálculo erróneo de la energía producida durante rampas de subida o de bajada de carga, falta de atención del personal de operaciones, etc.

61OPERACIÓN DE CENTRALES DE CICLO COMBINADO

En cuanto al segundo, a medio y largo plazo tiene una gran trascendencia, pues afecta a la futura disponibilidad de la central. Las diferentes maniobras y tareas bajo la responsabilidad de operaciones pueden realizarse de forma que el impacto sobre los diferentes sistemas de la planta sean mínimos, o pueden realizarse de forma poco segura para las instalaciones. Esto se puede traducir en roturas, ave-rías o eventos que se manifiesten de forma inmediata o de desgastes acelerados de la instalación. Una buena operación debe tener en cuenta cómo afecta a la planta cada acción que ejecuta operaciones, y debe diseñar la realización de estas accio-nes provocando el mínimo impacto posible. Debe tener en cuenta, por ejemplo, el estrés térmico o mecánico de cada maniobra, buscando formas eficientes de reali-zarlas con el mínimo estrés posible, cruzar con rapidez las velocidades críticas de los distintos elementos rotativos, operar correctamente los drenajes, etc.

Por último, tanto el cumplimiento del programa de carga como el mínimo im-pacto para la instalación deben realizarse con el mínimo coste posible. Como ejemplo, consideremos el proceso de arranque. Los rendimientos a bajas cargas son notablemente inferiores que a cargas superiores. Por ello, no puede demorarse el proceso a cargas bajas por causas imputables a la operación, como un mal se-guimiento del procedimiento de arranque, márgenes de seguridad excesivos, etc.

3.3. PUESTA EN MARCHA DE UNA CENTRAL DE CICLO COMBINADO

3.3.1. Descripción del proceso de arranque

El proceso de arranque suele suponer de 3 a 6 horas hasta estar totalmente completado.

Antes de poner ningún dispositivo en marcha, es conveniente realizar una se-rie de comprobaciones, para asegurar que determinados sistemas se encuentran operativos y en la situación necesaria. Estas comprobaciones son:

• Presión de gas a la entrada de la turbina, en las condiciones requeridas. • Sistema de refrigeración en funcionamiento. • Red eléctrica de transporte de energía eléctrica perfectamente operativa. • Niveles adecuados en los diversos calderines y en el tanque de agua de

alimentación. • Sistemas auxiliares del generador operativos (refrigeración, aceite de se-

llos, etc.). • Sistema de lubricación operativo. • Sistemas auxiliares de la turbina de gas operativos.


• Sistemas de seguridad (contraincendios, etc.) operativos y sin alarmas activas.

El eje de la turbina de gas, o el eje común en caso de ser una central de eje único, deben rotar a giro lento (menos de 1 rpm) durante varias horas. Esto se realiza para evitar que por efecto del peso del eje o de la temperatura éste se haya deformado, arqueándose, lo que puede producir desequilibrios y aumento de vi-braciones, o incluso, el bloqueo del propio eje.

El operador debe seleccionar el tipo de arranque deseado, que como veremos más adelante, depende de la temperatura del eje de la turbina de vapor y de las condicio-nes de presión y temperatura de la caldera y del ciclo agua-vapor, fundamentalmente. Lógicamente, hay una relación entre el tiempo transcurrido entre la parada y esas temperaturas y presiones.

El proceso de arranque propiamente dicho se inicia cuando el operador se-lecciona la opción ‘arranque’ en el sistema de control. Lo habitual en este tipo de centrales es que se disponga de un sistema de control distribuido, y que una unidad central (también llamada secuenciador) coordine las acciones que se van realizando en los diferentes sistemas durante el arranque. Teóricamente, sin más intervención manual que la de selección de la opción ‘arranque’ las modernas centrales de ciclo combinado deberían completar todo el proceso. Pero la expe-riencia demuestra que la intervención manual del operador de la central acelera el proceso, resuelve problemas que van surgiendo sobre la marcha y hace que el número de ‘arranques fallidos’ descienda.

En una primera etapa, como hemos dicho, el sistema comprobará que se dan todas las condiciones necesarias para el arranque. Una vez comprobadas, se ini-cia la aceleración de la turbina de gas. El generador funciona en esta fase como motor, que se alimenta de la propia red eléctrica. Para conseguir un arranque suave, se utiliza un variador de frecuencia, que va controlando la velocidad del generador en cada momento de forma muy precisa.

Se hace en primer lugar un barrido de gases, para asegurar que no hay ninguna bolsa de gas en el interior de la turbina. La turbina gira durante este barrido a unas 500 r.p.m. durante 5-10 minutos. Una vez acabado el barrido, la turbina va aumen-tando su velocidad. Atraviesa varias velocidades críticas, en las que el nivel de vibraciones en los cojinetes aumenta considerablemente. En esas velocidades crí-ticas el gradiente de aceleración se aumenta para reducir el tiempo de estancia.

A una velocidad determinada (generalmente por encima del 50% de la veloci-dad nominal, que es de 3.000 r.p.m. para Europa y Asia, y 3.600 para América), comienza a entrar gas a los quemadores y una bujía o ignitor hace que comience la ignición en cada uno de los quemadores. La cámara de combustión está equipada con varios detectores de llama, y si no se detecta ignición pasados algunos segun-


dos, se abortará la maniobra de arranque, y será necesario hacer un barrido de gases y comenzar de nuevo. Para estos ignitores se suele utilizar un combustible con un poder calorífico superior al del gas natural (propano, por ejemplo).

Si los quemadores se encienden correctamente, los gases provocados por la combustión del gas natural empezarán a empujar los álabes de la turbina. A medida que se va ganando en velocidad, el generador empuja menos y los gases de escape cada vez más, y a una velocidad determinada (unas 2.500 r.p.m.) el generador, que hasta ahora actúa como motor, se desconectará y la combustión será la única responsable de la impulsión de la turbina.

Cuando se alcanzan las 3.000 r.p.m. (o 3.600 en América), entra en funciona-miento el sincronizador, que automáticamente regulará frecuencia, tensión y des-fase de la curva de tensión del generador y de la red eléctrica. Cuando las curvas de tensión del generador y la red coinciden plenamente se cierra el interruptor del generador y la energía eléctrica generada se exporta a la red a través del transfor-mador principal.

Con la turbina de gas en marcha, la caldera empieza a recibir gases de escape calientes, generalmente a más de 600 ºC, y comienza a calentarse el agua con-tenida en los haces tubulares de la caldera. Se comienzan a cerrar venteos de caldera, y a los pocos minutos ya se empieza a formar vapor, con lo que la presión comienza a subir rápidamente.

Cuando se alcanza la presión adecuada, se comienza la operación en by-pass, esto es, el vapor generado se deriva hacia el condensador directamente, sin pasar por la turbina de vapor. La razón es que el valor de conductividad del vapor no es el adecuado, y los diversos contaminantes que contiene, sobre todo sílice, hierro, sodio y cobre, pueden dañar los álabes de la turbina de vapor. Se purga gran canti-dad de agua de la caldera, y se sustituye por agua de refresco, de menor conducti-vidad, proveniente de la planta de producción de agua desmineralizada.

Cuando se alcanza el valor de conductividad conveniente se comienza a ha-cer girar la turbina de vapor. Poco a poco va aumentando de velocidad, y cuando se llega a 3.000 r.p.m., su generador sincroniza con la red, aportando más ener-gía eléctrica (aproximadamente un 50% de lo que aporte la turbina de gas). En las centrales de eje único, en las que la turbina de gas y la de vapor están unidas a un único generador, cuando se alcance la velocidad nominal se conectarán mecánicamente el eje del generador y el de la turbina de vapor, generalmente por medio de un embrague.

Se comienza entonces a subir carga, y se hace de forma lenta, para minimizar los efectos del estrés térmico. Cuando la planta alcance la carga deseada, que puede ser el mínimo técnico, la plena carga o cualquier otra entre estas dos, el proceso de arranque habrá finalizado.


Por tanto, podemos desglosar el tiempo empleado en el arranque como apa-rece en la Figura 3.1.

Tiempo

Potencia

T2

T1

T3

T4

T5

Figura 3.1. Rampa o curva de arranque.

T1: Desde el inicio del arranque hasta la sincronización.

T2: Tiempo de espera hasta que los by-pass están presurizados y perfectamente

operativos.T

3: Tiempo necesario para conseguir la calidad de vapor adecuada.

T4: Tiempo necesario para acelerar y acoplar la turbina de vapor.

T5: Tiempo necesario para subir carga desde la carga mínima con turbina de

vapor hasta la carga deseada.

3.3.2. Tipos de arranque

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


Los factores que diferencian los diferentes tipos de arranque son los si-guientes:

— Temperatura de los elementos internos de la turbina de vapor. Se suele tomar como referencia el eje del rotor de la turbina. Es con diferencia el factor que más marca la duración del arranque. Lógicamente, cuanto más fría esté esta turbina, el arranque será más lento. Afecta fundamentalmente a T

4 (tiempo necesario para acelerar y acoplar la turbina de vapor).

— Conductividad y pH del agua contenida en los calderines. Cuanto más se aparten estos valores de los limites máximos, más tiempo se necesitará para completar el proceso. Afecta fundamentalmente a T

3 (tiempo nece-

sario para conseguir la calidad de vapor adecuada).

— Condiciones de presión y temperatura de caldera. Cuanto menores tem-peraturas y presiones, más largos serán T

2 y T

3 (tiempos necesarios para

conseguir las condiciones de presión en el circuito y de calidad en el vapor).

— Temperatura de los elementos internos de la turbina de gas, sobre todo cámaras de combustión y álabes. Afectará sobre todo a T

1 (tiempo hasta

la sincronización).

Aunque en la práctica se demuestra que hay muchos más tipos de arranque, generalmente se reconocen cinco tipos: rearranque, arranque caliente, arranque templado, arranque frío y arranque superfrío.

Arranques superfríos

Las condiciones de un arranque superfrío son las siguientes:

— Caldera despresurizada y fría, en todos sus puntos (a temperatura am-biente).

— Es necesario aportar una gran cantidad de agua ‘fresca’ para conseguir alcanzar el nivel de arranque.

— Eje de la turbina de vapor a temperatura ambiente.

— Internos de la turbina de gas a temperatura ambiente.

A estas condiciones suele llegarse después de largos tiempos de parada, como los correspondientes a una gran revisión. Este tiempo es generalmente superior a dos


semanas. Los arranques superfríos son los que más tiempo requieren para completar el proceso, fundamentalmente por:

— Alto T1. La turbina de gas estará muy fría, los gradientes de subida de

temperatura serán bajos para que se produzca un calentamiento uniforme y gradual en las cámaras de combustión y en los elementos internos en la caldera.

— Sin influencia en T2. La potencia de espera a que los by-pass estén opera-

tivos será igual a la de los demás arranques.

— Alto T3. Después de una parada larga y dependiendo del tipo de conser-

vación de la caldera, se introducirá una gran cantidad de agua “nueva” a la caldera, la cual traerá mucho oxígeno disuelto y a la que habrá que dosificar grandes cantidades de sustancias para regular el pH. Esto im-plica una alta conductividad que habrá que ir reduciendo lentamente.

— Alto T4 al estar la turbina de vapor fría, esta se deberá ir calentando de

una manera uniforme y gradual para evitar estrés térmico y mecánico en sus diferentes elementos.

— Alto T5. La velocidad de este proceso está limitada por el estrés térmico

de la turbina de vapor.

Arranques fríos

Las condiciones que tiene la central justo antes del arranque son parecidas a las de arranque superfrío, con la diferencia de que la turbina de vapor no se en-cuentra a temperatura ambiente, sino a una temperatura superior (entre 25-50% de la temperatura en funcionamiento normal.

Por tanto, las condiciones presentes en el momento del arranque pueden re-sumirse así:

— Caldera despresurizada y fría.

— Necesario aportar una gran cantidad de agua ‘fresca’ para conseguir al-canzar el nivel de arranque.

— Eje de la turbina de vapor a temperatura superior a la ambiental.

— Internos de la turbina de gas a temperatura superior a la ambiental.


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

— Alto T1.

— Sin influencia en T2.

— Alto T3.

— T4 medio, al tener cierta temperatura la turbina de vapor.

— T5 medio, por la misma razón.

Arranques templados

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

— Caldera con poco presión, y templada

— No es necesario aportar una gran cantidad de agua para conseguir alcan-zar el nivel de arranque

— Eje de la turbina de vapor a temperatura superior al 50% de su tempera-tura nominal

— Internos de la turbina de gas a temperatura superior al 50% de su tempe-ratura nominal.

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

— T1 medio.



— T3

medio. Hasta conseguir el valor de conductividad adecuado no se tardará mucho tiempo, aunque habrá que esperar, pues se habrá tenido que adicionar algo de agua desmineralizada.


— T4 medio. La rampa de subida no estará tan condicionada por el estrés de

la turbina de vapor como en los arranques fríos.

— T5 medio, por las mismas razones que en la fase anterior.

Arranques calientes

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

— T1 bajo.



— T3 medio,

, hasta conseguir el valor de conductividad adecuado, pues aun-

que no se haya adicionado agua puede haber entrado aire en el sistema (sobre todo por el condensador, al perder el vacío).

— T4 medio. La rampa de subida estará poco condicionada por el estrés de

la turbina de vapor.

— T5 medio, por las mismas razones que en la fase anterior.

Rearranques

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

— Caldera con presión y temperatura en todos sus puntos.

— No es necesario aportar agua.

— Eje de la turbina de vapor prácticamente a temperatura de trabajo.

— Internos de la turbina de gas a alta temperatura.

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

— Pequeño T1. Al estar calientes las cámaras de combustión y los álabes

se podrá subir la temperatura de manera más rápida.


— Pequeño T2. Al tener los calderines presurizados los by-pass tendrán un

tiempo de preparación escaso, incluso nulo.

— Pequeño T3. La calidad del agua y del vapor pueden ser óptimas en el

momento del arranque.

— Pequeño T4 y T

5. Al estar la turbina de vapor caliente no habrá que espe-

rar a que baje su estrés tanto para la aceleración como para la subida de carga.

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

3.3.3. Problemas habituales en los arranques

Durante el proceso de arranque pueden presentarse algunos problemas que hagan abortar el proceso. Si esto sucede, normalmente se estudia la causa que ha provocado el arranque fallido, se corrige el problema y se realiza un nuevo intento.

Los problemas habituales son los siguientes:

• Fallos en el variador que controla el generador.

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

• Vibraciones.

Hemos visto que durante el arranque la turbina atraviesa varias velocidades críticas. La velocidad crítica de un eje es la velocidad de giro a la cual se produ-cen las mayores deformaciones del eje, o lo que es lo mismo, las mayores vibra-ciones en los apoyos. La velocidad crítica tiene mucho que ver con la frecuencia natural, pero no son lo mismo, aunque en muchos casos la diferencia es peque-ña. La frecuencia natural tiene que ver con las vibraciones que se producen en el eje sin girar. En la velocidad crítica intervienen otros factores (como el efecto giroscópico), que no se presentan en las vibraciones de eje que no gira, y que hacen que su valor pueda ser muy diferente al de la frecuencia natural.


En cada una de estas velocidades críticas, como hemos visto, el nivel de vi-braciones en los cojinetes de apoyo de la turbina de gas aumenta considerable-mente. Si la turbina tiene algún problema, al atravesar las velocidades críticas el nivel de vibraciones estará por encima del punto de disparo de la turbina, y el arranque se abortará por seguridad.

Un alto nivel de vibraciones suele estar provocado principalmente por:

— Desequilibrio en el rotor. Los pesos no están perfectamente compensa-dos. Se soluciona redistribuyendo los elementos situados a lo largo del eje (álabes) y añadiendo unas pesas adicionales para compensar las di-ferencias. La masa de estas pesas adicionales y su posición deben estar definidas con gran precisión.

— Defectos en el eje. Son mucho más difíciles de solucionar. Se trata de fallos provocados durante la fabricación del eje, no tanto del mecanizado del eje como del propio material.

— Defectos en los cojinetes de apoyo. Si la superficie de alguno de los cojine-tes en los que apoya el eje de la turbina tiene irregularidades, o su anclaje en la bancada no es firme, estos fallos se revelarán como un aumento de vibraciones. La solución en este caso es sustituir los cojinetes.

— Mal alineamiento del eje con el generador. El generador y la turbina suelen estar unidos por medio de un acoplamiento. Este acoplamiento admite cierta desalineación, pero si se supera esta tolerancia, el nivel de vibraciones aumentará.

— Fallo en la instrumentación que controla las vibraciones. Un alto nivel de vibraciones puede no corresponderse con una situación real, sino con un fallo de medida. Además de calibrar periódicamente todas las sondas de vibraciones, es conveniente disponer de un equipo externo capaz hacer una medida con independencia del equipo instalado en la turbina.

Al ser las vibraciones durante un arranque mayores que las que se dan en una operación normal, muchas turbinas disponen de una función que eleva el máximo nivel permitido de vibraciones durante los procesos de arranque. Esta función suele desactivarse automáticamente al alcanzarse las 3.000 r.p.m.

• Fallo de llama.

Cuando el gas comienza a entrar en los quemadores de la turbina, se dispone de un tiempo muy corto para que los detectores de llama capten que efectiva-mente hay combustión en los quemadores. Si transcurridos unos segundos algu-


no de los detectores no ‘ve’ la llama en uno o varios quemadores, el proceso de arranque se detendrá.

• Problemas con los by-pass.

Hasta que la turbina de vapor está preparada, todo el vapor generado por la caldera debe derivarse a través de las válvulas de by-pass hacia el condensador. Si surge cualquier problema con estos by-pass, la presión en los calderines y en los circuitos empezará a aumentar, y esto provocará finalmente que el arranque tenga que ser abortado.

• Fallos por medidas erróneas de la instrumentación.

Toda la planta está muy protegida para que no pueda haber ningún fallo que provoque daños en las instalaciones o riesgos para la seguridad de las personas.

Pero todas esas protecciones pueden fallar, enviando medidas erróneas que provoquen un arranque fallido o un disparo de la planta, si el proceso de arranque ha finalizado. Las señales erróneas pueden ser de todo tipo: medidas eléctricas, protecciones del transformador principal, protecciones del gene-rador, mediciones de temperatura o presión en la turbina de gas, posición de válvulas, mediciones de presión, temperatura, nivel o caudal en la caldera o en ciclo agua-vapor, mediciones incorrectas de presión y temperatura en el circuito de refrigeración, señales falsas de los detectores de gas o de incendios, etc.

3.4. VARIACIONES DE CARGA

3.4.1. Carga base o máxima carga

La carga base o máxima carga es la máxima potencia que puede alcanzar la central en un momento determinado.

Esta carga máxima está determinada no sólo por el diseño de la máquina, sino también por las condiciones ambientales. Así, la temperatura, la presión atmosférica y la humedad determinan la potencia máxima que puede alcanzar una central de ciclo combinado. Esos tres parámetros influyen en la densidad del aire de entrada al compresor de la turbina de gas, de manera que a mayor cantidad de aire que logremos introducir mayor potencia obtendremos de la turbina. Una disminución de temperatura, un aumento de la presión atmosférica o un aumento de la humedad ambiental suponen mayor densidad de aire, y por tanto, mayor potencia. Un aumento de temperatura, una disminución de presión


o de humedad ambiental supondrán, por consiguiente, una disminución de la potencia máxima.

Las centrales de ciclo combinado suelen estar optimizadas para el funciona-miento a carga base. En ese punto, el consumo de combustible por kw-h produ-cido suele ser mínimo. La principal razón es que la producción de vapor a partir de los gases de escape suele estar calculada para el funcionamiento a máxima carga, de manera que tanto la caldera como el ciclo agua-vapor y como la turbi-na de vapor tienen su máximo rendimiento con el caudal de gases que propor-ciona la turbina de gas a plena carga. Otra importante razón es que la cámara de combustión y los quemadores de la turbina de gas están calculados y ajustados para su funcionamiento óptimo a carga base.

3.4.2. Mínimo técnico

Podríamos definir el mínimo técnico como la carga más baja a la que es posi-ble operar una central de forma estable. Dicho de otra forma, es la menor carga a la que podemos situar una central de forma que pudiera estar funcionando en ese punto de forma indefinida.

Lo que determina el mínimo técnico al que puede funcionar una central de ciclo combinado es el ciclo agua-vapor. Podemos bajar carga progresivamente, estabilizando la situación para comprobar que se puede mantener indefinida-mente ese nivel de carga, pero hay un punto por debajo del cual el ciclo se desestabiliza, bien por acumulación de calor en algún punto del ciclo o bien por pérdida de nivel de agua en algún otro. La determinación de ese punto crítico por debajo del cual no es posible mantener la carga de la central de forma estable suele hacerse de forma empírica, por el método prueba-error. Se fija una potencia, y se mantiene durante un tiempo. Si el ciclo agua-vapor es estable y es posible mantenerlo en un punto determinado durante 1-2 horas, se baja la carga y se prueba de nuevo. Normalmente este mínimo técnico está situado entre el 25 y el 50% de la carga máxima.

Un problema que plantea el funcionamiento a mínimo técnico es la disminu-ción del rendimiento. Trabajando a esta carga es necesario consumir más combus-tible por cada kw-h neto generado. Las razones son fundamentalmente dos. Por un lado, el consumo de elementos auxiliares (motores, bombas, ventiladores, etc.) es casi constante, independientemente de la energía que se esté generando, por lo que a bajas cargas el consumo de auxiliares es proporcialmente mayor. Por otro, los procesos de combustión y el ciclo agua-vapor están calculados para obtener su máximo rendimiento a plena potencia, por lo que al desviarse de esas condiciones óptimas el consumo de combustible aumenta.


3.4.3. Variaciones de carga

Una ventaja indudable de operar la central a plena carga es la desaparición de fuerzas cíclicas responsables de la fatiga de materiales. Por desgracia, no es habitual en este tipo de centrales operarlas de forma continua a plena carga, sino que sufren constantemente variaciones en su potencia para ajustarse al progra-ma de carga negociado con los responsables de la red eléctrica del país.

Las variaciones de carga en una central de ciclo combinado común, son cons-tantes: cada hora se modifica la carga en varias ocasiones, lo que produce varia-ciones en las temperaturas de los gases de escape de la turbina de gas (de hasta un 3%) y en las cámaras de combustión. Por tanto, se producen tensiones cícli-cas provocadas por las dilataciones y contracciones de los metales a diferentes temperaturas, que afectan negativamente a la vida de las partes metálicas (fatiga de materiales).

No obstante, es impensable operar una central de ciclo combinado a un régi-men de carga estable. Aunque técnicamente sea lo idóneo, sería económicamen-te ruinoso. Por ello, estas centrales deben estar diseñadas para soportar estos constantes cambios de carga.

Una forma de limitar los efectos de las tensiones cíclicas, es diseñar la turbi-na de gas de forma que mantenga constantes determinadas temperaturas (sobre todo las temperaturas de las cámaras de combustión y las temperaturas de los gases de escape) a las diferentes cargas, con pocas variaciones. La regulación en estos casos suele hacerse limitando la entrada de aire al compresor de la turbina de gas a los quemadores, pero manteniendo constantes las temperaturas de combustión. Esta configuración es habitual en turbinas de gran potencia (a partir de 200 Mw). Las turbinas de gas de pequeña potencia regulan la fuerza sobre el generador variando la temperatura de combustión, lo que las hace más vulnerables a los constantes cambios de carga.

Dado el grado de automatización de una central actual, para el operador de la central es muy sencillo variar la carga: tan sólo debe introducir el valor de potencia deseado, y el sistema de control de la central se encargará de realizar todas las maniobras necesarias (en la admisión de gas y en la admisión de aire funda-mentalmente) para alcanzar esa consigna. Las pequeñas variaciones de carga no requieren grandes atenciones. Incluso es habitual que se realicen desde el exte-rior de la central, desde un despacho de carga centralizado que puede gobernar varias centrales.

Los cambios significativos de carga requieren mucha más atención, pues al afectar al caudal de los gases de escape provocan variaciones de temperatura, presión y niveles de agua en la caldera y en el ciclo agua-vapor. El operador debe estar muy atento durante las transiciones de carga a estos parámetros, por


si fuera necesaria una intervención manual para solucionar cualquier situación anómala. No es aconsejable, por esta razón, que las variaciones significativas de carga se realicen de forma remota.

3.5. RÉGIMEN DE OPERACIÓN

El mercado eléctrico, con sus aumentos y disminuciones de demanda y con sus variaciones de precios es el que marca el régimen de funcionamiento de una central de ciclo combinado, como hemos visto. La situación de este mercado dibuja varios escenarios de funcionamiento posibles, que son los que vamos a analizar a continuación. Estos escenarios pueden ser estables en el tiempo, pueden tener un carácter estacional (en cada estación del año puede variar) o pueden ser incluso completamente impredecibles. Los regímenes de funciona-miento que podemos considerar son los siguientes:

• Arranques y paradas diarias.

• Arranques y paradas semanales.

• Funcionamiento continuo.

3.5.1. Arranques y paradas diarias

En este régimen de funcionamiento, el equipo se mantiene en marcha durante las horas punta, y se para durante las horas de menor demanda. Normalmente, significará que el equipo se arranca en la madrugada, y se para durante la noche.

Este modo de funcionamiento es habitual cuando los precios son bajos. Sólo en algunos momentos del día los precios superan los costes, y además, se man-tienen muy bajos durante los periodos valle, con lo que la pérdida económica asociada a mantener la máquina en funcionamiento es inasumible.

Es un modo de funcionamiento delicado, pues determinadas partes de la planta sufren un desgaste acelerado:

— Turbina de gas. La planta opera más tiempo con gas frío, por lo que aumenta el riesgo de condensación de agua por gas frío. Se produce un estrés térmico en rotor, carcasa, aislamiento interno y cámaras de combustión. Como los arranques y paradas son continuas, las fuerzas cíclicas aceleran la fatiga de materiales. Otros efectos negativos son que: puede llegar a necesitarse más personal y que el rendimiento de la


planta disminuye, por el alto consumo de combustible en los arranques. El aumento de vibraciones en los arranques afecta a la fatiga de ma-teriales, y afecta a las conexiones más débiles con elementos externos (tubing, instrumentos, etc.).

— Turbina de vapor. Estrés térmico en rotor, carcasa y álabes. Los ele-mentos internos de la turbina de vapor se ven expuestos a niveles más altos de sílice y O

2 durante más tiempo.

— Generador/es. Los extremos del eje del rotor sufren más tensiones cícli-cas, al igual que los acoplamientos con las turbinas. La fatiga disminuirá la vida de estos elementos.

— Caldera y ciclo agua-vapor. Si se tiene la precaución de ‘embotellar’ la caldera (mantenerla presurizada), el estrés al que se somete es mucho menor. No obstante, el estrés térmico en haces tubulares interiores es notable. Las válvulas se ven sometidas a presiones diferenciales, por lo que aumenta el número de averías en válvulas (sobre todo motorizadas). La capa de magnetita se debilita, por lo que pueden presentarse antes problemas de corrosión, con el consiguiente aumento de roturas de tu-bos. La caldera se expone a niveles mayores de O

2, CO

2 y de otros con-

taminantes. Aumenta el consumo de reactivos. Las tuberías, en general, se someten a un alto estrés térmico, y a fuerzas cíclicas de expansión y compresión que afectan a su vida. Normalmente, los puntos más débi-les de la instalación producirán fallos al poco tiempo de iniciarse esta forma de operación.

— Circuito de refrigeración. Hay un mayor número de arranques en bom-bas y ventiladores, con la disminución consiguiente de vida útil de estos elementos (sobre todo ejes, rodetes, rodamientos, cojinetes).

— Estación de gas. Estrés térmico en tuberías. Mayor número de arran-ques del compresor de gas, con el desgaste adicional de cojinetes. Mayor número de arranques en calderas auxiliares de precalentamiento, y por tanto, aumento del estrés térmico y de la fatiga de materiales.

3.5.2. Arranques y paradas semanales

En este modo de funcionamiento la planta se arranca el primer día hábil de la semana (lunes) a primera hora, y se mantiene en marcha hasta el viernes o el sábado. Durante el día, además, se mantiene a cargas altas, y durante la noche, al mínimo técnico.


Esta situación es propia de escenarios de precios que, de media, superan lige-ramente el precio de coste del kw-h. Así, durante los periodos punta el beneficio que se obtiene es interesante, y por ello, la central se mantiene a cargas altas. Durante la noche, los precios suelen estar rozando el umbral de rentabilidad, pero el coste de un arranque es mayor que la pérdida por mantener en marcha la planta a precios por kw-h inferiores al coste.

Este modo de funcionamiento supone unos 50 arranques al año, que es una cantidad perfectamente asumible.

La parte de la instalación que más sufre con este régimen es la caldera. Aun-que se ‘embotelle’, en un fin de semana ésta acaba perdiendo su presión y su temperatura, por lo que sufre cierto estrés térmico. Las válvulas son los ele-mentos que más sufren, sobre todo las motorizadas, que necesitan de constantes intervenciones para corregir fugas y funcionamientos anormales. Las válvulas afectadas suelen ser drenajes, válvulas de control de nivel, válvulas de llenado de calderines, etc.

3.5.3. Funcionamiento continuo

Es el modo de funcionamiento con el que la planta sufre menor estrés. Las temperaturas y presiones se mantienen más o menos constantes, y por ello, las fuerzas cíclicas responsables de la fatiga de materiales no aparecen.

Los problemas suelen estar relacionados con el desgaste, la erosión, la abra-sión y la corrosión. Es una degradación de la planta distinta a la que se produce por arranques y paradas (más relacionada con el estrés). Casi todas las com-pañías que diseñan y construyen plantas de ciclo combinado establecen para cuantificar la vida de la planta y el momento de las revisiones programadas, el concepto de ‘hora equivalente de funcionamiento’, con dos conceptos a consi-derar para su cálculo:

— Las horas de operación reales de la planta.

— El número de arranques y disparos.

Algunas compañías suman estos dos conceptos, aplicando diversas fórmu-las matemáticas para realizar esta suma, considerando el diferente peso que tienen. Por ejemplo, consideran que un arranque equivale a 100 horas de fun-cionamiento, o un disparo a plena carga a 4008. De esta forma, el número de horas equivalentes de funcionamiento sería la suma de las horas reales, más el 8 Esta cuantificación debe ser entendida como un simple ejemplo.


número de arranques multiplicado por cien, más el número de disparos mul-tiplicado por 400:

Horas equivalentes = horas de funcionamiento + arranques x 100 + disparos x 400

Lo cierto es que el desgaste producido por el funcionamiento continuo y por los arranques y paradas es diferente, y difícilmente ‘sumables’. Se trata, pues, de una simplificación que permite manejar el desgaste de la planta y fijar el mo-mento de las previsiones programadas con cierta facilidad. Pero no refleja una situación real, pues, como hemos dicho, los desgastes son muy distintos y los problemas derivados de un número de arranques alto o un número de horas de operación altas apenas guardan relación entre sí.

3.6. PARADA DE LA CENTRAL

3.6.1. Paradas programadas

El proceso de parada de una planta de ciclo combinado tiene lugar en siete etapas:

— Etapa 1: Bajada a mínimo técnico. Desde la potencia que tenga la central en el momento en que empieza el proceso, se baja hasta el mínimo téc-nico, es decir, la potencia mínima a que puede situarse la planta mante-niendo estables sus parámetros.

— Etapa 2: Descarga de la turbina de vapor. En esta fase los elementos principales son los by-pass, que tienen que derivar el flujo de vapor hasta el condensador sin pasar por la turbina de gas. Cuando esta derivación es total y ya no pasa vapor a través de la turbina comenzará la siguiente fase.

— Etapa 3: Desacople de la turbina de vapor. Si la planta es de eje único, en esta fase la turbina se desacoplará del eje a través del embrague. Si la planta es de eje múltiple, cuando las válvulas de admisión de vapor estén totalmente cerradas la turbina de vapor se desacoplará de la red.

— Etapa 4: Reducción progresiva de la entrada de gas y aire a la turbina de gas, hasta el mínimo de funcionamiento de ésta.

— Etapa 5: Una vez alcanzado ese mínimo, se cierran totalmente las válvu-las de gas, la turbina de gas se desacopla de la red, y se comienza a pur-gar aire para garantizar que no quede gas en ningún punto de la turbina.


— Etapa 6: Parada por inercia de la turbina de gas, desde 3.000 rpm hasta 0.

— Etapa 7: Puesta en marcha del virador, para garantizar un giro mínimo del eje de la turbina que evite deformaciones en el eje.

En una parada controlada el desgaste adicional que sufre la central es muy reducido, pues el estrés térmico y mecánico de los elementos rotativos está muy controlado, y el estrés térmico de la caldera y ciclo agua-vapor se puede minimizar.

3.6.2. Paradas de emergencia

El proceso de parada en una parada de emergencia es el mismo, pero mucho más rápido, por lo que el estrés térmico y mecánico ahora sí son muy pronun-ciados. El primer efecto de una orden de parada de emergencia inmediata es el cierre de las válvulas de admisión de gas. A partir de ahí, el resto de las fases se suceden muy deprisa.

Se pueden producir paradas de emergencia en una central (también llamados disparos) debido a una serie muy amplia de razones, pero las más habituales son las siguientes:

— Fallos en la alimentación del combustible.

— Fallo en la red (black out).

— Fallos eléctricos de sistemas propios de la central, como:

• Interruptor de máquina.

• Transformador principal.

• Protección del generador.

— Sistemas de instrumentación y/o control de la turbina de gas.

— Fallos en caldera (altas temperaturas, bajo caudal, pérdida de nivel, fa-llos en la instrumentación).

— Fallos en el ciclo agua-vapor (pérdidas de vacío en el condensador por fugas o fallos en la refrigeración, funcionamiento anómalo de by-pass, fallos en la instrumentación.

Los sistemas más afectados por una parada de emergencia son la caldera y el ciclo agua-vapor. Las presiones bajan bruscamente, el ciclo se desequilibra, se producen alteraciones en los niveles de calderines, y las atemperaciones se


descontrolan. En esas condiciones el estrés térmico al que se someten caldera y ciclo agua-vapor es muy alto.

Las turbinas de vapor y de gas también sufren un estrés térmico y mecánico muy importante. El eje de la caldera, al no tener un enfriamiento gradual, se desequilibra, lo que complica el arranque posterior, que suele detectar altas vi-braciones.

Los precalentadores de gas en la ERM también sufren cierto shock térmico, por lo que el control de éstos se ve afectado. El resto de los sistemas no se ven afectados significativamente.

3.6.3. Paradas prolongadas y precauciones a tener en cuenta

Cuando la parada va a ser prolongada, es conveniente adoptar las siguientes medidas:

— Estación de gas: debe dejarse presurizada con gas. Sólo en el caso de realizarse trabajos en esta zona debe inertizarse con N

2.

— Sistema de refrigeración: deben mantenerse el pH, el nivel de biocida y seguirse las instrucciones para la conservación de la torre o de los aero-condensadores, en su caso.

— Referente a la caldera, existen dos tipos de conservación: húmeda y seca. La conservación húmeda consiste en el llenado de la caldera al máximo posible con agua a la que se añade suficiente cantidad de amoniaco e hidrazina. Una vez llena, se presuriza con N

2, hasta que la presión sea

superior a la atmosférica. Si se opta por la conservación seca, se vacía completamente la caldera y se presuriza con N

2 a una presión superior

a la atmosférica. También se añaden sacos de un desecante (lo habitual suele ser silica-gel)

— En la turbina de vapor se suele colocar desecante en su interior, y se man-tiene girando a velocidad muy baja (menos de 1 r.p.m.) hasta el arranque. Si hay que detener el sistema virador por que sea necesario realizar tra-bajos de mantenimiento en ella, antes de la puesta en marcha deberá estar unas horas girando a bajas revoluciones para reequilibrar el eje.

— La turbina de gas se debe mantener girando a bajas revoluciones. Debido a la longitud del eje de las turbinas de gas, es normal que se disponga de dispositivos de giro para evitar deformaciones. El eje de una turbina de gas se puede deformar arqueándose hacia arriba por efecto del calor cuan-do el eje está caliente, o hacia abajo, por el efecto del peso, cuando el


eje está frío. Estas deformaciones pueden provocar vibraciones durante el arranque o incluso el bloqueo del rotor, al rozar los álabes fijos con los móviles. Si no se puede mantener girando, habrá que prever que la turbina, antes del arranque, debe estar unas horas en modo virador, para equilibrar su peso a lo largo del eje.

Colección: MonografíasSerie: ENERGÍA / MEDIOAMBIENTE

Otros títulos publicados:

- Calidad: auditorías de gestión de centrales de C.C.- Control químico de aguas de caldera y de refrigeración en centrales de C.C.- El impacto medioambiental de las centrales de ciclo combinado- El hidrógeno y las pilas de combustible- El modelo energético español- Fundamentos técnicos de los ciclos combinados- Impactos ambientales y energía- La combustión. Factores endógenos y exógenos- La gasificación- La pirólisis- La recuperación de la energía- La vivienda y el confort- Los contaminantes y la destrucción térmica - Los recursos humanos en una central de ciclo combinado- Los residuos como combustibles- Mantenimiento programado en centrales de ciclo combinado- Nuevas tecnologías para el tratamiento y conversión energética de residuos- Prevención de riesgos laborales en centrales de ciclo combinado- Procesos biológicos: la digestión anaerobia y el compostaje- Sistemas de tratamiento térmico. Procesos a alta temperatura: la vitrificación y el plasma térmico- Sistemas de tratamiento térmico: procesos a baja temperatura, secado- Sistemas de tratamiento térmico: la incineración- Tratamiento térmico de gases- Tratamiento y acondicionamiento de gases

ISBN 978-84-9969-221-0

operaciÃ³n de centrales de ciclo combinado

Documents