COGENERACIÓN INDUSTRIAL. DISEÑO Y CONTROL DE UNA CALDERA DE RECUPERACIÓN DE CALOR CON UNA PRODUCCIÓN DE VAPOR DE 300 T/h.

Transcripción

1 COGENERACIÓN INDUSTRIAL. DISEÑO Y CONTROL DE UNA CALDERA DE RECUPERACIÓN DE CALOR CON UNA PRODUCCIÓN DE VAPOR DE 300 T/h. TITULACIÓ: Enginyeria en Automàtica i Electrònica Industrial AUTOR: Xavier Cuadras Tomàs DIRECTOR: Lluís Massagués Vidal DATA: 05/2012

2 ÍNDICE GENERAL 1 Memoria descriptiva Memoria de cálculo Valoración económica Bibliografía Planos Anexos

3 Índice de la memoria descriptiva 1 Memoria descriptiva Introducción Objeto del Proyecto Ubicación del proyecto Sistemas de cogeneración de energía eléctrica El principio de la cogeneración Emisiones e impacto El ciclo combinado Funcionamiento básico del ciclo combinado Elementos comunes de una planta de cogeneración: Fuente de Energía Primaria Turbinas de Gas Calderas de Recuperación (HRSG) Turbinas de Vapor Configuraciones básicas empleadas en un ciclo combinado x1 Monoeje con embrague x1 Monoeje sin embrague x1 Multieje Configuración 2x Seguridad y medio ambiente

4 1 Memoria descriptiva 1.1 Introducción La cogeneración industrial consiste en la producción simultánea de electricidad y calor, éste último utilizado para fines industriales. La cogeneración nace debido a la necesidad de aumentar la eficiencia de los procesos energéticos ante una demanda creciente de energía y con la intención de disminuir los agentes contaminantes por unidad de energía producida. El principio de cogeneración también se engloba en el concepto de desarrollo sostenible, al considerarse que aumenta la eficiencia energética de la instalación y reduce las emisiones. El aprovechamiento del calor residual en centrales térmicas, no es un concepto nuevo, empieza a finales del siglo XIX. En las primeras décadas del siglo XX las altas demandas de electricidad junto al escaso desarrollo de las redes de distribución fomentaron la generación mediante cogeneración y provocaron un aumento de la producción eléctrica con las infraestructuras existentes. Sin embargo, el aumento de demanda de electricidad, mejoró los ciclos de producción, aumentando la producción en detrimento de la eficiencia energética. En la crisis del petróleo en 1973, se fomentó la diversificación de las fuentes de energía, continuó el aumento del consumo energético y si bien la dependencia de los combustibles fósiles se mantiene, se empezaron a crear mecanismos que permitiesen la mejora del rendimiento energético. Para ello, se pensó en la generación conjunta, tanto del calor (y del frío en la trigeneración) como de la electricidad necesaria para el funcionamiento de los sistemas asociados a la producción. La posibilidad de que no toda la producción eléctrica fuese utilizada por la planta, sino que una parte excedente pudiese ser utilizada para ser vendida en el sistema eléctrico hizo que la cogeneración se convirtiese en un proyecto económico mucho más ambicioso. Durante los últimos años, se ha invertido en la construcción de nuevas plantas. La tabla siguiente muestra la evolución de la potencia instalada hasta 31 de diciembre de Destaca el fuerte aumento de la instalación de plantas de ciclo combinado: 4

5 Tabla 1: Evolución de la potencia instalada en España. Fuente REE. Informe 2010 Otra de las ventajas que presenta la cogeneración es la posibilidad de producir energía eléctrica cerca de los centros de consumo: Generación Distribuida. Esto permite minimizar el gasto en transporte y distribución de energía, tanto de los tendidos eléctricos como en subestaciones eléctricas. La crisis energética actual llevará a un replanteamiento de los sistemas a utilizar para la generación de energía. El debate nuclear después del accidente de Fukushima, ha llevado a distintos países, especialmente Japón y Alemania, a replantearse su política energética. La dependencia de los combustibles, las emisiones a la atmósfera o el uso de las energías renovables, obligarán a los estados a posicionarse y a definir su política energética para los próximos años. 5

6 1.2 Objeto del Proyecto El presente proyecto trata de la definición de una planta de cogeneración, basada en tecnología de ciclo combinado. Se describen los elementos más importantes de la planta: turbina de gas, turbina de vapor y caldera de recuperación, así como las especificaciones de la instrumentación asociada al circuito agua-vapor de la caldera y los buses de campo utilizados (Fieldbus, 4-20 ma HART). También se detalla el control de procesos de la planta, centrándose en las características del proceso del sistema agua-vapor de una caldera de recuperación con una producción de vapor de 300 T/h. A partir de datos de proceso reales, se han diseñado los P&IDs, identificado las variables de proceso, dibujado los diagramas de control para finalmente se detallar el presupuesto de toda la instrumentación de campo, cable y cajas de campo de la caldera. 1.3 Ubicación del proyecto La planta de cogeneración se ubicará en Tarragona en los antiguos terrenos de la Universidad Laboral y dará soporte energético al complejo petroquímico sur y a la ciudad de Tarragona: Figura 1: Ubicación del proyecto 6

7 1.4 Sistemas de cogeneración de energía eléctrica El principio de la cogeneración El término cogeneración significa producción simultánea de dos o más tipos de energía a partir de un combustible. Normalmente las energías generadas son electricidad y calor, aunque puede ser también energía mecánica y calor (o frío). La termodinámica impide convertir toda producción de calor en trabajo, así pues el objetivo de la cogeneración es aumentar el aprovechamiento del calor generado para crear trabajo mecánico en una turbina de vapor. Las principales características de la cogeneración con respecto las centrales de generación eléctrica convencionales son: Tiene un potencial de rendimiento mejor que la convencional debido a que se aprovechan varios tipos de energía. El aumento del rendimiento conlleva tres grandes ventajas: Menor consumo de combustible, menor coste de producción, menor impacto ambiental. Se produce la energía cerca de los consumidores, por lo que hay menores perdidas por transporte. Aumenta la autonomía de las fábricas Emisiones e impacto Las plantas de cogeneración destacan por sus bajas emisiones, que se reducen en un 60% en el caso del dióxido de carbono y en un 70% en el de los óxidos de nitrógeno. Además, las emisiones de dióxido de azufre y de partículas son prácticamente nulas. La tecnología que más electricidad produjo durante el 2009 ha sido el gas en los ciclos combinados, 35,7%, seguido de la nuclear, 16,7% y del carbón, 13,6%. Figura 2: Distribución de las tecnologías energéticas. Fuente: REE (julio-2009) 7

8 1.4.3 El ciclo combinado La tecnología de ciclo combinado consiste en utilizar la combustión de un combustible (por ejemplo, gas natural) para generar electricidad y el calor residual de los gases de escape, reutilizarlo para generar vapor. La primera fase de la generación de energía se basa en una turbina de gas, el núcleo principal de la central, que genera electricidad a partir de la combustión del gas. En la segunda fase se reutilizan los gases de escape de la turbina generando vapor de agua en la caldera de recuperación de vapor e introduciéndolo a una turbina de vapor, acoplada a un generador eléctrico. De esta forma, y si las comparamos con centrales térmicas de iguales características en dónde sólo se aproveche en la turbina de gas, se pueden obtener rendimientos más elevados Para mejorar la eficiencia de la planta, aunque eso ya depende del diseño del ciclo, el vapor de salida de la turbina de vapor se puede recalentar en la caldera de recuperación y reintroducirlo a la turbina de vapor, enviarlo al circuito de condensado para regenerar más vapor o distribuirlo a otros procesos de la planta. La mayoría de los procesos industriales requieren calor a una temperatura relativamente baja, de forma que pueden aprovechar el calor que de otra forma se desecharía. Es en este punto confluyen el ciclo combinado y la cogeneración, llegando a un rendimiento global que pueden oscilar entre el 87% y el 90% de la energía química contenida en el combustible inicial. 1.5 Funcionamiento básico del ciclo combinado. Se define ciclo combinado como el acoplamiento termodinámico de dos ciclos termodinámicos distintos, uno que opera a alta temperatura (gas) y otro que opera a baja temperatura (vapor), donde el calor residual del ciclo a alta temperatura se utiliza como aportación de calor para el ciclo de baja temperatura. Como ya se ha comentado anteriormente, los elementos más significativos que componen el ciclo combinado son la turbina de gas, la caldera de recuperación y la turbina de vapor. El número de elementos puede variar según tipología de diseño. 8

9 Los elementos básicos de un ciclo combinado se detallan en la figura siguiente: Figura 3: Esquema básico de un ciclo combinado El aire ambiente es filtrado minuciosamente a la entrada del compresor de la turbina de gas y comprimido hasta bares. En la cámara de combustión de la turbina el aire comprimido (comburente) se mezcla con el combustible y tras su combustión se produce la generación de gases a alta temperatura (1300º C). La expansión de los gases se desplaza por las diferentes etapas de la turbina de gas haciendo girar el rotor. Esta acción, a su vez, arrastra el compresor de aire y el generador eléctrico acoplado rígidamente al cuerpo de la turbina. La presión del gas a la entrada de la turbina también es un parámetro importante que conviene tener en cuenta, porque dependiendo de la presión de entrada al sistema puede requerir una reducción o incremento de la compresión del mismo. La presión de inyección del gas en la cámara de combustión es función de la carga. Para turbinas de 150 MW la presión requerida es de 150 Bares. El combustible, a la entrada de la turbina, debe ser filtrado previamente para eliminar toda clase de impurezas (partículas sólidas, humedad) que contenga la corriente gaseosa ya que de lo contrario la turbina de gas se puede ver seriamente dañada. El gas de la turbina también es analizado para asegurar una combustión perfecta. Los gases abandonan la turbina de gas todavía a alta temperatura ( º C) y se dirigen hacia la caldera de recuperación de calor. Los gases de una turbina de gas son muy cuantiosos y ricos en oxígeno, ya que se opera con excesos de aire elevadísimos. Esta es una gran diferencia con respecto a las calderas de combustión convencional, que suelen tener menos humos y menos oxígeno. 9

10 Las calderas de recuperación de calor son intercambiadores de calor dotados de tubos por donde circula el agua-vapor a diferentes presiones mientras el gas caliente procedente de la turbina de gas circunda dichos tubos. Son pues, calderas acuotubulares sometidas a sobrepresión. Se pueden clasificar en las siguientes categorías: Según al número de niveles de presión de vapor con el que trabajan: alta presión, media presión o baja presión. Según el modo en que circula el agua: Circulación natural o y de circulación forzada Según la dirección del flujo de gases: las calderas de recuperación pueden ser verticales u horizontales. El calor resultante de los gases de la turbina es transferido al circuito de intercambio de la caldera generando vapor sobrecalentado y/o vapor recalentado. Conviene destacar que el vapor sobrecalentado es el vapor calentado por encima la temperatura de saturación evitando el estado bifásico y eliminando la saturación del fluido. El vapor recalentado es el vapor que ya ha atravesado la caldera y se vuelve a recircular para aumentar la entalpía y reintroducirse otra vez a la turbina de vapor. En definitiva, la caldera produce vapor en las condiciones deseadas y lo dirige a la turbina de vapor, donde se expande haciendo girar al rotor de la turbina y a su vez al alternador acoplado al eje. Existen distintos tipos y configuraciones de turbina de vapor, dependiendo del diseño de la planta, de las condiciones de proceso o del nivel de potencia que se requiera. El vapor accede en primera instancia al cuerpo de alta presión de la turbina, luego el vapor de salida del cuerpo de alta se dirige a la turbina de media o bien se recaliente en la caldera. La energía de vapor no aprovechable en el proceso de expansión al interior de la turbina, se cede en parte al condensador, donde el vapor de agua se transforma en agua líquida y así facilita el proceso de elevación de presión posterior. Una vez condensada el agua es bombeada en una o dos etapas hasta la caldera, donde nuevamente se transformará en vapor. Preferentemente, sobre todo si el grupo se diseña para seguimiento de carga, se dispondrá uno o varios desgasificadores para prevenir la corrosión de los tubos de la caldera. 10

11 1.6 Elementos comunes de una planta de cogeneración: Fuente de Energía Primaria. Las fuentes de energía primaria utilizadas en cogeneración son, en orden de importancia, el Gas Natural, el Fuel-Oil, el Gas de Refinería, el Gasoil, el Carbón de Importación, el Calor Residual y el Propano. Figura 4: Distribución de las fuentes de energía primara más utilizadas. Fuente IDAE-MITYC (octubre-2009) En la figura anterior se muestra que el mayor porcentaje de cogeneración se realiza actualmente con gas natural. Esto es debido tanto a la introducción en el mercado de turbinas y motores de gas cuya tecnología se ha adaptado perfectamente a las necesidades de la cogeneración, como al precio, disponibilidad del gas y otras ventajas constructivas y de mantenimiento de las turbinas. Junto con el Fuel-Oil, supone un 90% del mercado de la cogeneración. El combustible para las turbinas es suministrado vía gasoducto, pero también puede obtenerse directamente de una planta gasificadora (GNL). La entrada del gas se produce a través de una estación de regulación y medida (ERM) Turbinas de Gas Una turbina de gas es una máquina térmica, rotativo de combustión interna, donde a partir de la energía aportada por un combustible se produce energía mecánica por medio de la expansión del propio fluido (gas de combustión o vapor) y se genera una importante cantidad de calor en forma de gases calientes y con un alto porcentaje de oxígeno: 11

12 Figura 5: Esquema de una turbina de gas La máquina sigue un ciclo abierto, puesto que se renueva continuamente el fluido que pasa a través de ella. El aire es aspirado de la atmósfera y comprimido para después pasar a la cámara de combustión, donde se mezcla con el combustible y se produce la ignición. Los gases calientes, producto de la combustión, fluyen a través de la turbina allí se expansionan y mueven el eje, que acciona el compresor de la turbina y el alternador. Este ciclo termodinámico se conoce como el ciclo de Brayton y se detalla a continuación El ciclo termodinámico de las turbinas de gas. Carnot y Brayton Ciclo de Carnot Para empezar con la descripción del ciclo termodinámico de las turbinas de gas, conviene empezar describiendo el ciclo termodinámico de referencia, el ciclo de Carnot. El ciclo de Carnot se describe en la figura siguiente: Figura 6: Ciclo de Carnot 12

13 En el que se distinguen cuatro etapas: Una etapa de compresión adiabática 1 y reversible. Una etapa de aportación de calor a temperatura constante en el foco caliente (isotérmico2). Una etapa de expansión adiabática y reversible. Una cesión de calor a temperatura constante al foco frío. A partir del ciclo de Carnot, se pueden extraer algunas definiciones termodinámicas útiles para entender conceptos como trabajo y rendimientos de un ciclo combinado. A partir del ciclo de Carnot, se puede extraer la cantidad de aportación de calor (Q+c) a partir de la definición de entropía 3 durante la etapa 2-3: S Q + 3 C = = QC TC S TC De forma análoga se puede extraer la cantidad de calor cedido en la etapa 4-1 como sigue: S Q 1 F 4 1 = = QF TF S TF El trabajo generado (W) por el sistema termodinámico, se define como la diferencia entre la cantidad de calor aportado al sistema y la cantidad de calor cedido. En la figura anterior sería el área comprendida entre Tc y TF: + W = Q C QF Finalmente, el rendimiento del proceso termodinámico se define como: + W QC QF QF η = = = QC QC QC Y puesto que estamos considerando un sistema ideal con idénticas variaciones de entropía entre las dos etapas, el rendimiento del ciclo termodinámico nos queda como: TF S η = 1 T S C T = 1 T F C 1 Proceso adiabático: En termodinámica se designa como proceso adiabático a aquél en el cual el sistema (generalmente, un fluido que realiza un trabajo) no intercambia calor con su entorno. Un proceso adiabático que es además reversible se conoce como proceso isentrópico. 2 Proceso isotérmico. Es el extremo opuesto del proceso adiabático, en el que tiene lugar la máxima transferencia de calor, causando que la temperatura permanezca constante. 3 Entropía: En termodinámica, la entropía se define como la parte de la energía que no puede utilizarse para producir trabajo. En un proceso reversible e isotérmico que pasa del estado 1 al estado 2, el cambio en su entropía es igual a la cantidad de calor intercambiado entre el sistema y el medio dividido por su temperatura absoluta. 13

14 Ciclo de Brayton El ciclo de Brayton fue propuesto por George Brayton para uso en una máquina de combustión alternativa que él desarrolló alrededor del año 1870 y consiste en una evolución del Ciclo de Carnot aplicado a una máquina de combustión. El objetivo del ciclo Brayton de turbina de gas es convertir energía en forma de calor en trabajo, por lo cual su rendimiento se expresa en términos de eficiencia térmica. No es la intención de este proyecto explicar en profundidad todo el proceso termodinámico del ciclo de Brayton, debido a su complejidad, aun así conviene comentar cada una de las fases que lo componen debido a la gran importancia que tiene para entender el proceso de funcionamiento de la turbina de gas. Figura 7: Ciclo de Brayton ideal. Presión - Volumen y Temperatura Entropía Primera Fase. Admisión y Compresor (12): El aire es comprimido y dirigido hacia la cámara de combustión mediante un compresor (movido por la turbina). Se modela mediante una compresión adiabática. Segunda Fase. Cámara de combustión. (23): En la cámara, el aire es calentado por la combustión del combustible. Puesto que la cámara está abierta el aire puede expandirse, por lo que el calentamiento se modela como un proceso isóbaro. Tercera Fase. Turbina. (34): El aire caliente pasa por la turbina, generando el movimiento. En este paso el aire se expande y se enfría rápidamente, lo que se describe mediante una expansión adiabática. Cuarta Fase. Escape (41): Por último, el aire enfriado (pero a una temperatura mayor que la inicial) sale al exterior. Realmente al ser un ciclo abierto, el aire que recoge otra vez el compresor no es el mimo que en la etapa 1, pero se puede considerar que es de iguales características. 14

15 Las formas y definiciones aplicables en el Ciclo de Carnot, también son aplicables en el ciclo de Brayton considerando las temperaturas medias de los focos: Figura 8: Q en el ciclo de Brayton Se define la aportación (Q+C ) y cesión de calor (Q-F) como; Q Q + C F 3 2 ( TC ds) = TC 3 2 = S 1 4 ( TF ds ) = TF 4 1 = S η W Q Q Q + = C F F = = QC QC Q + C T T F C 15

16 Componentes principales de una turbina de gas Compresor de aire La función del compresor es elevar la presión del aire de combustión (una vez filtrado) antes que entre en la cámara de combustión, en una relación que varía según la turbina. Esta compresión se realiza en varias etapas y consume el 60 % del trabajo producido en la turbina. En la figura siguiente se muestra esquematizada la distribución de trabajos de la turbina Figura 9: Representación grafica de los flujos de potencia generados en el proceso de expansión de la turbina de gas Donde: ma: la masa de aire de entrada mf: la masa de combustible introducida en la cámara We: Requerimiento de potencia en el proceso, kw. Wc: La potencia necesaria para comprimir el aire. Pcc: Presión de trabajo a la salida de la cámara de combustión El control de la entrada de aire para la combustión se realiza variando el ángulo de inclinación de las ruedas iniciales de alabes del compresor. A mayor ángulo, mayor cantidad de aire de entrada al compresor, y por tanto, a la turbina. Este método se usa para mejorar el comportamiento a carga parcial de la turbina de gas. La calidad del aire de combustión es un factor determinante para el buen funcionamiento de la turbina de gas. Los fabricantes de turbinas de gas especifican un contenido de partículas máximo en el aire de entrada, que garanticen el correcto funcionamiento. En caso de no cumplirse con los parámetros de calidad requeridos, los usuarios de la turbina se arriesgan a perder la garantía del fabricante. Este tipo de filtros suelen instalar filtros autolimpiantes a través de pulsos de aire comprimido controlados con circuitos de pequeñas solenoides. 16

17 Cámara de combustión La cámara de combustión es el lugar donde se inyecta combustible, se mezcla con el aire comburente procedente del compresor y se provoca la combustión. Esta combustión a presión obliga a que el combustible sea introducido a un nivel de presión adecuado, que oscila entre 16 y 50 bares y temperaturas que pueden alcanzar rangos de temperatura de entre 1250 y 1400ºC. Parte del aire que procede del compresor, se dirige directamente hacia las paredes de la cámara de combustión para mantener su temperatura en valores convenientemente bajos. Debido a las altas temperaturas y para no reducir demasiado la vida útil de los elementos componentes de la cámara, se trabaja con un exceso de aire alto, utilizando del 300 al 400% del aire teórico necesario, con lo que se consigue por un lado reducir la temperatura de llama y por otro refrigerar las partes más calientes de la cámara. Otra parte se hace recircular por el interior de los álabes de la turbina saliendo por orificios en los bordes que crean una película sobre la superficie de los álabes. El diseño de la cámara de combustión debe garantizar la estabilidad de la llama, un encendido eficaz y una operación segura a diferentes regímenes de funcionamiento. Para conseguir esto la cámara dispone de dos zonas: La zona primaria en la que se permite la entrada de aire (aire primario) en una cantidad suficiente para producir una combustión completa. Para ello se crean regiones ricas en oxígeno, en las que además se producen recirculaciones para mantener la llama estable. La introducción del combustible se realiza a través de unos inyectores que permitan una homogeneización rápida de la mezcla. En la zona secundaria los gases resultantes de la combustión se diluyen con más aire, provocando que la temperatura disminuye antes de la admisión en la turbina. Este caudal de aire secundario es del orden de 3 o 4 veces mayor que el de aire primario. Antes de entrar en la cámara de combustión, el aire procedente del compresor es decelerado mediante unos difusores, de esta manera se evitan las fuertes pérdidas de carga que se darían en una combustión a alta velocidad (las pérdidas de carga son proporcionales al cuadrado de la velocidad).. Las cámaras se construyen con aleaciones resistentes a las altas temperaturas, por ejemplo, Ni-Mb-Cr. Figura 10: Turbina de gas 17

18 Turbina La turbina recibe los gases de la cámara de combustión y se produce la expansión de los mismos en distintas etapas. Cada etapa de expansión está constituida por una corona de álabes fijos o estatóricos, seguida de una corona de álabes fijados al rotor. En los álabes fijos se transforma la entalpía de los gases en energía cinética, mientras que en los álabes rotóricos se recupera esta energía cinética y se transforma en energía mecánica de rotación, que se transmite al eje. Parte de la potencia transmitida al eje es consumida en arrastrar al compresor, mientras que el resto mueve el generador eléctrico. El rendimiento de una turbina de gas aumenta con la temperatura de los gases a la entrada a la propia turbina. Esto ha motivado el continuo aumento de esta magnitud, exigiendo el desarrollo de materiales capaces de soportar altas temperaturas. La temperatura de entrada está alrededor de los C y presión a 50 Barg saliendo los gases de la última etapa a temperaturas superiores a los 600 C con presión cercana a la atmosférica. Figura 11: Evolución presión/temperatura en las distintas etapas de la turbina de gas 18

19 Rendimientos de la turbina de gas Para describir el rendimiento de la turbina de gas, se aplicaría el ciclo de Brayton definido anteriormente en la Figura 8. En el trabajo neto generado por la turbina, no se puede despreciar el trabajo realizado por el compresor, que puede ser incluso del 60% del total. De forma general, el rendimiento puede expresarse en función de la fórmula siguiente: Siendo: n TG W W m m e C a f Hc η TG W e W = mf Hc : Rendimiento Turbina de gas C = ( m + m )( h + h ) m ( h + h ) a f mf Hc : Potencia generada en la fase de expansión (turbina) : Potencia necesaria para comprimir el aire (compresor) : Masa de aire a la entrada del compresor. : Masa de combustible introducida en la cámara de combustión. 4 : El poder calorífico inferior a presión constante del combustible. H10 : Entalpía 5 de parada 6 a la entrada del compresor H H : Entalpía de parada salida del compresor : Entalpía de parada a la entrada de la turbina H40 : Entalpía de parada a la salida de la turbina a Las turbinas de gas actuales (con datos del año 2006) tienen rendimientos en los ciclos combinados, a plena carga y partiendo de compresor y turbina limpios, entre el 56 y 60%, correspondiendo a la turbina de gas un rendimiento entre el 38 y 40%. 4 Poder calorífico inferior: Es la cantidad total de calor desprendido en la combustión completa de 1 kg de combustible sin contar la parte correspondiente al calor latente del vapor de agua de la combustión, ya que no se produce cambio de fase, y se expulsa como vapor. 5 Entalpía: Medida termodinámica que su variación expresa una medida de la cantidad de energía absorbida o cedida por el sistema. 6 Entalpía de parada: Es un concepto asociado a la energía que dispone un fluido de entalpía h y velocidad v. Su expresión es: 2 v h 0 = h

20 Uno de los principales problemas que presentan las turbinas de gas es que disminuyen mucho su rendimiento a cargas bajas, restringiendo su utilización en aplicaciones a cargas cercanas a la nominal (del %.). Además, las turbinas acortan su periodo de vida en una media de 8 horas por cada arranque, lo que hace inviable un funcionamiento con sucesivas paradas y arranques diarios, que podría disminuir su tiempo de vida en un 40%. Otro parámetro importante de las turbinas de gas, es el factor de potencia, que se define como la potencia neta obtenida en el eje de la turbina de gas y la generada en el proceso de expansión. Se define como: Siendo: W T W C W T W ϕ P = W T C W =1 W : Potencia neta obtenida en el eje de la turbina. : Potencia necesaria para mover el compresor En la turbina de MHI M501F3 este valor es de 0,37. C T Mejoras para aumentar la potencia / rendimiento de la turbina Para mejorar el rendimiento de las turbinas de gas, las tendencias en el diseño evolucionan hacia: Materiales cerámicos en la cámara de combustión. Recubrimientos cerámicos más fiables en las ruedas sometidas a mayores esfuerzos térmicos Mejora de la refrigeración, utilizando vapor (con temperaturas cercanas a los 400ºC) tanto en las zonas de paso y cámara de combustión como en las primeras ruedas, lo que permite elevar la temperatura en la cámara de combustión hasta 1500ºC, a la vez que se mantiene o mejora la vida útil de los componentes refrigerados. Combustión secuencial, que combina el recalentamiento de los gases y una relación de compresión elevada. Todo ello con temperaturas elevadas en la cámbara de combustión Aumento de la relación de compresión el compresor. Enfriamiento del aire de admisión. Regulación del caudal de aire de los compresores para adecuar su funcionamiento a cargas parciales. Además de todo lo comentado, las prestaciones de una turbina de gas, y en particular su potencia y su rendimiento, como en todas las máquinas eléctricas, también dependen fuertemente de las condiciones ambientales del emplazamiento. Los factores que intervienen en el diseño de las turbinas son la Altitud, la Temperatura Ambiente, la Humedad y las Pérdidas de Presión a la entrada de Turbina. Las características de las turbinas de gas se definen según la norma ISO, con una altitud de 0 m sobre el nivel del 20

21 mar, una temperatura ambiente de 15ºC, una humedad del 60% y unas pérdidas en la entrada y salida de gases de 100 mmca. Variaciones de estas variables pueden influir fuertemente en la potencia desarrollada por el ciclo. Por ejemplo, cada 100 metros de aumento de altitud supone una pérdida del 1%, un aumento de 1ºC de temperatura supone una pérdida de eficiencia del 0.8%, etc. Figura 12: Influencia de la altitud en el rendimiento Mantenimiento de las turbinas de gas Después de los costes asociados al combustible, los costes de mantenimiento son el componente más importante en el coste final. La razón del elevado coste de mantenimiento radica en las inspecciones periódicas y reparaciones exigibles en función del número de horas equivalentes de funcionamiento. Es destacable el elevado precio de los elementos utilizados así como también el grado de especialización del personal que obliga a contratar el servicio con la casa fabricante de la turbina. Existen dos categorías en el mantenimiento, el seguimiento diario durante el funcionamiento de la turbina y las revisiones con la turbina parada. El primero lo realiza normalmente el usuario de la instalación, comprobando: Temperatura de los gases de escape y potencia eléctrica generada, así como, la uniformidad en la temperatura del escape. Frecuencia de arranques Tiempo de arranque y parada Distribución de los niveles de vibración Consumo de combustible en función de la carga de la turbina de gas. Las revisiones con la turbina parada, debido a la complejidad tecnológica de los componentes de la turbina la realiza la empresa fabricante de la misma. En estas revisiones se controla normalmente: 21

22 Limpieza de los filtros de aire. Inspección de los elementos de combustión. Se debe efectuar cada horas en caso de utilizar gas natural y cada horas si se emplean combustibles líquidos. Inspección de partes calientes cada horas utilizando gas natural y cada horas con combustibles líquidos. Inspección general que requiere la apertura de la turbina, cada horas con gas natural y cada horas con combustibles líquidos Calderas de Recuperación (HRSG 7 ) En una planta de cogeneración, las calderas de recuperación tienen por misión generar vapor a partir de los gases de escape de la turbina de gas. La caldera de recuperación aprovecha la entalpía de los gases calientes para generar vapor, por lo que se pueden describir de forma como una serie de intercambiadores de calor que utilizan un gas como fluido caliente y como fluido frío un líquido, que habitualmente es agua. El vapor resultante a la salida de la caldera se utiliza para mover una turbina de vapor y/o como fluido calorífico que aporta calor a alguna fase del proceso industrial al que está asociada la planta de cogeneración. Son el elemento de unión entre la generación de electricidad y la generación de calor útil. Las calderas de recuperación se las denomina como HRSG (Heat Recovery Steam Generador) y tienen como principales características: Se diseñan teniendo en cuenta las características específicas de la turbina de gas a la que se va a acoplar Al ser la temperatura de los gases relativamente baja la transmisión de calor se efectúa principalmente por convección. La velocidad de paso de los gases viene limitada por la necesidad de mantener unas pérdidas de carga bajas. Esto hace que el coeficiente de transmisión de calor sea bajo, por lo que obliga a disponer de una gran superficie de calentamiento. Al ser la diferencia entre la temperatura de los gases y el medio a calentar (agua o vapor) baja, y al ser bajo también el coeficiente de transmisión de calor, se diseña el evaporador y economizador con aletas para mejorar el rendimiento termodinámico. Las HRSGs tienen las siguientes como principales ventajas: Un coste relativamente bajo. Una gran fiabilidad de operación. Mejora el rendimiento energético general de la planta 7 HRSG. Del inglés Heat Recovery Steam Generator 22

23 Clasificación de las calderas de recuperación Clasificación según si tienen sistema de postcombustion La caldera sin postcombustion es el tipo más común de caldera utilizada en los ciclos combinados. Aun así, también se puede instalar calderas de recuperación con una etapa de postcombustion para aumentar la temperatura de vapor si los requerimientos de diseño así lo piden. En ciclos combinados con tres niveles de presión se suele instalar una etapa de postcombustion Clasificación según la configuración geométrica Las calderas de recuperación, además de la clasificación comentada anteriormente, pueden dividirse, a su vez, en tres grupos según la disposición de los tubos de agua y el tipo de circulación: Caldera Horizontal: Es más compacta y barata (menos estructura metálica) Debido a la construcción muchos tubos no son accesibles Otro inconveniente son los drenajes inferiores de colectores y tubos. Caldera vertical: El coste es mayor pero los tubos son más accesibles. Debe prestarse atención a las pantallas directoras del flujo hacia la parte vertical. El resto de parámetros son similares a las horizontales. Figura 13: Clasificación de calderas de recuperación según geometría 23

24 Circulación natural y circulación forzada Circulación forzada: Se dispone de una bomba que fija una velocidad de circulación del agua y garantiza siempre la circulación de la misma, independientemente de las condiciones de operación. Son de menor tamaño, puesto que para una misma potencia necesitan menores superficies de intercambio. Respuesta más rápida a las variaciones de carga. Calderín de vapor de menor tamaño. Circulación natural: El movimiento del agua se produce por la diferencia de densidades entre el agua líquida y el vapor, así como por posición relativa entre el calderín de vapor y el desgasificador. Operación fiable, por carecer de elementos mecánicos móviles como son las bombas de circulación. Menor consumo energético, por no tener el consumo de las bombas Componentes principales de las calderas de recuperación. Las partes de la caldera de recuperación se definen a continuación y se ilustran en la figura 14. Sobrecalentador: Es el primer intercambiador que se encuentran los gases después de salir de la turbina de gas y por él únicamente circula vapor. Se obtiene el vapor sobrecalentado. Evaporador: Es el intercambiador que precede al economizador, en él se produce la vaporización del agua. Lleva asociado uno, dos o tres calderines. Economizador: Es el último intercambiador en el sentido de avance de los gases de escape. Está presurizado y trabajando siempre a temperaturas por debajo la de saturación para evitar que el agua de alimentación vaporice. El agua de salida del economizador es dirigida al calderín, donde se introduce por la parte baja del mismo. Calderín: Elemento (o elementos) donde se realiza la separación entre el vapor y el agua. Los calderines son unos depósitos cilíndricos horizontales que disponen en su interior de separadores de humedad y de secadores de vapor, se encuentran en la parte superior de la caldera. Diverter: Tiene por misión evacuar la totalidad de los gases de la turbina a la atmósfera en el caso de que el generador esté parado por alguna emergencia y/o regular el caudal de gases de turbina que entran a la caldera. 24

25 Figura 14: Esquema de una Caldera de Recuperación con un nivel de presión Parámetro de Diseño y Rendimiento. son: La temperatura de los gases de turbina a la entrada de la HRSGs con un nivel de recuperación, oscilará entre los 450 y 635ºC, según las condiciones de trabajo, con un porcentaje de oxígeno del 15%. Ver Tabla 3 en página 47 La velocidad media de los gases a la salida será de 80 m/s, por lo que hay que tener en cuenta los problemas que pueden ocasionar las vibraciones La temperatura del vapor depende de la presión a la que se tendrá que introducir a la turbina de vapor (46 Barg). No tiene que ser superior ya que más presión significa menor cantidad de vapor producido y pérdidas de energía. La temperatura de entrada del agua sale de los desaireadores y entra al economizador con una temperatura de 105 ºC. En las calderas de recuperación, los dos parámetros de diseño con los que se trabaja Pinch-Point: Diferencia de temperaturas entre los gases de escape a la salida del evaporador y la temperatura de saturación del agua a la presión de trabajo. Approach Point: Diferencia entre la temperatura de saturación del agua a la presión de trabajo y la temperatura del agua a la salida del economizador. Una caldera de recuperación con un Pinch Point reducido indica que presenta una importante recuperación en el nivel térmico de los gases, lo que supondrá una elevada superficie de intercambio. Esto implica menores costes energéticos frente a mayores costes económicos de inversión, por lo que se debe llegar a un valor de compromiso en el valor de éste parámetro, así los valores manejados normalmente varían entre 8 y 22ºC. 25

26 El Approach Point, por su parte debe tomar un valor que garantice la no evaporación del agua circulante por el economizador en ninguna condición de operación. Por ello se trabaja con agua con niveles de temperatura inferiores a la de saturación y posteriormente es calentada en el economizador. Suele tener un valor de entre 5 y 20ºC. Figura 15: Ciclo de temperaturas en la caldera de Recuperación con un nivel de presión La velocidad de circulación de los gases por la caldera es un dato a tener en cuenta, así, por un lado una velocidad elevada ayuda a aumentar el coeficiente de transmisión de calor por convección, sin embargo, por otro lado aumentan las pérdidas de carga en la caldera lo que provoca fenómenos de contrapresión en la salida de la turbina gas y por tanto menor trabajo y rendimiento de la misma Turbinas de Vapor. La turbina de vapor es un motor térmico cíclico rotativo, de combustión externa, que movido por el vapor que le ceden las calderas de recuperación produce energía mecánica. El vapor entra a alta presión y temperatura, transformando una parte de su entalpía en energía mecánica. Figura 16: Esquema turbina de vapor 26

27 El trabajo disponible en la turbina de vapor es igual a la diferencia de entalpía entre el vapor de entrada a la turbina y el de salida. La utilización del vapor como fluido de trabajo permite aprovechar la elevada energía disponible en el fluido de trabajo. Este ratio en el caso del agua es tres veces mayor que en el caso del aire. Esto significa que si comparamos una turbina de vapor y otra de gas con la misma potencia de salida se tiene que el gasto másico de la turbina de vapor es tres veces menor que el de la turbina de gas. Dada la gran diferencia que hay entre la presión de entrada y de salida de la turbina es necesario producir esta expansión en distintas etapas, con el fin de obtener un mejor rendimiento de la operación. Si sólo se realizase la expansión en una etapa las grandes deflexiones a que tendría que estar sometido el fluido provocarían pérdidas inaceptables. La turbina de vapor para el case de un ciclo combinado gas-vapor sigue como ciclo termodinámico el Ciclo de Rankine, que viene explicado en el punto siguiente El ciclo termodinámico de las turbinas de vapor. Ciclo de Rankine. El fluido agua-vapor en un sistema de generación de energía mecánica con turbina de vapor sigue el ciclo de Rankine. Figura 17: Esquema básico del ciclo de Rankine El ciclo de rankine se divide en cuatro etapas: 1. Etapa 1. Bombas de agua de alimentación (12): Una o varias etapas de elevación de la presión del fluido. El proceso se realiza con el fluido en fase líquida, con bombas y fuera de la zona de cambio de fase. 2. Etapa 2. Caldera de recuperación (23): Caldera de recuperación. Es una etapa de aportación de calor a presión constante. El fluido realiza una etapa de 27

28 calentamiento previo en fase líquida (economizador), un proceso de cambio de fase (evaporador) y una elevación posterior de la temperatura del vapor (sobrecalentador), motivada por la necesidad de disminuir la humedad en el vapor en las últimas etapas de expansión de la turbina 3. Etapa 3. Turbina de vapor (34): Una etapa de expansión del fluido en fase vapor, realizada en la propia turbina de vapor (adiabática reversible) 4. Etapa 4. Condensador (41): A la salida de la turbina de vapor, una cesión de calor residual del vapor a presión constante en el condensador. Aquí se realiza la condensación total del fluido llevándolo a la fase líquida Tipos de turbinas de vapor Turbinas de acción: El vapor se expande en las toberas de entrada antes de tocar con los álabes. En esta expansión se transforma la energía térmica y potencial del vapor en energía cinética. En las ruedas de álabes se transfiere la energía cinética del vapor al eje de la turbina. Son turbinas en donde el vapor incide con las distintas ruedas de álabes a presión constante y velocidad variable. Turbina de Laval. Turbinas de reacción: El vapor se expande en las propias ruedas de álabes transmitiendo al eje la energía propia de la expansión. El vapor va perdiendo presión y temperatura a medida que atraviesa las ruedas de álabes manteniendo constante su velocidad. Turbinas Parsons Componentes principales de una turbina de vapor Sistema de admisión: Consta de una válvula de cierre rápido, un grupo de válvulas de control y toberas de admisión del caudal de entrada a la turbina. Generalmente es una válvula o varias, pilotadas hidráulicamente con la ayuda de un grupo de presión de aceite. Éstos son unos de los elementos más importantes de la turbina de vapor y que regulan el caudal de entrada. El Rotor: Es el elemento móvil del sistema. La energía desprendida por el vapor en la turbina se convierte en energía mecánica en este elemento. Está compuesto por una serie de coronas de álabes, uno por cada escalonamiento de la turbina. Los álabes se encuentran unidos solidariamente al eje de la turbina moviéndose con él. Se suelen utilizar aleaciones de acero inoxidables con endurecimientos con níquel o cromo. La carcasa: Se divide en dos partes: la parte inferior, unida a la bancada y la parte superior, que se desmonta cuando se quiere acceder al rotor. Ambas contienen las coronas fijas de toberas o álabes fijos Sistema de lubricación: Está provisto de una serie de bombas que aseguran la correcta lubricación de los elementos rotativos. Del depósito de aceite también tiene un sistema de extracción de vapores que impiden una posible fuga de aceite al exterior. Además también dispone de intercambiadores de calor que regulan la temperatura del lubricante. Virador: Consiste en un motor eléctrico o hidráulico que mantiene la turbina en movimiento cuando no está en funcionamiento. Es un elemento importante de seguridad que evita que el rotor se curve al estar parado, ya sea por su propio peso o por la expansión térmica. Si la turbina se parase, el virador debe mantener el rotor girando durante varias horas antes de volverla a arrancar. 28

29 Compensador: Es el elemento de unión entre la salida de la turbina y el resto de la instalación. Como la carcasa de la turbina sufre grandes cambios de temperatura, este elemento de unión que amortigua las dilataciones y contracciones del cuerpo de la turbina. Generador: Es el elemento consumidor de la fuerza motriz aportada por la turbina y es el que genera la corriente eléctrica que se desea Rendimientos de una turbina de vapor El rendimiento de la turbina de vapor, siguiendo el ciclo de Rankine, puede expresarse de forma similar a la que se ha representado en la turbina de gas, teniendo en cuenta que utilizar gran cantidad de energía para el bombeo del fluido hacia la caldera de recuperación: El rendimiento se define como: Siendo: n TV W W T B η TV + C Figura 18: Ciclo Rankine W T WB mv ( h3 h4 ) mv ( h2 h1 ) = = Q Q : Rendimiento Turbina de vapor = Potencia generada en la fase de expansión (turbina) = Potencia necesaria para el bombeo del fluido mv = Masa de vapor que circula por unidad de tiempo C

30 h 1, h 2, h 3, h 4 = Entalpía de evolución del fluido El valor del rendimiento se encuentra entre 0,36 y 0,46 para los ciclos de vapor actuales Configuraciones de las turbinas de vapor Número de cuerpos. El vapor proveniente de la caldera, a medida que entra a la turbina, pierde potencia conforme va girando con las diferentes fileras de álabes. De esta manera la presión y la temperatura del vapor de escape son menores a la del vapor en la inyección. Por lo general, las turbinas de vapor admiten de un 16% a un 18% de humedad en las ultimas ruedas sin que el deterioro de los alabes sea importante. Es sin embargo un hecho que, incrementos de presión en la caldera o disminuciones en la presión de condensación llevan aparejados incrementos en el porcentaje de humedad presente. Las turbinas se clasifican de acuerdo a la presión de vapor que pasa a través de ellas, dividiéndose en: Alta presión Media presión Baja presión. Las turbinas de vapor utilizadas en una central de ciclo combinado agrupan diferentes configuraciones para hacer un uso más eficiente de la presión de vapor. Dependiendo de las características de vapor que recibe, el vapor va pasando sucesivamente entre los cuerpos o se recalienta a la caldera de recuperación. Los niveles de presión vendrán dados por las condiciones de operación de la planta Montaje Las turbinas de vapor de los ciclos combinados están diseñadas de la forma más compacta y modular posible con el objetivo de reducir los costes y tiempos de transporte, de montaje y mantenimiento. Cuando el tamaño lo permite, las turbinas de vapor salen de fábrica completamente ensambladas y equilibradas con el objeto de minimizar al máximo los tiempos de montaje. De esta manera se reduce al máximo el número de partes que deben ser montadas en el emplazamiento final y la probabilidad de errores o daños durante el montaje, ya que éste es realizado en la fábrica por personal familiarizado y especializado, empleando métodos y herramientas desarrollados para tal fin. Las tareas cuya ejecución es más crítica en cuanto a duración y dificultad, como son ajustes finales, alineamientos y comprobación de las tolerancias, se realizan en ambientes controlados. 30

31 1.7 Configuraciones básicas empleadas en un ciclo combinado La clasificación se realiza según el número de máquinas principales de la central y la disposición relativa de los ejes de las turbinas de gas y de vapor. Las posibilidades son: 1x1 Monoeje con o sin embrague 1x1 Multieje 2x1 La planta del proyecto utiliza una configuración del tipo 2x x1 Monoeje con embrague. Figura 19: Configuración 1x1 monoeje (Siemens) Ventajas: Un alternador menos que la multieje. El generador, al estar ubicado entre la turbina de gas y la de vapor, proporciona mayor equilibrio al conjunto. Menor coste de inversión y coste civil frente a multieje. Menor espacio que permite mayor facilidad de montajes. El embrague permite un arranque más sencillo, al poder independizar la turbina de gas de la de vapor. No necesita caldera auxiliar para el calentamiento previo del vapor en el arranque de la turbina Inconvenientes Menor flexibilidad en operación, puesto que no suele llevar chimenea de by-pass.

32 Evacuación de energía por un solo generador. Mayor dificultad en la revisión del generador al tener que desplazarlo lateralmente para poder extraer el rotor No es posible el montaje y la puesta en marcha por fases. Se pone en marcha todo a la vez x1 Monoeje sin embrague Ventajas: El hecho de disponer el generador en un extremo facilita su revisión e inspección Inconvenientes: Requiere un pedestal de mayor altura y más gasto en obra civil al no poder situar el condensador axialmente. El arrancador estático de la turbina de gas es de mayor potencia ya que tiene que arrastrar a la turbina de vapor en el arranque. Requiere una caldera auxiliar para los arranques para proporcionar vapor de cierres y refrigeración inicial para la turbina de vapor. 32

33 x1 Multieje. Figura 20: Configuración 1x1 multieje (Siemens) Ventajas: Posibilidad de funcionamiento solo con turbina de gas. Mayor disponibilidad de la turbina de gas, al poder ser utilizada en caso de avería de la turbina de vapor. Admite todo tipo de configuraciones para el condensador (axial e inferior) Al disponer de dos alternadores puede suministrar energía eléctrica con dos tensiones. También proporciona mayor fiabilidad al sistema. Fácil mantenimiento de generadores y turbinas 33

34 Inconvenientes Mayor inversión (dos alternadores y dos transformadores). Mayor necesidad de espacio. Puente grúa adicional (según distribución en planta) Configuración 2x1. Figura 21: Configuración 2x1 multieje Ventajas: Menor coste de inversión que dos monoejes de la misma potencia. Aproximadamente el 10%. Mayor flexibilidad de operación. Mejor rendimiento a cargas parciales, sobre todo, al 50% de carga, al poderse reducir la potencia a solo una de las turbinas de gas. Fácil acceso para mantenimiento de los generadores Equipos de arranque estáticos de turbina de gas pequeños. No es necesaria caldera auxiliar. Posibilidad de emplear alternadores refrigerados por aire, al ser éstos de menor potencia Inconvenientes La avería de la turbina de vapor puede dejar fuera de operación todo el ciclo combinado, salvo que se disponga de by-pass para los gases de la turbina de gas. 34

35 1.8 Seguridad y medio ambiente Las plantas de cogeneración, son las plantas de generación de energía con combustibles fósiles, más respetuosas con el medio ambiente. Además, las emisiones a la atmósfera por la combustión del gas natural en una central de ciclo combinado son muy inferiores a las producidas por otros combustibles. Prácticamente no se emiten partículas, ni SO 2 y las emisiones de NOx son inferiores a 150 mg/nm3, muy por debajo de los límites de emisión existentes para otros combustibles (1300 mg/nm3 en el caso del carbón con pocos volátiles). Además, los altos rendimientos de las centrales de ciclo combinado contribuyen a emitir menores cantidades de CO 2 por KWh. Este mínimo impacto medioambiental permite que la planta pueda ser instalada en las proximidades de grandes centros urbanos y por lo tanto permito la distribución del panorama energético. La siguiente gráfica sirve de ejemplo para comparar el nivel de emisiones según la tecnología utilizada: Figura 22: Emisiones según tecnologías (Gas Natural 2008). 35

36 Índice de la memoria de cálculo 2 Memoria de cálculo Criterios de diseño de un ciclo combinado Gases de escape de la turbina de gas Influencia de la caldera de recuperación Vapor sobrecalentado Agua de alimentación Los tipos de ciclos según niveles de presión El ciclo simple: El ciclo doble: El ciclo triple: Rendimientos del ciclo combinado. Ciclo de gas + ciclo de vapor Diseño de una caldera con una producción de vapor de 300 T/h Condiciones ambientales: Características de la turbinas de gas Condiciones básicas de diseño de la caldera. Parámetros del vapor Agua de alimentación Control de procesos Control de procesos Tipos de control más comunes en una planta industrial Diseño del sistema de control distribuido Comunicación entre campo y el sistema de control Filosofía para la adquisición de la instrumentación Filosofía de control DCS ESD Arranque de la planta El Proceso de Arranque de una Turbina de Gas Proceso de arranque de la caldera de recuperación Proceso de arranque de la turbina de vapor Criterios utilizados para el control del circuito agua-vapor de la caldera: Introducción a la simbología de los P&IDs Sistema Agua-Vapor Automatización y control de caldera de recuperación de calor

37 2.8.4 Control de By-pass del economizador Control del calderín: Control de la temperatura del vapor Nivel Tanque purga continua e intermitente Control de las bombas de purga Instrumentación de campo asociada al circuito agua-vapor de la caldera Introducción SmartPlant Instrumentation (SPI 7.0) Instrument toolkit (Rosemount). Cálculo de instrumento ValSpeQ. Cálculo de válvulas de control Wasp Lista de instrumentos y número de señales Lista de señales Especificación de Instrumentos de caudal Medidas con placa de orificio Dimensionamiento del orificio Materiales y construcción de las placas de orificio Instalación de las placas de orificio: Especificación de la placa de orificio Instrumentos de presión Manómetros. Tipo Bourdon C Accesorios de manómetros Especificación Transmisores de presión: Especificación genérica de los transmisores de presión Instrumentos de nivel Indicadores de nivel magnéticos Especificación genérica de los medidores de nivel Medidas de nivel por presión hidrostática o de presión diferencial Especificación genérica de un transmisor dp para medida de nivel Medida nivel por Microonda Guiada Especificación del los medidores de nivel GWR Instrumentos de temperatura Sensores de temperatura Termopares skin-point

38 Especificación básica medición temperatura Válvulas Válvulas de control Válvulas de seguridad Válvulas motorizadas Válvula atemperadora Buses de campo Buses de campo utilizados para el control de la caldera: Fieldbus Hart Cajas de campo Cable

39 2 Memoria de cálculo 2.1 Criterios de diseño de un ciclo combinado Gases de escape de la turbina de gas La base del diseño de un ciclo combinado consiste en definir el nivel térmico de los gases de escape del ciclo de gas con objeto de optimizar la recuperación del calor en la caldera y obtener la máxima temperatura de sobrecalentamiento del vapor. Este hecho condiciona la relación de compresión de la turbina de gas. Para el gas natural, el valor óptimo coincide con el de máxima potencia, requiere una compresión de entre 15 y 20. Las turbinas de gas de MHI tienen una relación de compresión de 15, a través de 16 etapas Influencia de la caldera de recuperación La eficiencia del ciclo depende fundamentalmente del diseño de la caldera. A diferencia de las calderas de combustión, las calderas de recuperación manejan una importante cantidad de gas de turbina a una temperatura relativamente baja, lo que significa que se dispone de energía a baja temperatura. Esto implica que para obtener un alto rendimiento es necesario reducir al máximo la temperatura de evacuación de los humos. La figura siguiente muestra el esquema conjunto del ciclo termodinámico es el indicado en la figura, dónde el espacio entre los ciclos representa las pérdidas energéticas Figura 23: Contraposición Ciclo Brayton Ciclo Rankine 39

40 Durante el cambio de fase agua-vapor se producen las mayores pérdidas en todo el intercambio calorífico con los humos. Para minimizar este efecto, se recurre a generar vapor a diferentes presiones. El resultado es una evolución térmica escalonada que provoca una mejora del rendimiento de la planta. Las tendencias actuales, indican que las grandes centrales de ciclo combinado a gas natural disponen de 3 presiones de vapor. Para facilitar el diseño, suelen hacerse coincidir los niveles de presión del vapor recalentado y el vapor de media presión. La caldera de recuperación utilizada para la planta de ciclo combinado de este proyecto, utilizan vapor sobrecalentado y generan únicamente vapor en un nivel de presión Vapor sobrecalentado Acerca del vapor sobrecalentado, aunque en principio se puede pensar que al elevar la presión del vapor el intercambio calorífico resulta más efectivo, si elevamos la presión de vapor, nos encontramos con los siguientes aspectos negativos: La expansión en la turbina de vapor desde mayor presión e igual temperatura de sobrecalentamiento provoca mayor humedad en los últimos escalonamientos de esta. Al aumentar la presión se reduce el caudal de vapor en la admisión en la turbina por lo que para una potencia determinada esto supone un peor rendimiento. La complejidad de los sistemas de elevada presión de vapor y múltiples niveles sólo se justifican en instalaciones de gran potencia diseñadas para trabajar con el mejor rendimiento posible en un entorno competitivo Agua de alimentación Para mejorar las propiedades del agua de alimentación, se suele instalar en las la planta un desgasificador antes del economizador. Este elemento sirve no tanto para modificar el ciclo termodinámico y efectuar una regeneración, sino como tanque de agua de alimentación y eliminación de oxigeno y gases disueltos en el agua empleada. 2.2 Los tipos de ciclos según niveles de presión Las figuras siguientes muestran esquemáticamente las tipologías, que podemos tener dentro del ciclo combinado según los niveles de presión de vapor que tengamos. 40

41 2.2.1 El ciclo simple: El ciclo con un nivel de presión, se muestra en la siguiente figura: Figura 24: Tipología de ciclo con un nivel de presión de vapor 8 8 Referencia [1] Centrales Térmicas de Ciclo Combinado. Teoría y proyecto. Autor: Santiago Sabugal García y Florentino Gómez Moñux

42 2.2.2 El ciclo doble: El ciclo con doble nivel de presiones, se muestra en la siguiente figura: Figura 25: Tipología de ciclo con dos niveles de presión de vapor 9 9 Referencia [1] Centrales Térmicas de Ciclo Combinado. Teoría y proyecto. Autor: Santiago Sabugal García y Florentino Gómez Moñux 42

43 2.2.3 El ciclo triple: El ciclo triple, se muestra en la siguiente figura: Figura 26: Tipología de ciclo con tres niveles de presión de vapor Referencia [1] Centrales Térmicas de Ciclo Combinado. Teoría y proyecto. Autor: Santiago Sabugal García y Florentino Gómez Moñux. 43

44 2.3 Rendimientos del ciclo combinado. Ciclo de gas + ciclo de vapor. Recuperando los puntos (Rendimiento de la turbina de gas) y (Rendimiento de la turbina de vapor), podemos representar de manera esquemática los flujos de energía existentes entre los distintos elemento que componen un ciclo combinado gas-vapor. La expresión del rendimiento del ciclo térmico de alta temperatura, quedaría como sigue: Q + TG T. Gas W TG Q RTG HRSG Q CH Q + TV T. Vapor W TV Q RTV Siendo Q + TG Q Q Q Q W RTG + TV RTV CH TG Figura 27: Rendimientos ciclo combinado. : Calor aportado en forma de combustible en el ciclo de alta temperatura : Calor residual del ciclo de alta turbina de gas a la caldera : Calor aportado al ciclo de baja, procedente de la caldera : Calor residual del ciclo de baja al condensador. : Calor perdido en el acoplamiento de los dos ciclos : Trabajo neto producido por la turbina de gas WTV: Trabajo neto producido por la turbina de vapor.

45 Así pues, siguiendo el esquema térmico del ciclo, la expresión del rendimiento del ciclo térmico de alta temperatura, viene dado por la expresión: Rendimiento de la turbina de vapor: η TG = W TG Q + TG Rendimiento de la caldera de recuperación: η TV Q = Q + TV RTG η TV Q = = RTG W TV Q + TV Q Q RTG CH Q = 1 Q CH RTG Rendimiento del conjunto del ciclo: η CC + = WTG WTV WTV WTV QTV Q = η + = + = + + TG ηtg η + + TG ηtvηcr Q Q Q Q Q + TG TG + ( QTG W = η TG + ηtvηcr + Q η CC TG = η TG TG + η ) η TV η TV TG TG + η 1 η TV CR ( TG η ) CR (1 η TG ) RTG TG = De la fórmula anterior se pueden extraer algunas conclusiones: Para obtener el máximo rendimiento del ciclo, no se trata de conseguir los máximos rendimientos en el ciclo de alta temperatura y de baja temperatura, porque el rendimiento de la caldera también juega un papel fundamental. Se puede mejorar el rendimiento aumentando las temperaturas medias de trabajo en los focos calientes y reduciéndolos en los focos fríos. Aumentar la temperatura de trabajo en las turbinas y reduciéndolo en a las salidas. Otra forma es aumentando la eficiencia del proceso tratando de reducir las pérdidas en los elementos que lo componen. Optimizando la caldera con el número de niveles de presión idóneo o mejorando los rendimientos de los compresores en la turbinas de gas. 45

46 2.4 Diseño de una caldera con una producción de vapor de 300 T/h La caldera de recuperación estará integrada en un ciclo combinado de dos trenes con turbinas de gas y una turbina de vapor. Los elementos del ciclo de la planta se pueden consultar en el lay-out de las planta. Ver planos 5.1-Plano general de la planta de cogeneración y 5.2-Plano de detalle de la caldera de recuperació. Estará provista de una chimenea de by-pass y un diverter de aislamiento para el gas de combustión para mantener la operación de las turbinas de gas independiente. En caso que la caldera de recuperación tenga que desconectarse del circuito para la realización de tareas de mantenimiento, el diverter permitirá la generación de electricidad a través de los generadores de las turbinas de gas. A la salida de la caldera, el gas de combustión es evacuado a la atmósfera a través de la chimenea. La caldera de recuperación está provista con un sistema de generación de vapor de alta con los siguientes equipos: 1 Calderín Sobrecalentador Primario Sobrecalentador Final Evaporador Economizador Válvula atemperadora El sistema de purga continua e intermitente incluye: Tanque de purga continua Tanque de purga intermitente Bombas de purga

47 La caldera de recuperación tendrá las condiciones de operación descritas en los puntos siguientes: Condiciones ambientales: Se han considerado los datos climatológicos de Tarragona durante la media de todo el año 2010 según datos del Servei Català de Meteorología: CONDICIONES AMBIENTALES Altitud 69 m Presión atmosférica 1 bara Temperatura ambiente (Diseño / mínima / normal / 45 ºC /11,6 ºC/21,2 ºC/30,2ºC Máxima) Humedad relativa (Diseño/Mínima /Normal/ Máxima) 30% / 44% /66% / 86% Velocidad de viento máxima media 2,5 m/s Tabla 2: Condiciones ambientales Tarragona Características de la turbinas de gas La caldera de recuperación depende inevitablemente de las condiciones de operación de la turbina de gas y de sus gases de salida. Para el diseño de la caldera, necesitan detallarse los parámetros de trabajo de la turbina en distintos escenarios de operación. Se han detallado 6 casos de operación de la turbina dependiendo de la época del año y de la carga de la turbina Turbina de gas Caso # Carga Turbina de gas % 100,00 100,00 80,00 60,00 40,00 25,00 LHV Gas 11 MW Temperatura ambiente ºC 4 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 Humedad relativa % Presión Barométrica Bara Caudal Salida TG T/h Temp. salida gas TG ºC Potencia bruta de TG MW 188, Caudal de Fuel Gas kg/h 41332, , , ,5 Pérdida de carga en la caldera mm H2O 317,00 254,00 210,82 160,02 129,54 127,00 Tabla 3: Parámetros turbina de gas y flue gas 11 LHV: Del inglés Lower Heating Value. El poder calorífico inferior de un combustible se define como la cantidad de calor liberado (energía) por la combustión de una cantidad especificada. 47

48 La composición de los gases de salida de la turbina de gas será: Composición de gases Caso # N 2 + Ar % 75,14 74,5 74,66 74,75 74,95 75,16 O 2 % 14,01 14,04 14,95 15,48 16,62 17,91 CO 2 % 5,93 5,78 5,19 4,84 4,10 3,25 Vapor H 2 O % 4,9 5,68 5,20 4,93 4,33 3,66 SO 2 % 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 NOx ppmv CO ppmv <15 <15 < Tabla 4: Composición del flue gas Condiciones básicas de diseño de la caldera. Parámetros del vapor La caldera de recuperación, proporcionará vapor a la turbina de vapor con las siguientes características: Datos del vapor de alta Caso # Caudal vapor T/h 299,3 282, ,05 153,75 116,14 Temperatura ºC 452,00 452,00 452,00 452,00 452,00 408,33 Presión vapor barg 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 Tabla 5: Datos vapor de alta Tomándose la referencia del caso #1 a través del programa WASP el vapor resultante tendrá las siguientes características: Propiedad Unidades Vapor Entalpía kj/kg 3328,4 Entropía kj/kg.k 68,814 Densidad kg/m3 14,101 Viscosidad cp 0,02676 Capacidad de Presión constante kj/kg.k 23,235 Conductividad térmica kw/m.k 6,35E-02 Coeficiente de expansión isoentrópica - 12,816 Factor compresibilidad Z - 0,9536 Punto ebullición (@presión) Celsius 257,41 Tabla 6: Propiedades termodinámicas vapor 48

49 Estos datos de vapor a la salida de la turbina son muy importantes porque la potencia en el eje de la turbina de vapor depende directamente del flujo másico de vapor generado y el salto entálpico disponible en la turbina de vapor. La potencia en el eje de la turbina de vapor se obtiene de la siguiente fórmula: Siendo: kg m : Flujo másico de vapor h P( kw ) = m h h: Salto entálpico de la turbina de vapor kj kg Además de las características termodinámicas del vapor, éste tendrá los siguientes requerimientos en cuanto a composición: Característica y composición del vapor Conductividad Óxido de silicio (SiO2) Sodio (Na) Hierro (Fe) Cobre (Cu) Tabla 7: Composición del vapor < 0.2 µs/cm < 0.02 ppm < 0.01 ppm < 0.02 ppm < ppm Agua de alimentación El agua de alimentación sale de los desaireadores con una temperatura de 105 ºC y una presión baja de 4 Barg. Las bombas de agua de alimentación elevan la presión del circuito e introducen el agua al economizador que trabajará con temperatura de 265 ºC y presión de 68.5 Barg: Agua de alimentación entrada calderín Presión Operación 68,5 Barg Temperatura Operación 265 ºC Caudal Operación kg/h Presión Diseño 92 Barg Temperatura Diseño 285ºC Caudal Diseño kg/h Tabla 8: Datos agua de alimentación 49

50 Con estas características termodinámicas de operación, el agua de alimentación tiene las siguientes propiedades: Propiedad Unidades Agua de alimentación Entalpía kj/kg Entropía kj/kg.k Densidad kg/m Presión de saturación bar abs Viscosidad cp 1.003e-4 Capacidad de Presión constante kj/kg.k Conductividad térmica kw/m.k 5.987e-4 Tensión superficial N/m Coeficiente de expansión térmica m3/m3.k Compresibilidad isotérmica m3/m3.kpa 1.727e-6 Constante dieléctrica Punto de fusión (@ presión) Celsius Punto de ebullición (@ presión) Celsius Tabla 9: Propiedades termodinámicas agua de alimentación Las características o el nivel de calidad del agua de alimentación que se introduce a la caldera serán: Agua de alimentación a caldera ph Dureza (CaCO3) <0,01 mg/l Conductividad <0,28 μs/cm Oxígeno (O2) <0,007 mg/l Silicio (SiO2) <0,02 mg/l Hierro (Fe) <0,02 mg/l Cobre (Cu) <0,001 mg/l Restos orgánicos < 0.2 mg/l Sodio (Na) <0,02 mg/l Tabla 10: Propiedades agua de alimentación 50

51 Los datos del calderín serán: Calderín Diámetro interior: 1.85 m Tamaño Longitud: 12,5 m Peso: kg Capacidad del calderín 43,2 m3 Presión de operación 48,5 barg Temperatura de operación 263 ºC Presión de diseño 54 barg Temperatura de diseño 275 ºC Presión prueba hidrostàtica 81,81 barg Espesor de las paredes 50 mm Materiales Cuerpo SA-516 Gr70 Montura Acero al carbono Internos (secador/separador) Acero al carbono Tabla 11: Calderín 51

52 2.5 Control de procesos Control de procesos. Los procesos en una planta industrial, y en particular el de una caldera de recuperación, son dinámicos por naturaleza, los cambios ocurridos son continuos en variables tales como presión, caudal, temperatura, nivel, vibraciones, ph Ya se ha visto en el punto anterior como las condiciones de operación de la caldera cambian según el régimen de funcionamiento de las turbinas de gas, por ello se han definido los diferentes casos. Así pues el control de procesos, teniendo en cuenta que se trata de un sistema dinámico, se basa en mantener las variables de proceso de la planta en un valor de operación determinado. El control de procesos se simplificaría mucho, si las variables controladas respondieran instantáneamente a las variables manipuladas. Sin embargo una variable siempre va asociada a otras componentes y la respuesta del sistema no tiene una relación causa-efecto lineal. Además los cambios en los procesos de una planta no se pueden realizar de forma inmediata porque dependen de una variable temporal, según cada tipo de proceso. Las características dinámicas del proceso, se basan dos en efectos, a menudo dependientes uno del otro: capacidad y tiempo muerto Capacidad La capacidad es la habilidad de todo proceso para absorber y/o almacenar masa o energía. Para una caldera de recuperación, existe un flujo de energía desde los gases de salida de la turbina de gas y el agua que circula en el evaporador. De forma esquemática, el incremento de energía de los gases procedentes de la turbina de gas, conduce a un flujo entálpico adicional tiene que va a ser absorbido por el agua de los serpentines de la caldera, aumentando su temperatura y convirtiéndose en vapor. Esta secuencia no se realiza de forma instantánea y necesita de cierto tiempo para que se establezca el nuevo equilibrio dentro de los tubos de la caldera Tiempo muerto El tiempo muerto es el tiempo que transcurre desde la detección de la variable a manipular hasta su corrección Tipos de control más comunes en una planta industrial Control ON-OFF El control ON-OFF, es el método más elemental y consiste en activar una variable de consigna (set point) y situar el elemento final de control en uno de los dos estados posibles: abierto o cerrado para alcanzar el valor de la consigna 52

53 Figura 28: Control ON-OFF. El controlador todo-nada es económico ya que normalmente el actuador requerido, válvula ON-OFF con solenoide, es fácil de ajustar, de instalar y de usar. Siempre que se pueda asumir la oscilación mantenida el controlador todo-nada es una opción a tener en cuenta. Sin embargo, es necesario usar algún método de control más avanzado cuando el proceso no puede asumir estas oscilaciones. Se pueden mejorar las conmutaciones indeseadas o excesivamente rápidas, introduciendo un pequeño ciclo de histéresis, con un error ligeramente por encima y por debajo, de tal forma que mejora las continuas conmutaciones. Éste no sería el algoritmo de control más adecuado cuando se desea mantener estable la variable a controlar, pero si ofrece la ventaja de provocar poco desgaste en los contactores electromecánicos Control PID El control PID es el tipo de control más utilizado en la industria de procesos y consiste en obtener la acción la acción de control como la suma de tres términos: término proporcional, término derivativo y término integral. Figura 29: Control PID El controlador PID básico combina las acciones proporcional, derivativa e integral mediante el siguiente algoritmo de control: 53

54 t 1 u( t) = Kc e( t) + e d + Td Ti ( τ ) ( τ ) 0 de( t) = dt P + I + D Se pueden obtener variaciones a la fórmula omitiendo los términos derivativo e integral. En tal caso el control se llamaría control proporcional. De la misma forma, también se pueden conseguir controles PI (proporcional + integral) o PD (proporcional + derivativo) Controlador P. La constante proporcional (P), puede ayudar a ajustar la salida de control, basado en la diferencia entre la consigna y la respuesta de medida. Un valor grande de P incrementa la sensibilidad, permitiendo que el sistema reaccione de forma más eficaz a cambios presentados en la variable medida, el inconveniente es que esta rapidez hace que el control sea menos estable y más con más períodos oscilantes. El sistema no alcanzará el valor de set-point, utilizando únicamente un control proporcional. Siempre existirá una pequeña diferencia entre las dos variables (off-set). Habría que estudiar cada proceso en particular, pero probablemente introduciendo un pequeño valor de P puede llegar al set-point, pero esto tomaría demasiado tiempo; es por eso que se requiere de la constante I (Integral) para eliminar el off-set creado por la constante proporcional, reduciendo el tiempo de respuesta. Figura 30: Simulación en lazo cerrado del sistema con un controlador tipo P. La función de transferencia del mismo P(s)=1/(s+1)3 (Ti= i Td=0) Controlador PI. Suele ser la estructura más habitual del controlador y suficiente para muchas aplicaciones, puesto que la introducción de una componente integral disminuye el error en estado estacionario del sistema. La componente de la acción integral aumenta con el decremento de la constante integral (Ti). Un valor bajo de Ti, permite al controlador reaccionar a cambios rápidos y alcanzar el set-point rápidamente, pero también aumenta el periodo de oscilación transitoria y el sistema se vuelve menos estable. 54

55 Figura 31: Simulación en lazo cerrado del sistema con un controlador tipo PI. La función de transferencia del mismo P(s)=1/(s+1)3 (P=1 ; Td=0) Controlador PD: No se suelen utilizar acciones derivativas en el control de procesos. La constante derivativa influye en el set-point según los cambios de magnitud y dirección de las variaciones del error que se produzcan. Si el error es constante, la componente derivativa no hará efecto en la variable de control. Sin embargo la acción derivativa suele mejorar el comportamiento del controlador, ya que permite aumentar las acciones proporcional e integral. La figura siguiente ilustra los efectos de añadir acción derivativa. Los parámetros K y Ti son tales que el sistema a lazo cerrado sistema es oscilatorio. La amortiguación aumenta con el aumento de la componente derivativa, pero vuelve a disminuir cuando el tiempo derivado es demasiado grande. El periodo de oscilación también aumenta según aumentamos Td. Figura 32: Simulación en lazo cerrado del sistema con un controlador tipo PI. La función de transferencia del mismo P(s)=1/(s+1)3 (K=3 ; Ti=2) Problemas habituales con los controladores PID: En ocasiones el controlador PID no está programado correctamente en la industria, y esto puede implicar que los lazos de control no respondan como debieran. Eso puede ser debido principalmente: Ajuste manual e inadecuado de los parámetros del controlador. Influye altamente la experiencia del operador. y del número de componentes que utilicemos para el control (proporcional, integral o derivativa), el ajuste manual puede ser una tarea muy difícil. En sistemas perfectamente conocidos, las componentes del controlador viene impuestas desde fábrica. 55

56 Mal dimensionamiento de los actuadores, fricciones mecánicos en el desplazamiento, presión de aire, etc. Los sensores. Poca definición de la señal o problemas con el ruido Considerar no solamente el control y seguimiento de la consigna sino también otras variables que pueden ocurrir, como perturbaciones. Como valor predefinido de los controladores, y aunque éstos se ajustarán durante la puesta en marcha, inicialmente se tomarán los valores de la tabla siguiente: Aplicación Proporcional Integral Derivativa Caudal Presión (líquidos) Presión (gas) Nivel Temperatura (columnas) Temperatura (otros) Tabla 12: Constantes predefinidas de los controladores PID Controles directos o inversos El control directo es cuando la válvula ve un incremento de señal del transmisor y la salida se incrementa El control inverso es cuando la válvula ve un incremento de señal del transmisor y la salida disminuye 56

57 2.6 Diseño del sistema de control distribuido. El sistema de control de la central se debe diseñar para que toda la operación esté centralizada en una sala de control y sin que sean necesarias a priori actuaciones locales. La información más relevante de la central debe quedar recogida de manera sencilla en las pantallas de operación, donde se presentan los parámetros necesarios para una operación eficaz junto con la información instantánea del proceso y su evolución. El sistema de control además, debe ser abierto y modular para posibilitar la integración y control de equipos externos. El control de una planta de cogeneración es especialmente crítico durante los procesos de arranque de la central, puesto que deben considerarse factores que no ocurrirán durante el ciclo normal de funcionamiento de la central. El Sistema de Control de Proceso (PCS) estará integrado en un Sistema de Control Distribuido (DCS) con subsistemas que están conectados entre sí a través de toda la red según se muestra en el plano. El PCS se suministrará, integrado y probado y constará de los subsistemas siguientes: Sistema de control distribuido (DCS) Sistema de emergencia (ESD) Sistema de control de los quemadores para las calderas auxiliares (BMS) Sistema de control de compresores (CCS) Sistema de monitorización de vibraciones (VMS) Sistema de F&G (Detección de gases & fuego) (GDS / FDS) Para las calderas de recuperación, los sistemas que intervendrán serán el DCS y el ESD Comunicación entre campo y el sistema de control Los puntos siguientes describen la relación que se establece entre los instrumentos de campo, los cuales transmiten información de manera continua, y el sistema de control, que deberá ser el encargado de recibir, procesar y actuar en consecuencia con los parámetros predefinidos. Estos puntos se definen en la lista de instrumentos Tipo de señal E/S Los tipos de señal que llegan a las tarjetas de E/S procedentes de campo se pueden dividir entre: Señales Analógicas de Entrada (AI) Señales Analógicas de Salida (AO) Señales Digitales de Entrada (DI) Señales Digitales de Salida (DO) Señales cableadas mediante bus de campo (FF) 57

58 Señales a través de protocolos serie (ej. Modbus) (SAI, SAO, SDI, SDO) Tipo de señal física: Según el tipo de E/S de señal que recibe el sistema se pueden clasificar entre los distintos tipos Foundation Fieldbus (FF) 4-20 ma + HART Contactos libres de potencial. +24 V Señal de Termopares o RTD Etc Filosofía para la adquisición de la instrumentación. Las medidas analógicas de transmisores prevalecerán sobre las medidas digitales (switches). De esta forma se puede realizar un control más preciso del caudal, presión, temperatura, Se ha utilizado instrumentación inteligente (transmisores, posicionadores, ) que permiten el diagnóstico y mantenimiento de los equipos a distancia. La instrumentación conectada al DCS es instrumentación Fieldbus y la instrumentación asociada al sistema de emergencia (ESD) es instrumentación tipo HART. Toda la instrumentación debe estar preparada para trabajar en entornos industriales Zona 2. Y debe estar certificada por ATEX Filosofía de control A continuación se detallan diferentes criterios para definir la filosofía del control de la planta Segregación de señales Las señales se empiezan a segregar en campo, por tipo, agrupándolas en cajas de distribución distintas. Las señales Fieldbus se cablearán en cajas Fieldbus; Las señales analógicas, se cablearán en cajas analógicas; las señales digitales (24 VDC) se cablearán en cajas digitales. La segregación de señales influirá en el ruteado de bandeja hasta las distintas cabinas del sistema. La segregación también influirá en la distribución de cabinas en sala de control. Así pues tendremos cabinas para señales tipo Fieldbus y para cabinas analógicas. La segregación también se tendrá en cuenta en la adquisición tarjetas E/S del sistema de control en la medida que cada tarjeta asumirá una cierta cantidad de señales dejando reservas para posibles ampliaciones Redundancia Los criterios de redundancia si consideran en: 58

59 El sistema de control, elementos E/S, controladores serán redundantes. Todos los módulos FBM serán redundantes. Las alimentaciones asociadas al sistema de control deberá ser redundante. La instrumentación asociada a mediciones críticas deberá ser redundante. Se deberán emplear rutas de comunicación redundantes por la planta Seguridad y protecciones En la adquisición de la instrumentación se tendrán en cuenta que cumplan con normativas ATEX (aptos para trabajar en atmósferas explosivas ) DCS El Sistema de Control Distribuido (DCS), tiene las siguientes funciones: Responsable del control y supervisión del proceso. Responsable de la interfase para interacción con el ser humano. Se compone de distintas herramientas capaces de habilitar su configuración. Todo el conjunto procesador / interfase es una solución técnica estandarizada por el fabricante, escalable según las necesidades de cada proyecto de control y tipificable de cara a la configuración de la solución final. El DCS utilizado será el I/A Series CP270. Sistema de Invensys Process Systems, desarrollado por Foxboro. El I/A series cumple con las funciones del proceso de automatización con tecnologías innovadoras diseñadas para maximizar el rendimiento de la planta. Como características principales: Asegura alta fiabilidad y disponibilidad del proceso. Auto-reparación de red de malla de control. Gran velocidad de procesado, de un gigabit, e inteligente enrutamiento a tiempo real de datos. La red de control puede actuar como una capa adicional de seguridad del sistema para protegerlo contra amenazas internas y externas. Solución rápida y fácil migración. El I/A Series, ofrece cambio de módulos E/S tipo plug-in para una fácil sustitución, minimización de costes, riesgo y tiempo de inactividad proceso. Un conjunto de herramientas, para que cualquier dispositivo basado en Field Device Tool (FDT) pueda conectar los instrumentos al DCS y para reemplazarlos por otro de otro fabricante sin problemas y reduciendo costes. La relación que se establece entre el DCS y los demás subsistemas se detalla claramente en el plano 5.3 Diagrama sistema de control de la planta de cogeneración 59

60 Equipos Hardware del I/A Series CP270 de Invensys. El DCS está compuesto de los siguientes elementos capaces de la captación y procesamiento de las señales que intervienen en el control de procesos en contraposición con los elementos lógicos que los hacen funcionar CPU o controlador La CP270 es la unidad central de proceso (procesador) destinada a realizar funciones de cálculo y tareas de supervisión de todo el hardware del sistema. Ejecuta diferentes tipos de supervisión: Supervisión de los elementos destinados a captar señales de E/S. Supervisión del conjunto procesador / interfase Supervisión de las comunicaciones entres distintos elementos, etc) Características generales: Figura 33: CPU Capacidades de adquisición de datos, detección y gestión de alarmas. Soporta hasta 32 dispositivos de las series FBM200. Se conecta con la red de control de la planta vía fibra óptica 100 Mbps Ethernet. Utiliza un encapsulado de aluminio, robusto para espacios no ventilados. Está certificado por CE para ser montado en salas de control. Soporta 2 Mbps o 268 kbps y buses de campo simultáneamente. Utiliza algoritmos versátiles de control y es compatible con una extensa variedad de FBM ser utilizado en control de procesos. 60

61 Soporta sincronización de tiempo utilizando un opcional reloj externo a través de satélites GPS. Ofrece actualizaciones on-line del FCP270 fallo seguro sin influir en el proceso Módulos E/S Son las unidades destinadas a captar eléctricamente punto a punto las señales de campo correspondientes a las variables físicas objeto de supervisión y/o control. Todos los tipos de tarjetas serán redundantes. Se utilizarán tarjetas FBM de Invensys: 1. Módulo FBM228: Tarjetas redundantes para módulos de Foundation Fieldbus. Soporta hasta 32 dispositivos 2. Módulo FBM214: Tarjeta redundante para señales analógicas de entrada 4-20 ma. Soporta 8 dispositivos HART. 3. Módulo FBM218: Tarjeta redundante para señales analógicas de salida 4-20 ma. Soporta 8 dispositivos HART. 4. Módulo FBM207B: Tarjeta redundante para señales digitales de entrada de 24 Vdc (DI). Tarjeta redundante para señales digitales de entrada de 24 Vdc (DO). Soporta 16 dispositivos. 5. Módulo FBM240: Tarjeta redundante para señales digitales de salida. Soporta 8 salidas discretas de los siguientes tipos: 10 A y 80 a 120 Vac. 5 A y 80 a 125 Vdc. 5 A y 15 a 30 Vdc. 5 A y 80 a 120 Vac Fuentes de alimentación Las fuentes de alimentación utilizadas para el I/A Series, están montadas sobre el rail DIN y proporcionan 24 Vdc. EL modelo utilizado es el FPS y 400 W, es un modelo con una eficiencia muy alta y certificado para trabajar en Zona 2 Div Cabinas Son unidades físicas en donde se alojan los distintos elementos hardware: CPU, tarjetas y fuentes de alimentación. Serán Rittal de la serie TS ESD El sistema ESD (Emergency Shut Down) es un sistema fallo-seguro, que permite a la planta continuar funcionando o que genere una secuencia de seguridad en caso de error que lo lleve a parada segura. Debe ser también un sistema triple modular y redundante (TMR) con un nivel de Safety Integrated Level 3 (SIL-3) según se define en la ISA S

62 Figura 34: Sistema Triconex El sistema ESD es un subsistema del sistema de control de procesos y tanto el propio sistema como el hardware asociado, será totalmente independiente de los otros componentes de la planta, a excepción de la interfase E/S y enlaces de comunicaciones que le permitirán interactuar en caso de necesidad. Todas las señales críticas deberán ser cableadas con cable (hardwired) no permitiéndose el cableado mediante serial link. La instrumentación asociada será 4-20 ma con protocolo HART Arquitectura del sistema ESD El sistema ESD de la planta se basa en el Tricon V10 tolerante a errores del controlador. El sistema constará de un chasis principal, que tendrá tres procesadores principales, y el resto de slots (6) se dedicará a los módulos de E/S y a módulos de comunicación. A cada cabina llegará una alimentación redundante de 24 Vdc y de 120 Vac suministrada desde la UPS. Las conexiones con campo, se realizarán a través de los módulos de E/S vía las Field Termination Assembly (FTA) y la placa de terminaciones HART. Estas conexiones eléctricamente pasivas, estarán provistas de cables de entrada, fusibles, y elementos para el acondicionamiento de señal. Estarán montadas en la parte frontal y posterior de los Marshalling y se conectarán a los módulos de entrada salida a través de cables de sistema. Todos estos equipos serán montados en cabinas Rittal con doble puerta frontal y posterior Hardware Utilizado Procesador principal (3008) Tres procesadores se instalarán en el chasis principal del sistema principal. Cada procesador principal opera de forma autónoma, no comparte relojes, ni circuitería interna, y se comunica con el sistema de E/S ejecutando el control descrito por el usuario del sistema. 62

63 Las características del 3008 se detallan a continuación: Tabla 13: Características ESD El Motorola MPC860 es un procesador de 32 bits y que configura un procesador principal con dos otros procesadores idénticos que gestionan las comunicaciones de E/S. El bus de alta velocidad TRIBUS intercomunica los tres procesadores y tiene las siguientes funciones: Las características de este procesador son: Comunicación entre procesadores Hardware de votación por mayoría de todos los datos de entrada digitales. Los canales serán totalmente aislados y operan a 25 Mbps Cada uno de estos módulos contiene la circuitería para tres entradas (legs) idénticas (A, B y C), tal y como se muestra en la figura anterior. Aunque estas entradas, pertenecen al mismo módulo, estarán completamente aisladas las unas de las otras y funcionan de forma independiente. Las utilizadas para el proyecto serán: Señales digitales de entrada : Módulo 3503E Señales digitales de salida : Módulo 3604E Señales analógicas de entrada Módulo 3700 A Señales analógicas de salida Módulo 3805E Cada señal de entrada (DI, DO, AI, AO) de los módulos anteriores tienen tres canales de entrada aislados que permiten procesar independientemente todos los datos de entrada a el módulo. Un microprocesador en cada canal explora cada punto de entrada, recopila datos, y lo transmite a los procesadores principales 3008, donde se votan justo antes del proceso para garantizar la más alta integridad. 63

64 Todos los procesamientos de la señal siguen caminos por triplicado para garantizar la seguridad y la máxima disponibilidad. Cada señal utiliza un acondicionador de canal de manera independiente y ofrece óptica aislamiento entre el campo y el Triconex. Todos los módulos de entrada digital, ofrecen diagnóstico completo y continuo para cada canal. En caso de diagnosticar un fallo, en cualquier canal se activará el módulo de fallos indicador, que a su vez activa el chasis de la señal de alarma. El módulo de fallos apuntará a un fallo del canal, no un error de módulo. El módulo está garantizado para funcionar correctamente en presencia de un solo fallo y puede seguir funcionar correctamente con algunos tipos de fallos múltiples. Además todos los módulos de entrada digital TMR pueden ser reemplazados o sustituidos mientras están en funcionamiento Módulo de alimentación (8310) Cada Tricon Chasis está equipado con dos módulos de alimentación que convierte la corriente de entrada a la corriente continua adecuada, utilizando convertidores DC-DC de alta eficiencia y con protecciones de sobrepicos o corrientes inversas. Estos módulos pueden ser sustituidos sin desconectar ningún cable, simplemente extrayéndolo del chasis. 64

65 2.7 Arranque de la planta Se distinguen tres tipos de arranque: Arranque en frío: Cuando todo el sistema se encuentra despresurizado y a temperatura ambiente Arranque templado: Cuando el sistema está despresurizado pero aún conserva algo de temperatura Arranque en caliente: Cuando el sistema tiene presión y temperatura cercanas a su valor de trabajo normal. Para cada uno de esos arranques, la forma de operar y los tiempos requeridos para cumplir con los hitos es distinta. Es necesario conocer las particularidades de cada instalación, aunque lo importante es conocer que dependiendo de las condiciones las tareas a realizar pueden ser ligeramente distintas El Proceso de Arranque de una Turbina de Gas El proceso de arranque de una turbina de gas suele suponer entre 40 y 60 minutos, si la turbina opera en ciclo abierto. Si opera en ciclo combinado suele suponer entre 1,5 horas (arranque caliente) y 6 horas (arranque frío) hasta estar totalmente completado. El arranque puede dividirse en 5 fases: Funcionamiento en virador. El eje de la turbina de gas, o el eje común en caso de ser una central de eje único, deben haber estado a giro lento (menos de 1 rpm) durante varias horas, dependiendo del tipo de arranque (frío, templado, caliente). 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 vibraciones, o incluso, el bloqueo del propio eje Preparación para el arranque. Presión de gas adecuada (27,58 Barg / 65ºC) 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 de golpe. Niveles de caldera correctos, si tiene sistema de recuperación de gases (45%), se debe revisar el sistema para ver que todo esta correcto y no nos de problemas cuando pongamos a plena carga la turbina. Bomba auxiliar de lubricación en marcha, temperatura correcta, para que todo este bien lubricado y evitar posibles daños. Ausencia de alarmas de cualquier tipo, ver que no hay ninguna alarma que nos avise de posibles fallos, no vaya a ser que exista un problema no nos demos cuenta y a la hora de poner a plena carga el sistema nos de un fallo y tengamos que parar. 65

66 Inicio y subida hasta velocidad de barrido de gases. Se inicia la aceleración de la turbina de gas. 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 y evitando vibraciones. 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 rpm durante 5-10 minutos. Una vez acabado el barrido, la turbina va aumentando su velocidad. Atraviesa varias velocidades críticas, en las que el nivel de vibraciones en los cojinetes aumenta considerablemente. En esas velocidades críticas el gradiente de aceleración se aumenta para reducir el tiempo de estancia Aceleración hasta velocidad de sincronismo. Paso por velocidades críticas. A una velocidad determinada (generalmente por encima del 50% de la velocidad nominal, que es de 3000 rpm), 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 segundos, se abortará la maniobra de arranque, y será necesario hacer un barrido de gases y comenzar de nuevo. 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 2500 rpm) 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 3000 rpm, entra en funcionamiento el sincronizador, que automáticamente regulará frecuencia, tensión y desfase de la curva de tensión del generador y de la red eléctrica. Cuando las curvas de tensión de generador y red coinciden plenamente se cierra el interruptor del generador y la energía eléctrica generada se exporta a la red a través del transformador principal Proceso de arranque de la caldera de recuperación Comprobaciones previas al arranque de caldera: Posición de la compuerta de derivación de gases de escape (diverter). Antes del arranque hay que verificar que la posición del diverter está cerrado mandando todos los gases al exterior. Calidad del agua: Es necesario comprobar los principales parámetro químicos del agua en los cuatro puntos de control (agua de alimentación, agua en el desgasificador, agua de caldera, y agua del circuito de condensado) Funcionamiento de la dosificación: Hay que comprobar que los depósitos correspondientes contienen la suficiente cantidad de productos químicos para la dosificación de aditivos (secuestrante de oxígeno y reguladores de ph) y que los sistemas de dosificación y medición están operativos. 66

67 Niveles. El nivel del calderín deber ser el correcto, preferentemente cercano al mínimos (sobre el 45%) por el efecto esponjamiento del agua al subir la presión, que hará que el nivel aumente aunque el aporte de agua esté cerrado. Purgas abiertas: Las purgas de condensado deben estar abiertas, ya que al estar las tuberías frías una parte del vapor producido se va a condensar y acumular en los depósitos de purga continua e intermitente Funcionamiento de las bombas de alimentación de la planta: Las bombas de alimentación a caldera deben estar en marcha y el lazo de control de nivel (LC- 003 A/B) perfectamente operativo Comprobación de la situación de los consumidores de vapor (turbina de vapor). Las válvulas de salida de vapor deben estar abiertas desde el inicio (MOV-001), ya que se necesita que existe circulación de agua a través del sobrecalentador. Un error habitual consiste en aportar calor a la caldera de recuperación con la válvula de salida principal de vapor cerrada hasta que se consigue cierto valor de presión. Esto es un error ya que el sobrecalentador recibirá calor que no se evacua y calentará los tubos por encima de los valores de trabajo. Puede provocar roturas de tubos del sobrecalentador en sus puntos más débiles Arranque de la caldera de recuperación: Se cierra el diverter y con la turbina de gas en marcha, la caldera empieza a recibir gases de escape calientes, sobre los 600 ºC (ver tabla-3 en el punto 2.4.2), y comienza a calentarse el agua contenida 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 de 48 Barg en el calderín, 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. También se caliente el colector de la turbina de vapor hasta la temperatura de de deseada (450ºC). Se purga gran cantidad de agua de la caldera, y se sustituye por agua de refresco, de menor conductividad, proveniente de la planta de producción de agua desmineralizada. Cuando se alcanza el valor de conductividad conveniente se comienza a hacer girar la turbina de vapor Proceso de arranque de la turbina de vapor Comprobaciones previas al arranque de la turbinas de vapor. Virador en marcha durante 3 horas Arranque de la bomba de lubricación auxiliar. Comprobación de presión de aceite lubricante y nivel de aceite en tanque Presión de temperatura y calidad del vapor 67

68 Refrigeración del condensador Refrigeración del aceite de lubricación Puesta en marcha del grupo de presión del aceite de control Apertura de drenajes Puesta en marcha de eyector o bomba de vacío Ajuste del vapor de sellos Comprobación de la presión correcta en el condensador Comprobación de la ausencia de alarmas en el sistema de control de la turbina Arranque turbina de vapor La turbina de vapor deber permanecer girando < 1000 rpm durante un periodo de tiempo entre 1 y 3 horas para asegurar un nivel de vibraciones aceptable. Comprobación de condiciones de vapor (Temperatura/presión/conductividad/ph) óptimas durante Poco a poco va aumentando de velocidad, y cuando se llega a 3000 r.p.m., su generador sincroniza con la red. 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. Cuando ya ha sincronizado se cerrarán los drenajes de la turbina 68

69 Por tanto, podemos desglosar la planificación del arranque en el siguiente cronograma: Tabla 14: Planificador puesta en marcha de la planta. 69

70 2.8 Criterios utilizados para el control del circuito agua-vapor de la caldera: Existen tres objetivos básicos en el control de las calderas de recuperación de calor: Suministro continuo de vapor en las condiciones de presión y temperatura deseadas. Operación continua de la caldera con las menores pérdidas posibles siempre manteniendo un alto nivel de seguridad. Arrancar y parar de forma segura, vigilar y detectar condiciones inseguras y tomar las acciones necesarias para una operación segura en todo momento. Los diagramas de proceso del sistema agua-vapor de las calderas de recuperación se han representado en los P&ID 12. En ellos se muestra todos los diagramas de proceso, instrumentación, y comunicaciones con el sistema de control Introducción a la simbología de los P&IDs La representación de los P&IDs se ha hecho siguiendo los parámetros generales de la norma ISA. Las letras de identificación para las mediciones se basan en la norma S5.1 y la norma ISO : Primera letra A F L P T Segunda y Tercera letra A C D E G I T V W Y Z Medición Análisis Caudal Nivel Presión Temperatura Alarma Controlador Diferencial Elemento primario Indicador Indicación Transmisor Válvula Vaina (para temperatura) Función Seguridad Tabla 15: Letras de identificación de los P&IDs 12 P&ID: En inglés, Process and Instrumentation diagram 70

71 Simbología de instrumentación: Figura 35: Simbología en los P&IDs Sistema Agua-Vapor. Se representa en los P&IDs definidos a continuación: P&ID: Economizador. Descripción: Se utiliza el economizador para aumentar la temperatura del agua de alimentación antes de llegar al calderín. La temperatura normal de operación 265 ºC y 68.5 Barg. Los FIT-001 A/B/C, controlarán el caudal de entrada al economizador. El sistema de control realizará la media de la señal de los 3 transmisores funcionando con un 2 de 3. Se dispone una válvula de corte con solenoide (XV-001) antes del economizador que enviará el agua al atemperador, proporcionando un cierre estanco para evitar fugas. A través de la válvula de by-pass del economizador (TCV-003), el calor total a la entrada al calderín se puede reducir, mezclando el agua a la salida del economizador con la propia agua de by-pass (el TIT-003 controlará esta temperatura). En este punto, la temperatura del fluido, será menor que la temperatura de saturación a la presión de vapor del calderín, previniendo el flashing (vaporización) en las válvulas de control (FCV-001 A/B). Estas dos válvulas funcionan de forma alterna: mientras la válvula principal está en servicio, la otra está en stand-by. Cada una de estas válvulas está provista de elementos anticavitación, para reducir posibles erosiones en sus internos. Para evitar una posible vaporización en sus tubos, el economizador trabajando en condiciones de temperatura y presión por encima de la saturación. 71

72 P&ID: Calderín. Descripción: Como ya se ha comentado, el evaporador absorbe el calor disponible en la combustión del tiro de la turbina para generar vapor saturado. El calderín proporciona tiene tres objetivos: Distribución del agua de alimentación Separación de agua-vapor. Transferencia de agua al sistema de purga continua. El vapor a la salida del evaporador, es separado en el calderín con un sistema centrífugo de separadores a bajas presiones. Además se instalarán secadores internos para asegurar la alta calidad del vapor a la salida del calderín. Temperatura de operación 263 ºC y 48,5 Barg. Para la protección de sobrepresiones, se instalarán en el calderín dos válvulas de seguridad capaces de aliviar el 75% del vapor (PZV-004-A/B). Estas dos válvulas, combinadas con una tercera que está en el sobrecalentador, aseguran la protección al 100% de la HRSG. Las medidas de nivel del calderín se realizarán a través de los LIT-003 A/B/C, y se puede controlar a través de uno o tres elementos (nivel, caudal vapor en sobrecalentadores, caudal entrada agua alimentación). Este sistema establece la posición de la válvula de control la demanda de agua de alimentación (FCV-001 A/B) del economizador. También incluye los transmisores redundantes LIT-001 A/B/C, cableados directamente al ESD y que dispararán la caldera en caso de superar los límites establecidos. El calderín también dispone de manómetros y transmisores de presión utilizados como monitorización. En el calderín también llega otra línea proveniente del paquete de dosificación química para evitar la corrosión de los tubos de la caldera, para mejorar la conductividad y para conseguir las condiciones óptimas del fluido con la finalidad de obtener el máximo rendimiento P&ID: Sobrecalentadores. Descripción: El vapor saturado proveniente del calderín es dirigido a los sobrecalentadores, donde es sobrecalentado para conseguir las condiciones de temperatura deseadas. En la primera fase, el sobrecalentador primario, el vapor es secado y sobrecalentado (466 ºC y 49 Barg) y en el sobrecalentador final (ver Tabla 5: Datos vapor de alta en página.48), el vapor sobrecalentado necesita ser atemperado (TCV-010) para obtener el máximo caudal y mantener la temperatura constante a distintas cargas. En ningún caso la atemperación de vapor produce una pérdida de eficiencia. El sistema ha sido debidamente sobredimensionado para proporcionar un amplio rango de control de temperatura. También es importante destacar que el agua de alimentación tiene que ser pura para prevenir sedimentaciones y otras impurezas en las tuberías hacia la turbina. Una trampa de vapor para detectar y eliminar el agua no-vaporizada del atemperador ha sido instalado aguas arriba del sobrecalentador final para asegurar la calidad del vapor. Durante la puesta en marcha, es necesario drenar todo el condensado que pueda acumularse en la parte baja de los colectores del sobrecalentador y en las líneas de vapor a 72

73 través de los drenajes. Estos drenajes se mantendrás abiertos hasta que la circulación de vapor sobrecalentado sea suficiente para evitar condensación. La circulación de vapor tiene que ser realizada tan pronto como sea posible en la puesta en marcha, venteando el colector en un lugar cercano a la turbina de vapor. Es importante presurizar el colector de vapor antes de permitir circulación a la turbina de vapor. Existen gran cantidad de sensores de temperatura, termopares skin-points que controlarán la temperatura del vapor en distintos puntos del circuito de los sobrecalentadores. También existen un sistema de protecciones TIT-013 A/B/C cableados al ESD. La válvula MOV-001 permitirá el paso de vapor por el circuito de sobrecalentadores. Los FIT-002 A/B/C medirá el vapor sobrecalentado que se entrega a la turbina de vapor compensado con las variables de presión (PIT-008 A/B/C) y temperatura (TIT-012 A/B/C) P&ID: Purga. Descripción: El sistema de purga continua, mantiene el nivel de calderín y la conductividad del agua de caldera en su nivel deseado evitando la formación de depósitos o arrastres de sólidos en el vapor que pueden ocasionar serios perjuicios tanto a la caldera como a los consumidores del vapor producido. Además también asegura que el nivel de silicatos en el calderín está por debajo de los máximos admitidos. El tanque de purga continua opera a niveles de presión del colector de media presión (T=192ºC P=12 Barg) conteniendo una mezcla de agua y vapor (flash tank). El vapor de media es desalojado hacia el colector principal de vapor, mientras el condensado es drenado hacia el tanque de purga intermitente utilizando la válvula de control (LCV-007). En el tanque de purga intermitente, a presión atmosférica, el vapor es venteado a la atmósfera mientras el condensado es dirigido hacia el aerocondensador utilizando las bombas centrífugas. Cuando el sistema de purga continua se encuentra fuera de servicio, se utilizar el sistema de purga intermitente Automatización y control de caldera de recuperación de calor El control de la caldera de recuperación consta de distintas fases, según ya se ha comentado y se define en los puntos siguientes: Control precalentamiento agua de alimentación. By-pass del economizador. Control de nivel del calderín y agua alimentación. Controlar la temperatura del vapor. Circuito de purga continua e intermitente, para mantener los niveles adecuados en condensador y desgasificador. 73

74 2.8.4 Control de By-pass del economizador Este sistema regula el by-pass del economizador: PY 007 SP TC 003 Acción Directa TIT 003 PV PIT 007 ºC Barg TCV-003 AO/AFC CONTROL BY-PASS ECONOMIZADOR OP Figura 36: Control by-pass economizador El controlador TC-003 actúa directamente sobre la TCV-003, para mantener la entrada de agua de alimentación al calderín en las condiciones deseadas. El controlador TC-003 también proporciona el agua de alimentación a las válvulas FCV-001 A/B en el set-point preestablecido, basado en la temperatura de saturación del agua del calderín menos 3ºC. Al reducir estos 3ºC se evitará el flashing en las FCV-001 A/B. Estas válvulas están trabajando en condiciones de salida de 260ºC y 49,1 Barg. El flashing se produciría entorno los 263,3 ºC (con presión del calderín 48,5 Barg). Así pues, las variables de proceso requeridas para obtener este control son la temperatura de agua de alimentación a caldera después del economizador (TIT-003) y la presión del calderín (PIT-007) 74

75 Elementos de control: Variables controladas TIT-003 Temperatura agua de alimentación después del economizador. PIT-007 Presión del calderín Equipos manipulados TCV-003 Válvula de By-pass del economizador Controladores TC-003 Bloque PID controlador con acción directa. Con la temperatura y presión del calderín controla la TCV-003 del 0 100% Funciones PY-007 Calcula la temperatura de saturación menos 3ºC en base a la presión del calderín Control del calderín: El control de nivel del calderín tiene varias particularidades debido a su funcionalidad. Las principales son el esponjamiento y la contracción que se producen en el nivel ante los cambios de carga de vapor, y que modifican el nivel en la dirección opuesta a la que intuitivamente se espera que ocurra ante dicho cambio de carga. Así, ante un incremento en la demanda de vapor, el nivel en lugar de disminuir al extraerse más vapor, se incrementa temporalmente debido a la disminución de la presión provocada por el aumento de consumo. Esta disminución en la presión provoca un aumento en la evaporación y en el tamaño de las burbujas de vapor (esponjamiento) que hace aumentar el nivel. Por el contrario, ante una disminución en la carga, en lugar de producirse un aumento en el nivel debido a la disminución del caudal de vapor, se produce una disminución debida al aumento de la presión. Esta origina una menor evaporación y un menor tamaño en las burbujas de vapor (contracción) que hace disminuir el nivel. Eso implica que los caudales de vapor y de agua de alimentación deben estar relacionados continuamente con el nivel del calderín, y la solución a adoptar es la representada en la figura siguiente, en la que el caudal de agua no cambia inmediatamente, sino gradualmente para acompañar al caudal de vapor una vez que el nivel ha vuelto a su punto de trabajo tras el transitorio. 75

76 Figura 37: Evolución nivel en calderín (NWL) El control de del calderín se define como un control de 3 elementos, como son el caudal de agua de alimentación, el caudal de vapor y el propio nivel del calderín. Se represente en el diagrama de siguiente: Presión y temperatura del vapor Sobrecalentado (superheater) TIT 012A MEDIANA PV TIT 012B TY 012 FY 002A TIT 012C MEDIANA PY 008 PIT 008A PIT 008B PIT 008C H@1156 mm L@787 mm SP: 991 mm 59,6% LC 003B LC 003A PV SP: 991 mm 59,6% LY 003 MEDIANA LIT 003A LIT 003B LIT 003C FIT 002A FY 002 FIT 002B MEDIANA FIT 002C Vapor de alta presión. SP FC 001 FY 001A MEDIANA FY 001 FCV-001A FIT 001A FIT 001B FIT 001C FCV-001B Caudal agua alimentación (economizador) Control del calderín en la HRSG Figura 38: Control del calderín 76

77 La caldera también dispone de un control a un elemento (LC-003 A) utilizado para la puesta en marcha, mientras el agua de alimentación y el vapor tienen un caudal muy bajo. En términos generales, las funciones del lazo son las siguientes: 1. Mantener el nivel de agua de alimentación dentro de unos límites prefijados a través de las FCV-001 A/B, para alimentar los tubos de los evaporadores y evitar que estos se sobrecalienten (LC-003 A/B) 2. Asegurar que llega vapor a la turbina a través de los sobrecalentadores, evitando que, por muy alto nivel, pudiera llegar agua o vapor frío. Se observa como el control LC-003 B recibe la señal del comparador de Presión y caudal de la línea de vapor de alta FY-003. La caldera de recuperación requiere un sistema de control rápido que asegure el nivel, haciendo frente a variaciones bruscas de carga o de caudales de purgas. Además de este control, de dispone de un control secundario de apoyo basado en la apertura de las válvulas de purga continua (ACV-001), para descargar el nivel de los calderines cuando estos sobrepasen el margen de seguridad sobre el valor de consigna, lo que suele ocurrir durante los arranques Narrativa de control: Variables controladas (PV): LIT-003 A/B/C Nivel calderín FIT-002 A/B/C Caudal de vapor de alta presión Equipos manipulados: FCV-001 A Caudal agua alimentación FCV-001 B Caudal agua alimentación de reserva Funciones FY-002 Calcula las mediana de las tres lecturas FIT-002 A/B/C (salida vapor vivo de los sobrecalentadores) PY-008 Calcula la mediana de las tres lecturas PIT-008 A/B/C (presión vapor de alta) TY-012 Calcula la mediana de las tres lecturas TIT-012 A/B/C FY-002 A > Medida de caudal de valor sobrecalentado entregado a turbina de vapor compensada con presión y temperatura. LY-003 Calculador de mediana con el valor de 3 lecturas LIT-003 A/B/C FY-001 Calculador de mediana con el valor de 3 lecturas FIT-001 A/B/C FY-001 A Envía el valor de salida a las válvulas de control. Este control recibe la demanda de apertura de la válvula y lo transforma en el Cv según la tabla siguiente: 77

78 Posición Cv 0 % 0 10 % % % % % % % % % % Tabla 16: CV válvulas FCV-001 A/B El total requerido de cv es utilizado para cada válvula de control siguiendo las siguientes ecuaciones: Cv 1 = X * CV válvula FCV-001 A Cv2 = (1-X) * Cv válvula FCV-001 B La variable X es procesada internamente por el sistema de control con un valor entre 0 y 1. Eso significa que 1 interviene la válvula A o la B. Controladores LC-003 B Controlador PID con acción inversa. La salida (error de nivel en calderín) es la alimentación del controlador en cascada FC-001 el cual calcula el caudal de agua de alimentación en función de los parámetros de caudal de vapor y error de nivel del calderín. Es el control a 3 elementos. FC-001 Controlador PID en cascada con acción inversa. LC-003 A Controlador PID inversa. Controla el nivel del calderín que la única lectura de los niveles LIT-003 A/B/C. Control a 1 elemento Control de la temperatura del vapor La caldera de recuperación tiene que generar vapor muy por encima de la temperatura de saturación (452ºC), que asegure el buen funcionamiento de sus consumidores. Debido a que el régimen de trabajo de la caldera puede variar y trabajar en distintas cargas, se debe incluir en los sobrecalentadores una válvula atemperadora que produzca el vapor a la temperatura deseada. La atemperación no suele ser necesaria hasta una determinada carga de caldera, así que para evitar posibles fugas de agua al sobrecalentador, se ha instalado una válvula de corte (XV-001) aguas arriba de la línea de entrada de agua de la válvula atemperadora. Debido al retraso existente entre la inyección de agua y el cambio de temperatura en la salida del sobrecalentador (aprox. 2 minutos), se utiliza un control en cascada: cuatro transmisores de temperatura, tres situados al final del sobrecalentador final (TIT-012 A/B/C) (Máster), y otro localizado a la salida del atemperador (TIT-010) (esclavo), para controlar la válvula atemperadora. El control en cascada permite detectar la presencia de 78

79 una perturbación antes de que tenga un efecto apreciable sobre la variable de salida o variable controlada. Antes de enviarse al controlador esclavo (TC-010), la salida del controlador máster (TC-012) es comparada con la temperatura de saturación, obtenida con la presión de vapor actual (PY-008). Eso se realiza durante los arranques, porque en operación normal la temperatura de trabajo es muy superior a la de saturación (Tsat = 260ºC) y pretende asegurar que no se está introduciendo agua de spray por debajo de esta temperatura, evitando la introducción de vapor saturado en el sobrecalentador final. La temperatura de consigna del controlador máster es enviada al controlador esclavo TC-010. La temperatura y presión del vapor sobrecalentado son obtenidas por los bloques calculadores TY-012 y PY-008. La temperatura del vapor es medida directamente por el TIT-010. Por otro lado, y para protección de una alarma alta-alta, tres transmisores de temperatura se instalarán a la salida del sobrecalentador final (TIT-013 A/B/C) para disparar la HRSG a través de un 2oo3. PIT 008A MEDIANA > PIT 008B PIT 008C PV PY 008 TY 012A TC SP SP TC 010 PV TIT MEDIANA TY 012 PV TCV-010 TIT 012A TIT 012B TIT 012C CONTROL TEMPERATURA VAPOR Figura 39: Control de temperatura vapor en sobrecalentadores Narrativa de control Variables controladas TIT-012 A/B/C Vapor sobrecalentado Equipos manipulados TCV-010 Posición de válvula atemperadora (porcentaje de aperturas 0-100%) Funciones TY-012 Calculador de temperatura, se obtiene la mediana a través de tres lecturas TIT-012 A/B/C 79

80 PY-008 Calculador de presión. Obtiene la mediana de tres lecturas PIT-008 A/B/C TY-012 A Comprar la temperatura del sobrecalentador final con la temperatura de saturación. Envía el valor mayor a TC-010 Controladores TC-012 Controlador PID con acción inversa (máster) TC-010 Controlador PID con acción directa (esclavo) Nivel Tanque purga continua e intermitente La válvula que regulará la entrada en el depósito de purga será la ACV-001, que estará gobernada también por el propio sistema de análisis de la caldera (analizador de conductividad y phímetro). Cuando la conductividad medida excede los límites deseados, la válvula se abrirá para aumentar el caudal de purga. La purga de la caldera vendrá fijada como un porcentaje del caudal de agua de alimentación. El control del nivel de tanque de purga se realizará mediante el controlador LC-007 que actúa sobre la válvula LCV-007 para mantener el tanque de purga continua en el nivel deseado. Variando la extracción de agua se mantendrá constante el nivel en el punto deseado. El controlador LC-007 obtiene el valor continuo del nivel del tanque como una variable de proceso, utilizando un control PI simple. Cuando el nivel del tanque aumente la válvula de extracción abrirá y viceversa. Direct Action LC 007 SP=50% OP LCV-007 FC PV LIT 007 Nivel de purga continua Figura 40: Control de nivel de purga continua 80

81 Análogamente, el control de nivel del tanque de purga intermitente sería: LY 009 Acción directa H=42% LC 009 OP LCV-009 AO/AFC LIT 009 PV Control de nivel tanque purga intermitente Figura 41: Control de nivel de purga intermitente Narrativa de control Variables controladas: LIT-007 Nivel tanque purga continua. LIT-009 Nivel tanque purga intermitente. Equipos manipulados LCV-007 Válvula de control del nivel de purga continua (apertura 0-100%) LCV-009 Válvula de control del nivel de purga intermitente (apertura 0-100%) Controladores LC-007 Controlador PI con acción directa. LC-009 Controlador PI con acción directa Control de las bombas de purga El LY-009 actúa sobre las bombas de purga A/B para mantener el nivel del tanque en valores de purga intermitente en valores seguros. En operación normal habrá una bomba trabajando al 100% y la otra en stand-by. En caso que el nivel suba hasta el alarma de alta (HLL= 700 mm) se activará la bomba en stand-by para alcanzar otra vez niveles de operación normales. Cada bomba se podrá accionar de manera local o de manera remota desde el DCS. 81

82 La medida de nivel se toma desde el LIT-009 Variables controladas Figura 42: Control de las bombas de purga LIT-009 Nivel del tanque de purga intermitente. Equipos manipulados BOMBA de purga A/B (control desde DCS mostrado a continuación) Funciones LY-009 En modo remoto (controlado desde el DCS), función que activa la marcha de las bombas 82

83 El Detalle3 que se indica en la figura anterior se refiere a las señales utilizadas por el DCS para el control de las bombas de drenaje: Lazo Tipo de instrumento Sistema E/S Localización TAGS: AA-GHS-9999AL Interruptor Paro local MCC - Field AA-GHS-9999AR Interruptor Paro DCS DCS SW - AA-GHS-9999BL Interruptor marcha local MCC - Field AA-GHS-9999CL Interruptor Local / Remoto MCC - Field AA-GHY-9999 A Interruptor paro DCS DCS DO S/E AA-GHY-9999B Interruptor marcha DCS DCS DO S/E AA-GM-9999CR Not in auto DCS DI S/E AA-GM-9999DL Estado motor campo (Marcha) MCC - Field AA-GM-9999EL Estado motor campo (Paro) MCC - Field AA-GM-9999DR Estado motor DCS (Marcha) DCS DI EIRP AA-GM-9999ER Estado motor DCS (Paro) DCS DI EIRP INICIADOR (LY-009) STOP GHS AR INDICADOR DE CONSUMO GY IT ER LOCAL STOP AA-GHY-9999A STOP (A) MCC AA-GHY-9999B START (B) NOT IN AUTO GM MARCHA GM CR GHS AL DR LOCAL START GHS BL MARCHA M GM PARO GM HOA GHS DL EL CL Figura 43: Esquema control motor drenaje desde DCS 83

84 2.9 Instrumentación de campo asociada al circuito agua-vapor de la caldera Introducción Para la caracterización, cálculo y diseño de la instrumentación de la planta se utilizarán diferentes programas que permitirán generar documentos de diseño de ingeniería. Debido a la tipología de algunos instrumentos, será necesario cálculo previo de la instrumentación antes de salir a petición de oferta a los vendedores. Estos cálculos se han podido realizar gracias a distintos programas de cálculo comerciales (Emerson Toolkit, Valspeq). Por su complejidad se han calculado válvulas de control, y se han especificado los transmisores de presión caudal y nivel validando todos los parámetros. Los programas a utilizar en fase de ingeniería serán: SmartPlant Instrumentation (SPI 7.0) La bases de datos de instrumentación de la planta se realizará en SmartPlant Instrumentation de la compañía Intergraph (INtools v7.0), que incluye módulos integrados para índice de instrumentos, especificaciones, datos de proceso, cálculo, cableado, diagramas de lazo, hook-ups, calibración y mantenimiento. El software presenta una interfaz directa y fácil de manejar, incrementa la productividad, y realiza comprobaciones de consistencia de datos y diseño, lo que reduce errores y mejora la precisión de la información. Compatible con los sistemas de bases de datos Oracle o Microsoft SQL Server. Figura 44: Logo Intools Instrument toolkit (Rosemount). Cálculo de instrumento. Para el cálculo de instrumentos de presión y caudal, se utilizará el programa Instrument toolkit desarrollado por Emerson. Instrumento Toolkit, contiene un conjunto de herramientas para: Registrar la información de aplicación y las condiciones del proceso Ejecutar cálculos difícil, requiere mucho tiempo para seleccionar un instrumento Seleccionar un número de movimiento válido el modelo Rosemount. Personalizadas de flujo de configurar transmisores de nivel, presión y temperatura Generar e imprimir informes. 84

85 Figura 45: Instrument toolkit de Emerson ValSpeQ. Cálculo de válvulas de control Para selección y cálculo de válvulas de control se utilizará el ValsSpeQ, desarrollado por Masoneilan. El programa te permite la selección de materiales, tipo de válvula, observar si ocurren fenómenos de flashing o cavitación de la válvula Figura 46: Valspeq de Masoneilan 85

86 2.9.5 Wasp. Este programa se ha utilizado para conocer las propiedades físicas del agua y vapor en distintos estados según presión y temperatura: Figura 47: WASP 86

87 2.10 Lista de instrumentos y número de señales. Toda la información de los instrumentos viene detallada en la lista de instrumentos. A modo de resumen, se detallan en las tablas siguientes el número de instrumentos y el número de señales: TIPO DE INSTRUMENTO Total Manómetro 7 Nivel magnético 4 Placa de orificio / Tobera 4 RTD 9 Termómetro 6 Termopar SKIN 12 Transmisor de caudal DP 8 Transmisor de nivel DP 3 Transmisor de nivel radar de onda guiada 6 Transmisor de presión 12 Transmisor de temperatura 21 Válvula de seguridad 6 Válvula motorizada 2 Válvula TODO-NADA 1 Válvula de control 7 Total 132 Tabla 17: Resumen lista de instrumentos 2.11 Lista de señales La lista de señales y el sistema donde van se detalla a continuación: SISTEMA TIPO E/S - DCS ESD Total general AI DI 2 2 DO 1 1 FF Total Tabla 18: Lista de señales 87

88 2.12 Especificación de Instrumentos de caudal Medidas con placa de orificio Los elementos de caudal FE-001, FE-003 y FE-004 son placas de orificio. Las placas de orificios se montan entre dos bridas de orificio, donde se extraerán una toma en la parte de alta presión y otra en la partes de baja presión y se llevarán a un transmisor. Figura 48: Placa de orificio El elemento FE-002 se trata de una tobera. La tobera presenta una entrada curvada que se prolonga en un cuello cilíndrico, siendo el coeficiente de descarga similar al del tubo venturi. Sin embargo, la caída de presión es del mismo orden que en la placa de orificio, para el mismo caudal y con el mismo tamaño de tubería. La tobera permite una relación Qmax/Qmin un 60% mayor que en la placa de orificio Dimensionamiento del orificio Para el dimensionamiento del orificio, se utiliza el programa Emerson Toolkit. Las placas de orificio y toberas pueden utilizarse para cualquier tipo de caudal permanente de fluido limpio y homogéneo. La relación de diámetros de orificio y la tubería d/d (β), debe estar comprendida entre 0,2 y 0,7. En tuberías a partir de 4, se puede llegar hasta 0,75. Tampoco es recomendable utilizar placas de orificio en tuberías inferiores a 1 ½, puesto que la propia rugosidad de la tubería puede deformar la laminaridad 13 del flujo y la medida no sería correcta. 13 Flujo laminar: Es aquel tipo de movimiento de un fluido cuando éste es perfectamente ordenado, estratificado, suave, de manera que el fluido se mueve en láminas paralelas sin entremezclarse 88

89 Materiales y construcción de las placas de orificio En la central de ciclo combinado los materiales más habituales para la construcción de placas de orificio, suele ser de acero inoxidable (A316), con un espesor que oscila entre 3 y 12 mm. Para obtener una buena medida de caudal, la arista exterior deber ser viva y neta. No son tolerables defectos mecánicos. El espesor de la placa también te viene definido según ISO Instalación de las placas de orificio: Para obtener una medida correcta, es muy importante que las placas de orificio se instalen correctamente. Requiere la existencia de tramos rectos de tubería aguas arriba y aguas abajo del elemento primario con el fin de garantizar la laminaridad del fluido. La siguiente figura se indica los requerimientos de la tubería recta, aguas arriba y aguas abajo del medidor, en función de la configuración de la instalación: Figura 49: Diámetros necesarios para las placas de orificio Especificación de la placa de orificio Las especificaciones de los elementos de caudal de detallan en el anexo-error! No s'ha trobat l'origen de la referència Instrumentos de presión Manómetros. Tipo Bourdon C Los manómetros tipo Bourdon consisten en un tubo metálico de sección elíptica curvado en forma de arco, tapado por un extremo, el otro extremo es fijo y por él se aplica la presión. Al aplicársele la presión, el tubo tiende a enderezarse ligeramente. El movimiento resultante del extremo serrado del tubo, es transmitido a una aguja indicadora mediante el sector dentado y el piñón. La aguja indicadora se mueve sobre una escala graduada. 89

90 La forma del tubo, el material y espesor de las paredes dependen de la presión que se quiera medir. Figura 50: Manómetro tubo de Bourdon Accesorios de manómetros En el caso de fluidos de alta temperatura se instala un sifón entre el manómetro y la toma de proceso donde el fluido de operación condensa evitándose daños en el instrumento por alta temperatura. Figura 51: Sifón Especificación La especificación de los manómetros se detalla en el anexo

91 Transmisores de presión: Los transmisores de presión convierten la deformación producida por la presión en señales eléctricas. Estas señales se comunican con el sistema de control a través de 4-20 ma + HART (para señales a ESD) o Foundation Fieldbus (para señales a DCS). Los instrumentos han sido calculados con el programa Instrument Toolkit de Emerson, tanto los transmisores como los sellos remotos. Se han seleccionado transmisores de las series 3051 y Los transmisores 2051 son la evolución natural del 1151, ya descatalogado, tienen una precisión y coste ligeramente inferior a la del 3051, pero suficiente para la mayoría de aplicaciones requeridas: Rosemount Transmisor de presión Tipo de medida Differential, Gage, Absolute, Level, Flow 4-20 ma HART, FOUNDATION fieldbus, Salida PROFIBUS PA, 1-5 Vdc HART Low Power Precisión referencia ± 0.065% of span with 0.04% Optional Rendimiento Total ± 0.15% of span Estabilidad ± 0.125% of URL for 5 years Rangeabilidad 100:1 Rosemount Transmisor de presión Tipo de medida Differential, Gage, Absolute, Level, Flow 4-20 ma HART, FOUNDATION fieldbus, Salida PROFIBUS PA, 1-5 Vdc HART Low Power Precisión referencia ± 0.075% of span Estabilidad 0.1% of URL for 2 years Rangeabilidad 100:1 Tabla 19: Especificaciones básicas transmisores 3051 y 2051 Los sensores Rosemount utilizados utilizan elementos de medida construidos con materiales piezoeléctricos patentados de silicona. Son elementos ligeros, de pequeño tamaño y de construcción robusta. Su señal de respuesta a una variación de presión es lineal y son adecuadas para medidas dinámicas. Tienen la desventaja de ser sensibles a la temperatura y de experimentar deriva en el cero y precisar ajuste de impedancias en caso de fuerte choque. El sensor se conectará mediante circuitería interna a la electrónica del sensor. La electrónica de los transmisores de presión actuales permite implementar funciones como ajuste de rango, damping, linealización, convertidor D/A y salida 4-20 ma o Foundation Fieldbus. Cada sensor puede medir hasta un determinado rango de presiones, por lo que es fundamental definir presiones máximas a la hora de especificar el sensor. Los catálogos de Rosemount identifican para cada transmisor el sensor a escoger según el span y máximo URL (análogamente para el 2051): 91

92 Tabla 20: Rangos 3051 Rosemount Las conexiones del transmisor con proceso se realizarán a través de manifold montado con una brida tradicional o a través de un sello remoto 1199 de Emerson (remoto o directo) con capilar y brida coplanar en un tubo de 2. Para medir las presiones en las altas temperaturas del sobrecalentador, se han utilizado el sensor T Inline. La carcasa del transmisor será de aluminio recubierto con poliuretano. Figura 52: Transmisor de presión con sello 1199, brida tradicional y T Inline Especificación genérica de los transmisores de presión La especificación de los instrumentos se detalla en el anexo

93 2.14 Instrumentos de nivel Indicadores de nivel magnéticos Todos los niveles locales que se utilizarán para conocer el nivel del calderín y depósitos de purga, serán niveles magnéticos de Cesare-Bonetti. Los niveles magnéticos consisten de un flotador con un anillo magnético que se ubica dentro de una cámara no magnética que se une al recipiente por medio de conexiones embridadas. El flotador sube y baja de acuerdo a las variaciones de nivel en el tanque según el principio de los vasos comunicantes. Un tubo externo de vidrio contiene múltiples láminas magnéticas bicolores que modifican su posición al paso del flotador, manteniendo las láminas su última posición hasta que el flotador pasa de nuevo por ella en sentido contrario. Según el proceso de temperatura del fluido, los colores de los cilindros podrán ser: Rojo y blanco para temperaturas <= 200º C Negro y blanco para temperatura > 200º C Para estos instrumentos, también se instala en cada conexión al recipiente, una válvula de aislamiento para facilitar labores de mantenimiento. Además también constarán de una válvula de drenaje y otra de venteo. Figura 53: Nivel magnético Especificación genérica de los medidores de nivel La especificación de los instrumentos se detalla en el anexo Medidas de nivel por presión hidrostática o de presión diferencial Para la medida de nivel de los depósitos de purga continua e intermitente (LIT-008, LIT-009, LIT-010) se han utilizado transmisores de presión diferencial con sellos remotos 93

94 y capilares. Consisten en la medición de presión hidrostática correspondiente a una columna de líquido de una altura determinada. El nivel se calcula mediante la siguiente fórmula en la que la presión es proporcional al nivel para un líquido de densidad constante: P = g ρ h Para realizar la medida del nivel por este método en depósitos presurizados, como en el tanque de purga continua, se debe compensar la presión interna del recipiente. Se hace una toma en la parte inferior del recipiente y otra toma en la parte superior del mismo que se conectan a ambas cámaras de un transmisor de presión diferencial. El transmisor de presión detecta los cambios de nivel como cambios de presión respecto a una presión de referencia que es la presión interna del recipiente. Figura 54: Transmisor de presión De modo que: P = P H P L H H ρ H L ρ = ρ ( H H H L ) En los depósitos de purga y calderín hemos considerado la densidad idéntica tanto en la toma superior como en la inferior y H L =0 (altura del líquido en la toma inferior), ya que el sello está conectado en la toma inferior con una altura igual a cero. Se ha despreciado error en los capilares. Los transmisores se conectarán a los depósitos a través de sellos remotos con conexiones de 2. La medida de nivel se realizará a través de transmisores 3051 de Rosemount con sello y capilar Cálculo del span Los instrumentos se han calculado a través del programa Instrument Toolkit de Emerson. El span de los instrumentos se obtiene: H Tanques =750 mm (distancia entre bridas) SG = 0,954 (specific gravity o densidad) El span de los LIT-009 y LIT-010 de tanque de purga intermitente será, utilizado para seleccionado el transmisor adecuado será: 94

95 ( mmca) = H SG = 750 0,954 = 715,5mmca( 70, mbar) LT TANQUES 16 El span para el tanque de purga continua (LIT-007) HTanques=750 mm SG = 0,853 (specific gravity o densidad) ( mmca) = H SG = 750 0,853 = 639,75mmca( 72, mbar) LT TANQUES 74 Para ambos casos se seleccionará un transmisor de nivel capaz de medir una presión diferencial entre un rango de 623 a 623 mbar por ser el que más se ajusta Especificación genérica de un transmisor dp para medida de nivel. La especificación de los instrumentos se detalla en el anexo Medida nivel por Microonda Guiada Para la medición del nivel en el calderín se utilizarán transmisores de nivel por microonda guiada. El sistema de medición de radar por onda guiada ó GWR (Guided wave radar) consiste en enviar una onda de radar a través de un cable que se refleja a través de un cambio súbito en la constante dieléctrica. Son pulsos de alta frecuencia son acoplados a un cable o barra y guiados a lo largo de la sonda. El pulso es reflejado por la superficie del producto. El tiempo desde la emisión hasta la recepción de la señal es proporcional al nivel en el depósito. El ajuste con producto no es necesario. Todos los equipos son preconfigurados a la longitud de la sonda solicitada. La barra y el cable se pueden acortar y adaptar a las condiciones específicas de la aplicación. Figura 55: Principio transmisor de onda guiada 95

96 Los instrumentos de medición de onda guiada no los afecta la presencia de polvos, vapores, y son especialmente recomendables para efectuar medidas de interfase o en calderines de calderas. Los pulsos de micro-onda son guiados a través de la sonda. La primera reflexión detecta la superficie; cuando encuentra un medio de constante dieléctrica diferente emite una reflexión. Parte de la energía continua viajando a través del fluido y ante un nuevo medio, emitirá una reflexión indicadora del nivel de interfase. El transmisor de nivel por onda guiada deberá tener en cuenta los siguientes requisitos a la hora de montarse: Se instalarán en cámaras o tubos tranquilizadores. Evitar la instalación cerca de las partes internas del depósito. No instalar el sensor próximo a la entrada de producto. Las cámaras donde se montarán todos los LIT-001 A/B/C y LIT-003 A/B/C serán de 3 con una brida en la parte superior tal y como se indica en la figura de arriba Especificación del los medidores de nivel GWR La especificación de los instrumentos se detalla en el anexo Instrumentos de temperatura La medición de temperaturas se realizará mediante termoresistencias RTD de platino y termopares skin points (TC59 de Wika) que medirán temperaturas superficiales de las tuberías. En el caso de las temperaturas con vaina, todas RTDs, el sensor se introducirá dentro del termopozo soldado a la tubería, de 1 por los diámetros grandes de tuberías. El sensor de temperatura se montará sobre el cabezal roscado y el transmisor se montará remoto sobre tubo de 2. Los termopares skin-points, se soldarán sobre las tuberías en el punto que se quiera medir la temperatura. Se utilizarán skin-points para la medida de temperatura en el calderín y en los sobrecalentadores Sensores de temperatura Los sensores RTD de Rosemount tienen una gran linealidad. La ecuación de Callendar-Van Dusen es un método usado para describir la relación entre la resistencia y la temperatura (R vs.t) para las RTD de platino. La norma internacional IEC 751 interpreta la relación R vs. T mediante la siguiente ecuación: 3 ( t 100) t ] 2 Rt = Ro [1 + At + Bt + C Ro, A, B, C son específicas para cada RTD y se establecen probando cada sensor a varias temperaturas. Las mediciones de temperatura se realizarán a través de 4 hilos conductores para reducir el error producido por las resistencias de los hilos y mejorar la precisión: 96

97 Figura 56: RTD de Rosemount Se utilizarán termoresistencia para medir temperaturas hasta 500ºC, tipo B. La tabla siguiente muestra las desviaciones máximas de las termoresistencias dentro del rango normal de trabajo. Temperatura RTD DIN Clase B Desviación máxima ± ºC -100 ºC ºC ºC ºC ºC ºC ºC ºC Tabla 21: Tolerancias RTDs Termopares skin-point Para la medida de temperatura del calderín o de los sobrecalentadores, se utilizarán termopares de superficie skin-points TC59 de Wika. Ni en el calderín ni en los sobrecalentadores, no se pueden montar vainas soldadas, luego se utilizarán este tipo de termopares. Este modelo de termopar se utiliza para temperaturas altas y/o ambientes corrosivos. Serán del tipo K ( Cromo (Ni-Cr) Chromel / Aluminio (aleación de Ni -Al) Alumel) ya que pueden ser utilizados en una amplia variedad de aplicaciones. Están disponibles a un bajo costo y tienen un rango de temperatura de -200º C a º C y una sensibilidad 41µV/ C aprox. 97

98 Figura 57: Esquema skin-point TC-59 (Weld-Pad) de Wika Especificación básica medición temperatura La especificación de los instrumentos se detalla en el anexo Válvulas Válvulas de control Para el cálculo de las válvulas de control se ha utilizado el programa Valspeq de Masoneilan. A la hora de calcularlas se han tenido en cuenta los fenómenos físicos ocurridos dentro de las mismas como flashing o cavitación. Las válvulas de control serán de tipo globo de simple asiento de las series o de Masoneilan. Los materiales del cuerpo serán de fundición y habitualmente serán del mismo material de la tubería: (Acero al carbono A216 WCC, Acero inoxidable A351 CF8M, aleados para altas temperaturas de cromo molibdeno A217 WC9). El material de los internos será como mínimo A316 pudiéndose utilizar aceros martensíticos o endurecimientos con Alloy6 dependiendo de la aplicación o por recomendación del fabricante. Las válvulas FCV-001 A/B al ser las válvulas que trabajan en condiciones más adversas, se han dotado de internos especiales con jaula anticavitación de doble etapa para minimizar el impacto de la cavitación enn su interior. La conexión de las válvulas con proceso se realizará a través de bridas RF. La clase de estanqueidad será habitualmente clase IV aunque también se puede alcanzar la clase V. 98

99 Debido a las altas temperaturas no se utilizará la clase VI. Los actuadores podrán ser de diafragma o de pistón, calculados por el suministrador para que aseguren la estanqueidad. Todos los posicionadores serán Foundation Fieldbus y se puede observar en las hojas de datos que el tanto por ciento de apertura será entre el 10 y el 90%. Toda la fabricación de las válvulas, deberá adecuarse a la normativa estándar de fabricación ANSI con el fin de asegurarse el correcto funcionamiento de la válvula de control. Figura 58: Válvula de globo simple asiento con cuerpo de A351 CF8M Especificación válvulas de control: La especificación de los instrumentos se detalla en el anexo Válvulas de seguridad La válvula de seguridad es una válvula que automáticamente, sin la asistencia de otra energía que la del fluido, descarga una cantidad del fluido suficiente para prevenir unas condiciones de presión de seguridad hasta que las condiciones hayan sido restablecidas. Existen tres grupos de válvulas: Safety Valve: Se caracteriza por una apertura rápida o poping. Relief Valve: Abrirá proporcionalmente al incremento de presión con respecto a la presión apertura. Safety Relief Valve: abrirá con apertura rápida o con apertura proporcional en función de cual sea su aplicación. Esta clasificación de válvulas de seguridad también se utilizará para los fluidos y a códigos aplicables, así, las válvulas de seguridad serán aplicables para VAPOR, según ASME I (calderas), las válvulas de alivio se aplicarán para LÍQUIDOS según ASME VIII, y las válvulas de seguridad-alivio serán aplicables para GASES, AIRE, VAPORES según ASME VIII. 99

100 Se utilizarán dos tipos de válvulas: Válvulas convencionales: Se especificarán cuando la contrapresión superimposed es constante, y cuando la contrapresión built-up es inferior al 10% de la presión de tarado. Figura 59: PSV convencional Válvulas pilotadas: Estas válvulas tendrán un piloto que será el encargado de accionar su apertura. Se utilizarán básicamente cuando la presión de operación es muy próxima a la de disparo, donde se precise mayor exactitud/precisión, donde hubiera altas contrapresiones Built-up Especificación válvula de seguridad La especificación de los instrumentos se detalla en el anexo Válvulas motorizadas Se utilizarán actuadores ROTORK tipo Q montados en válvulas manuales (MOV- 001 y MOV-003). Este tipo de actuadores permiten un control de proceso fiable con un posicionamiento exacto de la válvula en los finales de carrera y en posiciones intermedias para el control de fluido. Para ellos se utiliza el sistema de control de la posición sin contacto del IQ. Con solo una pieza en movimiento, se transforma la rotación de la columna central en una señal electrónica que se compara con la información de los finales de carrera almacenada en una memoria no volátil. El actuador eléctrico de la gama IQ Pro es trifásico (380 Vac / 3fases / 50 Hz), multivuelta de accionamiento directo y con sellado IP68. Proporciona posicionamiento exacto de la válvula en los finales de carrera y en posiciones intermedias para el control de fluido. El control se la válvula motorizada se realizará a través de Foundation Fieldbus según los diagramas de a continuación: 100

101 Diagrama eléctrico: Figura 60: Diagrama eléctrico de los actuadores IQ de Rotork 101

102 Diagrama de señales: Lazo Tipo de instrumento Sistema E/S Localización TAGS: Q99-99-MOV-9999 Válvula motorizada FF DCS FF Campo Q99-99-ML-9999CR DCS Posición válvula cerrada DCS SW - Q99-99-ML-9999OR DCS Posición válvula abierta DCS SW - Q99-99-MHS-9999AR DCS Interruptor abrir DCS SW - Q99-99-MHS-9999BR DCS Interruptor cerrar DCS SW - Q99-99-MHS-9999CR DCS Interruptor DCS SW - Q99-99-MHA-9999DR DCS Valve LOCAL / REMOTO DCS SW - Q99-99-MMI-9999R DCS Indicación posición DCS SW - Q99-99-MDA-9999 A DCS Discrepancia DCS SW - Q99-99-MDA-9999B DCS Alarma fallo DCS SW - Tabla 22: Comandos válvula motorizada Figura 61: Esquema válvula motorizada Especificación válvula motorizada La especificación de los instrumentos se detalla en el anexo

103 Válvula atemperadora La válvula atemperadora (TCV-010) es fundamental para aumentar el rendimiento de la caldera de recuperación y proporciona las siguientes funciones: Control de la temperatura final de la caldera de recuperación. Prevenir el daño térmico de las tuberías y equipos aguas abajo, tales como el vapor a la entrada de la turbina. La válvula atemperadora utilizada es una válvula compleja de CCI de inserción, con agujeros múltiples tal y como se muestra en la figura de continuación. Esta válvula trabajará en condiciones extremas, a muy altas temperaturas, frecuentemente sin inyección de agua de spray por lo que los materiales seleccionados deberán ser capaces de soportarlas. También deberán poder aguantar el choque térmico al introducir el agua de spray introducida a altas presiones. Además en esta válvula se puede producir flashing cuando el flujo de agua de spray es extremadamente bajo y se deja calentar hasta la saturación antes de salir por la boquilla Figura 62: Válvula atemperadora Para que la válvula atemperadora proporcione un rendimiento fiable, es necesario tener en cuenta no sólo la construcción mecánica sino también la termodinámica del fluido. La atomización apropiada y la evaporización de la pulverización de agua suministrada por el sistema de atemperación son de suma importancia. 103

104 La integración completa de agua inyectada en vapor sobrecalentado implica los siguientes tres fases: Atomización Primaria: La atomización primaria es la descomposición del agua de en pequeñas gotas en la tobera. Atomización secundaria: Las pequeñas gotas son todavía más descompuestas por las fuerzas dinámicas del vapor. La evaporación: Las gotas se evaporizan mezclándose con el vapor Con la válvula atemperadora también se suministrará con la válvula un tramo de tubería diseñado para mejorar el rendimiento de la atemperadora. CCI utiliza el revestimiento (lining) para: Proteger tubería de vapor de choque térmico. Aumentar la velocidad para mejorar la atomización secundaria. Generar vórtices para mejorar aún más la atomización y mejorar la mezcla. Ayudar a la transferencia de calor y la evaporación de agua. Mejorar la cobertura de la sección transversal. La longitud mínima de tubo recto aguas arriba del acondicionador de debe ser de 3 diámetros del tubo. Dependiendo de las condiciones de aplicación, la longitud de tubo aguas abajo de las toberas de pulverización debe ser de entre 1 a 1,8 m Especificación válvula de la válvula atemperadora La especificación de los instrumentos se detalla en el anexo

105 2.17 Buses de campo Las plantas de nueva construcción están empezando a utilizar buses de campo por las ventajas que conllevan. En el proyecto se han contemplado la utilización de buses industriales. Éstos son, generalmente, redes digitales serie, bidireccionales, multipunto, que conectan dispositivos de campo como PLC s, transductores, actuadores y sensores. Su objetivo es sustituir las conexiones punto a punto entre elementos de campo y el sistema de control a través del tradicional lazo de corriente 4-20 ma. Los dispositivos de campo, también incorporarán cierta capacidad de proceso, ejecutando funciones simples de autodiagnóstico, control o mantenimiento, así como de comunicarse bidireccionalmente mediante el bus. La principal ventaja que ofrecen los buses de comunicaciones, y la que los hace más atractivos a los usuarios finales, es la reducción de costes. El ahorro proviene fundamentalmente de tres fuentes: ahorro de instalación, ahorro en el coste de mantenimiento y ahorros derivados de la mejora del funcionamiento del sistema Buses de campo utilizados para el control de la caldera: La filosofía de control para la instrumentación de campo en las calderas de recuperación, es utilizar foundation fieldbus con toda la instrumentación cableada hasta el DCS y utilizar el protocolo HART para los instrumentos asociados con el ESD y resto de sistemas Fieldbus Definición. Fieldbus es un sistema digital de comunicación serie habitualmente (half-duplex) orientado a la interconexión de dispositivos en industrias de proceso continuo. Sirve como la red de nivel base en la automatización de una planta o fábrica Estructura de las redes Fieldbus para el control de la caldera de recuperación La red Fieldbus total está dividida en segmentos con el propósito de separar las secciones de la red con el proceso. Cada segmento puede agrupar hasta 32 dispositivos aunque para el diseño de la planta se utilizarán un máximo de 10 dispositivos por segmento. Longitud total de un segmento. La longitud total del segmento se determina sumando la longitud de todas las secciones del segmento. 105

106 Figura 63: Segmento FF Las longitudes totales del segmento no pueden superar los 1900 m y cada spur no puede superar los 120 m Componentes de una red Fieldbus. Los elementos utilizados en la red de foundation fieldbus son los siguientes: Figura 64: Componentes red Fieldbus H1: Tarjetas de interconexión Foundation Fieldbus (FBM228) La fuente de alimentación 24 Vdc (BPS) redundante que proporciona alimentación para múltiples segmentos. (FPS400) El acondicionador de alimentación (FFPS) Fieldbus proporciona aislamiento de comunicación entre múltiples segmentos que se conectan a una fuente de alimentación común. Las cajas de conexiones. Ubicadas en campo (Zona 2). Proporcionan lugares para terminar el cableado de campo en el segmento. De forma estandarizada, las cajas de conexiones, llevarán incorporadas cada una 2 protectores de segmento de 10 spurs. 106

107 Los protectores de segmento (WB). Ayudan a proporcionar una señal de comunicación de alta calidad y prevenir reflexión de señal en el bus. El modelo utilizado es de P&F R2-SP-10, incluye protecciones para sobretensiones y salidas con protecciones individuales al cortocircuito Figura 65: Segment Protector E&H Los terminadores (T) proporcionan la reflexión de señal en el bus y van integrados al protector de segmento Tiempos de scan de lazo. La siguiente tabla muestra la relación de los tiempos de scan que se utilizarán para las variables según tipo de lazo a regular: Tiempos de scan Control Caudal Monitorización caudal Control presión Monitorización presión Control Temperatura Monitorización Temperatura Misceláneos control y monitorización (analizadores...) Control Nivel (tanque grande) Monitorización Nivel (tanque grande) Control Nivel (tanque pequeño) Monitorización Nivel (tanque pequeño) Indicación analógica Indicación discreta Tabla 23: Tiempos de scan 0.5 segundos 2 segundos 0.5 segundos 2 segundos 1 segundos 2 segundos 2 segundos 5 segundos 15 segundos 1 segundos 2 segundos 2 segundos 1 segundos 107

108 Hart Fundamento Tecnológico de HART El protocolo HART utiliza el estándar Bell 202 FSK (Codificación por Cambio de Frecuencia) para superponer las señales de comunicación digital al lazo de corriente 4-20mA. HART, crea un pequeño rizado sobre el lazo de corriente por donde se transmite la información digital: Figura 66: Hart. Modulación digital La información binaria es representada mediante una señal de dos frecuencias distintas. Un cero lógico es representado por una frecuencia de 2200Hz, mientras un uno lógico es representado por una frecuencia de 1200Hz. Estos tonos se superponen a la señal de continua, y como la señal de AC tiene un valor promedio cero, la señal de continua no es afectada como se muestra en la figura siguiente Figura 67: Hart (FSK) El protocolo HART permite la comunicación digital en los dos sentidos de forma que es posible enviar información adicional a la variable de proceso transmitida hacia o desde un instrumento de campo inteligente. La variable de proceso es portada por la señal 108

109 analógica mientras que mediante la comunicación digital se accede a medidas adicionales, parámetros de proceso, configuración de instrumentos, calibración e información de diagnostico que mediante el protocolo HART viaja sobre el mismo cable y simultáneamente a la señal analógica. Con HART, se pueden recibir, además de las variables de proceso otros tipos de información elementos de información son estándar en cada dispositivo HART. Ejemplos Estado de dispositivo y Alertas de diagnóstico Variables de proceso y Unidades Corriente de lazo y % de Rango Parámetros básicos de configuración Fabricante y Etiqueta de dispositivo Con información adicional como ésta, los dispositivos HART que son sondeados digitalmente por un host pueden indicar si están configurados y operan correctamente. Esto elimina la necesidad de la mayoría de las revisiones de rutina, y ayuda a detectar condiciones de falla antes de que éstas provoquen un mayor problema en el proceso Arquitectura HART. Desde la perspectiva de la instalación, para las señales de comunicación HART se utiliza el mismo cable usado para transmitir la señal analógica 4-20mA. Se utilizarán agrupaciones de 6, 12 o 24 instrumentos por caja de derivación Cajas de campo. Se utilizarán las cajas según planos de cajas del anexo-5.7. Quedan resumidas como siguen: Item Caja de conexiones Descripción 1 CC-DD-001 Caja digital 12 pares a DCS 2 CC-AE-001 Caja analógica 24 pares a ESD 3 CC-FF-001 Caja Foundation Fieldbus (2 segmentos + 1 spare) 4 CC-FF-002 Caja Foundation Fieldbus (2 segmentos + 1 spare) 5 CC-FF-003 Caja Foundation Fieldbus (2 segmentos + 1 spare) 6 CC-FF-004 Caja Foundation Fieldbus (2 segmentos + 1 spare) 7 CC-FF-005 Caja Foundation Fieldbus (1 segmentos + 2 spare) Tabla 24: Cajas de campo Las cajas que se utilizarán tienen las características siguientes: Fibra de vidrio reforzado con poliéster (GRP) II 2G EEx d e ia/ib m [ia/ib] IIC T4-T6 Tipo de protección IP66 y Tipo 4X -50 C +80 C Soportes de montaje separados 109

110 Bisagras para las puertas Tornillos de toma a tierra M10 Ventilación / Drenaje Continuidad a tierra Las cajas Foundation Fieldbus incluyen cada una dos protectores de segmento P&F R2-SP Cable. Los tipos de cables a utilizar serán los indicados en la lista de cables. Básicamente se utilizarán 4 tipos de cables: Multicables (entre caja de conexiones y sala de control) 12x2x0.5 mm2, con pantalla global y color de cubierta negro (señales digitales) 12x2x0.5 mm2, con pantalla individual y global y color de cubierta negro (señales analógicas) 3x2x1.3 mm2, con pantalla individual y global y color de cubierta naranja (Señales Fieldbus) Cables individuales (entre instrumento y caja de conexiones) 2x1.3 mm2, con pantalla global y color de cubierta naranja/negro (Fieldbus / No Fieldbus) 110

111 Índice de la valoración económica 3 Valoración económica Valoración económica de la instrumentación de campo Instrumentos de Caudal: Instrumentos de Nivel: Instrumentos de Presión: Instrumentos de Temperatura: Válvulas de control Válvulas de seguridad Válvulas de Motorizadas Cajas de distribución Cables Valoración económica de los trabajos a realizar Valoración económica montaje proyecto

112 3 Valoración económica 3.1 Valoración económica de la instrumentación de campo. La valoración económica contempla a modo de presupuesto toda la instrumentación de la lista de instrumentos proporcionada en el anexo-5.5. Se contempla la estimación de precios de la instrumentación de campo, cables, cajas de conexionado y la valoración económica de todo el montaje en campo Instrumentos de Caudal: Tag Suministrador Modelo Precio 1 FE-001 Rosemount 1495PC020A6SA01435BCFHQ8 350,00 2 FIT-001 A Rosemount 2051CD2F02A1AH2B9E1M5P1Q4Q8 700,00 3 FIT-001 B Rosemount 2051CD2F02A1AH2B9E1M5P1Q4Q8 700,00 4 FIT-001 C Rosemount 2051CD2F02A1AH2B9E1M5P1Q4Q8 700,00 5 FE-002 Rosemount Long Radius Nozzle ISO 1200,00 6 FIT-002 A Rosemount 2051CD3F02A1AH2B9E1M5P1Q4Q8 750,00 7 FIT-002 B Rosemount 2051CD3F02A1AH2B9E1M5P1Q4Q8 750,00 8 FIT-002 C Rosemount 2051CD3F02A1AH2B9E1M5P1Q4Q8 750,00 9 FE-003 Rosemount 1495PC020A6SA01435BCFHQ8 350,00 10 FIT-003 Rosemount 2051CD2F02A1AH2B9E1M5P1Q4Q8 700,00 11 FE-004 Rosemount 1495PC020A3SA01352BCFHQ8 350,00 12 FIT-004 Rosemount 2051CD2F02A1AH2B9E1M5P1Q4Q8 700,00 Valoración total instrumentación de caudal 8000,00 Tabla 25: Valoración económica instrumentos caudal 112

113 3.1.2 Instrumentos de Nivel: Tag Suministrador Modelo Precio 1 LIT-001 A Rosemount 5301HA1H1N4VM00153BCE1P1C1C5Q4Q8S2B2XC 1500,00 2 LIT-001 B Rosemount 5301HA1H1N4VM00153BCE1P1C1C5Q4Q8S2B2XC 1500,00 3 LIT-001 C Rosemount 5301HA1H1N4VM00153BCE1P1C1C5Q4Q8S2B2XC 1500,00 4 LG-002 Bonetti BT28-GP ,00 5 LIT-003 A Rosemount 5301FA1H1N4VM00153BCE1P1C1Q4Q8S2XC 1500,00 6 LIT-003 B Rosemount 5301FA1H1N4VM00153BCE1P1C1Q4Q8S2XC 1500,00 7 LIT-003 C Rosemount 5301FA1H1N4VM00153BCE1P1C1Q4Q8S2XC 1500,00 8 LG-004 Bonetti BT28-GP ,00 9 LG-006 Bonetti BT24-GP ,00 10 LIT-007 Rosemount 3051CD2F22A1JS2M5B4E8P1Q4Q8 + sellos 1200,00 11 LG-008 Bonetti BT24-GP ,00 12 LIT-009 Rosemount 3051CD2F22A1JS2M5B4E8P1Q4Q8 1200,00 13 LIT-010 Rosemount 3051CD2F22A1JS2M5B4E8P1Q4Q8 1200,00 Valoración total instrumentación de nivel 18700,00 Tabla 26: Valoración económica instrumentos nivel Instrumentos de Presión: TAG Suministrador Modelo Precio 1 PIT-001 Rosemount 3051CG5F22A1AS1M5B4E8P1Q4Q8 750,00 2 PIT-003 A Rosemount 3051CG5A22A1AS1M5E8P1Q4Q8CN 550,00 3 PIT-003 B Rosemount 3051CG5A22A1AS1M5E8P1Q4Q8CN 550,00 4 PIT-003 C Rosemount 3051CG5A22A1AS1M5E8P1Q4Q8CN 550,00 5 PIT-007 Rosemount 3051CG5F22A1AS1M5E8P1B4Q8Q4 750,00 6 PIT-008 A Rosemount 3051TG3F2B21AB4E1M5P1Q4Q8 850,00 7 PIT-008 B Rosemount 3051TG3F2B21AB4E1M5P1Q4Q8 850,00 8 PIT-008 C Rosemount 3051TG3F2B21AB4E1M5P1Q4Q8 850,00 9 PI-009 WIKA SIFÓN 125,00 113

114 10 PI-010 WIKA SIFÓN 125,00 11 PI-011 WIKA SIFÓN 125,00 12 PIT-012 Rosemount 3051CG4F22A1AS1M5E8P1B4Q8Q4 800,00 13 PI-013 WIKA ,00 14 PI-014 WIKA ,00 15 PI-015 WIKA ,00 16 PI-016 WIKA ,00 17 PDIT-019 Rosemount 3051CD2F02A1AM5B9E8H2P1Q4Q8 790,00 18 PDIT-020 Rosemount 3051CD2F02A1AM5B9E8H2P1Q4Q8 790,00 19 PIT-028 Rosemount 3051CG4F22A1AS1M5E8P1B4Q8Q4 790,00 Valoración total instrumentación de presión 9545,00 Tabla 27: Valoración económica instrumentos presión Instrumentos de Temperatura: TAG Suministrador Modelo Precio 1 TI-001 Wika S Vaina 250,00 2 T-003 Rosemount TT + RTD + Vaina (1 welded U =225mm) 250,00 3 T-004 Wika/ Rosemount Skin point K + TT 400,00 4 T-005 Wika/ Rosemount Skin point K + TT 400,00 5 T-006 Wika/ Rosemount Skin point K + TT 400,00 6 T-007 Wika/ Rosemount Skin point K + TT 400,00 7 T-008 A Wika/ Rosemount Skin point K + TT 400,00 8 T-008 B Wika/ Rosemount Skin point K + TT 400,00 9 T-008 C Wika/ Rosemount Skin point K + TT 400,00 10 T-008 D Wika/ Rosemount Skin point K + TT 400,00 11 T-009 Rosemount TT + RTD + Vaina (1 welded U =225mm) 250,00 12 T-010 Rosemount TT + RTD + Vaina (1 welded U =225mm) 250,00 13 T-011 A Wika/ Rosemount Skin point K + TT 400,00 14 T-011 B Wika/ Rosemount Skin point K + TT 400,00 114

115 15 T-011 C Wika/ Rosemount Skin point K + TT 400,00 16 T-011 D Wika/ Rosemount Skin point K + TT 400,00 17 T-012 A Rosemount TT + RTD + Vaina (1 welded U =225mm) 250,00 18 T-012 B Rosemount TT + RTD + Vaina (1 welded U =225mm) 250,00 19 T-012 C Rosemount TT + RTD + Vaina (1 welded U =225mm) 250,00 20 T-013 A Rosemount TT + RTD + Vaina (1 welded U =225mm) 250,00 21 T-013 B Rosemount TT + RTD + Vaina (1 welded U =225mm) 250,00 22 T-013C Rosemount TT + RTD + Vaina (1 welded U =225mm) 250,00 23 TI-014 Wika S Vaina 250,00 24 TI-015 Wika S Vaina 250,00 25 TI-019 Wika S Vaina 250,00 26 TI-020 Wika S Vaina 250,00 27 TI-021 Wika S Vaina 250,00 Valoración total instrumentación de temperatura 8550,00 Tabla 28: Valoración económica instrumentos temperatura Válvulas de control TAG Suministrador Modelo Precio 1 FCV-001 A Masoneilan ,00 2 FCV-001 B Masoneilan ,00 3 LCV-007 Masoneilan ,00 4 LCV-009 Masoneilan ,00 5 TCV-003 Masoneilan ,00 6 TCV-010 CCI CCI Drag / DA 90 DSV 12000,00 7 ACV-001 Masoneilan A EB 3500,00 Valoración total instrumentación de válvulas de control 37500,00 Tabla 29: Valoración económica válvulas de control 115

116 3.1.6 Válvulas de seguridad Instrumento Suministrador Modelo Precio 1 PZV-002 Tyco I34/S1 4500,00 2 PZV-004 A Tyco 4 P2 6 HCL-46-C 2500,00 3 PZV-004 B Tyco 4 P2 6 HCL-46-C 2500,00 4 PZV-010 Tyco 4 P2 6 HCL-48-C 2500,00 5 PZV-017 A Tyco 2 J 3 HSJ-26-C 1500,00 6 PZV-017 B Tyco 2 J 3 HSJ-26-C 1500,00 Valoración total instrumentación de válvulas de seguridad 15000,00 Tabla 30: Valoración económica válvulas de seguridad Válvulas de Motorizadas Instrumento Suministrador Modelo Precio 1 MOV-001 Rotork IQ ,00 2 MOV-003 Rotork IQ ,00 Valoración total instrumentación de válvulas motorizadas 8900,00 Tabla 31: Valoración económica válvulas motorizadas Cajas de distribución La valoración económica de la instrumentación se utiliza en base a los planos de cajas y lista de cables suministrados en los apéndices-5.7 y 5.6. Las cajas de distribución serán las siguientes: Caja de conexiones Suministrador Precio 1 CC-DD-001 P+F (Caja de conexiones + Prensas + Tapones) CC-AE-001 P+F (Caja de conexiones + Prensas + Tapones) CC-FF-001 P+F (Caja+ Protector de segmento + Prensas + Tapones) 1500,00 4 CC-FF-002 P+F (Caja + Protector de segmento Prensas + Tapones) 1500,00 5 CC-FF-003 P+F (Caja + Protector de segmento Prensas + Tapones) 1500,00 6 CC-FF-004 P+F (Caja + Protector de segmento Prensas + Tapones) 1500,00 116

117 7 CC-FF-005 P+F (Caja + Protector de segmento Prensas + Tapones) 1500,00 Valoración total instrumentación de las cajas de conexiones 8500,00 Tabla 32: Valoración económica cajas de interconexión Cables Los detalles de los cables se encuentran en la lista de cables. Caja de conexiones Distancia Suministrador Precio Unit Precio Total 1 12x2x0.5 mm2 (OS negro) 250 m Tecnohm 3,75 /m 937,5 2 24x2x0.5 mm2 (OS+IS negro) 250 m Tecnohm 8,95 /m 2237,5 3 4x2x0.5 mm2 (OS+IS Naranja) 1250 m Tecnohm 1,95 /m 2437,5 4 2x1.3 (Naranja) 1715 m Tecnohm 1.3 /m 2229,5 5 2x1.3 (Negro) 455 m Tecnohm 1.3 /m 591,5 Valoración total instrumentación del cable de instrumentación 8433,50 Tabla 33: Valoración económica cable 3.2 Valoración económica de los trabajos a realizar La siguiente lista detalla todos los trabajos de montaje en campo a realizar Trabajos a realizar Cantidad 1 Conexionado a instrumentos y válvulas 57 Unidades 2 Conexionado placa orificio a transmisor 4 Unidades 3 Instalación de termopar o RTD en vaina 9 Unidades 4 Instalación de manómetro 7 Unidades 5 Instalación de termómetro 6 Unidades 6 Instalación de válvula solenoide 1 Unidades 7 Válvula motorizada 2 Unidades 8 Suportación de instrumentos 29 Unidades 9 Montaje de instrumentos con sellos remotos 6 Unidades 10 Revisión y calibración de un instrumento (con soporte) 73 Unidades 11 Instalación y conexionado de CC de 24 pares 1 Unidades 12 Instalación y conexionado de CC de 12 pares 1 Unidades 117

118 13 Instalación y conexionado de CC de Foundation Fieldbus 5 Unidades 14 Tendido de cable armado de 24 pares 250 Metros 15 Tendido de cable armado de 12 pares 250 Metros 16 Tendido de cable armado Foundation Fieldbus 3 pares 1250 Metros 17 Tendido de cable armado individual 2170 Metros 18 Tendido bandejas de acero carbono galvanizado de 50 mm 1800 Metros 19 Tendido bandejas de acero carbono galvanizado de 100 mm 700 Metros 20 Tendido bandejas de acero carbono galvanizado de 250 mm 750 Metros 21 Montaje de tubo de acero carbono galvanizado de Metros Tabla 34: Valoración económica de los trabajos a realizar Responsable Número horas Número de horas Precio Total ( ) 1 Oficial Eléctrico , ,00 2 Ayudante Eléctrico , ,00 3 Ingeniero Instrumentista , ,00 Valoración total mano de obra ,00 Tabla 35: Coste de la Mano de Obra 3.3 Valoración económica montaje proyecto Según las tablas anteriores Valoración total del material ,50 Valoración total mano de obra ,00 VALORACION TOTAL ,50 118

119 4 Bibliografía Libros: [1] Centrales Térmicas de Ciclo Combinado. Teoría y proyecto. Autor: Santiago Sabugal García y Florentino Gómez Moñux [2] Cogeneración. Aspectos termodinámicos tecnológicos y económicos. Autor: José M. Sala Lizarraga. [3] Handbook for cogeneration and combined cycle powr plants. Autors: Merman P. Óbic [4] Control avanzado de procesos: (teoría y práctica). Autor: José Acedo Sánchez [5] Boiler Control System Engineering. Autor: Jerry Gilman [6] The Control of Boilers. Autor: Sam G. Dukelov Páginas web: [7] [8] [9] [10] [11] [12] [13] [14] [15] [16] [17] 119

120 5 Planos 5.1 Plano general de la planta de cogeneración 5.2 Plano de detalle de la caldera de recuperación 5.3 Diagrama sistema de control de una planta de cogeneración 5.4 P&IDs Caldera de recuperación Economizador Calderín Sobrecalentadores Sistema de purgas continua e intermitente 5.5 Lista de instrumentos 5.6 Lista de cables 5.7 Diagramas de de conexionado de cajas de campo CC-AE CC-DD CC-FF CC-FF CC-FF CC-FF CC-FF

121

122

123

124

125

126

127

128 Caldera de recuperación ITEM Nº TAG OMBRE LAZ P&ID TIPO DE INSTRUMENTO SERVICIO TIPO E/S SISTEMA LOC. SEÑAL EQUIPO FABRICANTE MODELO Rango Calibración Rango DCS CAUDAL 1 FE-001 F ECONOMIZADOR Placa de orificio Entrada agua de alimentación a calderín - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount 1495PC120A6SB06292BCFHQC1Q8 N/A N/A 2 FIT-001A F ECONOMIZADOR Transmisor de caudal DP Entrada agua de alimentación a calderín FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 2051CD2F02A1AH2B9E1M5P1Q4Q mmca kg/h 3 FIT-001B F ECONOMIZADOR Transmisor de caudal DP Entrada agua de alimentación a calderín FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 2051CD2F02A1AH2B9E1M5P1Q4Q mmca kg/h 4 FIT-001C F ECONOMIZADOR Transmisor de caudal DP Entrada agua de alimentación a calderín FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 2051CD2F02A1AH2B9E1M5P1Q4Q mmca kg/h 5 FCV-001A F ECONOMIZADOR Válvula de control FF Entrada agua de alimentación a calderín FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Masoneilan % 6 FCV-001B F ECONOMIZADOR Válvula de control FF Entrada agua de alimentación a calderín FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Masoneilan % 7 FE-002 F SOBRECALENTADOR Nozzle Salida de vapor de alta del sobrecalentador - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount Long Radius Nozzle ISO N/A N/A 8 FIT-002A F SOBRECALENTADOR Transmisor de caudal DP Salida de vapor de alta del sobrecalentador FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 2051CD3F02A1AH2B9E1M5P1Q4Q mmca kg/h 9 FIT-002B F SOBRECALENTADOR Transmisor de caudal DP Salida de vapor de alta del sobrecalentador FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 2051CD3F02A1AH2B9E1M5P1Q4Q mmca kg/h 10 FIT-002C F SOBRECALENTADOR Transmisor de caudal DP Salida de vapor de alta del sobrecalentador FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 2051CD3F02A1AH2B9E1M5P1Q4Q mmca kg/h 11 FE-003 F EVAPORADOR Placa de orificio Salida agua alimentación del calderín - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount 1495PC020A6SA01435BCFHQ8 N/A N/A 12 FIT-003 F EVAPORADOR Transmisor de caudal DP Salida agua alimentación del calderín FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 2051CD2F02A1AH2B9E1M5P1Q4Q mmca kg/h 13 FE-004 F PURGA Placa de orificio Salida de condensado del depósito - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount 1495PC020A3SA01352BCFHQ8 N/A N/A 14 FIT-004 F PURGA Transmisor de caudal DP Salida de condensado del depósito FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 2051CD2F02A1AH2B9E1M5P1Q4Q mmca kg/h NIVEL 15 LIT-001A L EVAPORADOR Transmisor de nivel radar de onda guiada Nivel Calderín AI ESD Campo HART Caldera de recuperación Rosemount 5301HA1H1N4VM00153BCE1P1C1C5Q4Q8S2B2XC mm 0-100% 16 LIT-001B L EVAPORADOR Transmisor de nivel radar de onda guiada Nivel Calderín AI ESD Campo HART Caldera de recuperación Rosemount 5301HA1H1N4VM00153BCE1P1C1C5Q4Q8S2B2XC mm 0-100% 17 LIT-001C L EVAPORADOR Transmisor de nivel radar de onda guiada Nivel Calderín AI ESD Campo HART Caldera de recuperación Rosemount 5301HA1H1N4VM00153BCE1P1C1C5Q4Q8S2B2XC mm 0-100% 18 LG-002 L EVAPORADOR Nivel magnetico Nivel Calderín - - Campo - Caldera de recuperación Bonneti BT28-GP % 19 LIT-003A L EVAPORADOR Transmisor de nivel radar de onda guiada FF Nivel Calderín FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 5301FA1H1N4VM00153BCE1P1C1Q4Q8S2XC mm 0-100% 20 LIT-003B L EVAPORADOR Transmisor de nivel radar de onda guiada FF Nivel Calderín FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 5301FA1H1N4VM00153BCE1P1C1Q4Q8S2XC mm 0-100% 21 LIT-003C L EVAPORADOR Transmisor de nivel radar de onda guiada FF Nivel Calderín FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 5301FA1H1N4VM00153BCE1P1C1Q4Q8S2XC mm 0-100% 22 LG-004 L EVAPORADOR Nivel magnetico Vapor calderín - - Campo - Caldera de recuperación Bonneti BT28-GP % 23 LG-006 L PURGA Nivel magnetico Nivel tanque de purga continua - - Campo - Caldera de recuperación Bonneti BT24-GP % 24 LIT-007 L PURGA Transmisor de nivel DP FF Control tanque de purga continua FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 3051CD2F22A1JS2M5B4E8P1Q4Q a Bar 0-100% 25 LCV-007 L PURGA Válvula de control FF Control tanque de purga continua FF DCS Campo FF Caldera de recuperación % 26 LG-008 L PURGA Nivel magnetico Nivel tanque purga intermitente - - Campo - Caldera de recuperación Bonneti BT24-GP % 27 LIT-009 L PURGA Transmisor de nivel DP FF Nivel tanque purga intermitente FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 3051CD2F22A1JS2M6B4E8P1Q4Q a Bar 0-100% 28 LCV-009 L PURGA Válvula de control FF Nivel tanque purga intermitente FF DCS Campo FF Caldera de recuperación % 29 LIT-010 L PURGA Transmisor de nivel DP Nivel tanque purga intermitente AI ESD Campo HART Caldera de recuperación Rosemount 3051CD2F22A1JS2M6B4E8P1Q4Q a Bar 0-100% VÁLVULAS MOTORIZADAS 30 MOV-001 M SOBRECALENTADOR Válvula motorizada FF Salida de vapor de alta del sobrecalentador FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rotork 0-100% 31 MOV-003 M PURGA Válvula motorizada FF Caudal tanque purga intermitente FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rotork 0-100% PRESION 32 PIT-001 P ECONOMIZADOR Transmisor de presión FF Entrada agua de alimentación a calderín FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 3051CG5F22A1AS1M5B4E8P1Q4Q Barg 0-90 Barg 33 PZV-002 P ECONOMIZADOR Válvula de seguridad Entrada agua de alimentación a calderín - - Campo - Caldera de recuperación Tyco I34/S1 N/A N/A 34 PIT-003A P EVAPORADOR Transmisor de presión Presión calderín AI ESD Campo HART Caldera de recuperación Rosemount 3051CG5A22A1AS1M5E8P1Q4Q8CN 0-52 Barg 0-52 Barg 35 PIT-003B P EVAPORADOR Transmisor de presión Presión calderín AI ESD Campo HART Caldera de recuperación Rosemount 3051CG5A22A1AS1M5E8P1Q4Q8CN 0-52 Barg 0-52 Barg 36 PIT-003C P EVAPORADOR Transmisor de presión Presión calderín AI ESD Campo HART Caldera de recuperación Rosemount 3051CG5A22A1AS1M5E8P1Q4Q8CN 0-52 Barg 0-52 Barg 37 PZV-004A P EVAPORADOR Válvula de seguridad Presión calderín - - Campo - Caldera de recuperación Tyco 4 P2 6 HCL-46-C N/A N/A 38 PZV-004B P EVAPORADOR Válvula de seguridad Presión calderín - - Campo - Caldera de recuperación Tyco 4 P2 6 HCL-46-C N/A N/A 39 PIT-007 P EVAPORADOR Transmisor de presión FF Presión calderín FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 3051CG5F22A1AS1M5E8P1B4Q8Q Barg 0-52 Barg 40 PIT-008A P SOBRECALENTADOR Transmisor de presión FF Salida de vapor de alta del sobrecalentador FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 3051TG3F2B21AB4E1M5P1Q4Q Barg 0-52 Barg 41 PIT-008B P SOBRECALENTADOR Transmisor de presión FF Salida de vapor de alta del sobrecalentador FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 3051TG3F2B21AB4E1M5P1Q4Q Barg 0-52 Barg 42 PIT-008C P SOBRECALENTADOR Transmisor de presión FF Salida de vapor de alta del sobrecalentador FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 3051TG3F2B21AB4E1M5P1Q4Q Barg 0-52 Barg 43 PI-009 P SOBRECALENTADOR Manómetro Salida de vapor de alta del sobrecalentador - - Campo - Caldera de recuperación Wika Barg N/A 44 PZV-010 P SOBRECALENTADOR Válvula de seguridad Salida de vapor de alta del sobrecalentador - - Campo - Caldera de recuperación Tyco 4 P2 6 HCL-48-C N/A N/A 45 PI-010 P PURGA Manómetro Salida MP steam tanque de purga continua - - Campo - Caldera de recuperación Wika Barg N/A 46 PI-011 P PURGA Manómetro Control tanque de purga continua - - Campo - Caldera de recuperación Wika Barg N/A 47 PIT-012 P PURGA Transmisor de presión FF Salida de condensado del depósito FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 3051CG4F22A1AS1M5E8P1B4Q8Q Barg 0-10 Barg 48 PI-013 P PURGA Manómetro Salida de condensado del depósito - - Campo - Caldera de recuperación Wika N/A N/A 49 PI-014 P PURGA Manómetro Salida de condensado del depósito - - Campo - Caldera de recuperación Wika N/A N/A 50 PI-015 P PURGA Manómetro Salida de condensado del depósito - - Campo - Caldera de recuperación Wika N/A N/A 51 PI-016 P PURGA Manómetro Salida de condensado del depósito - - Campo - Caldera de recuperación Wika N/A N/A 52 PZV-017A P PURGA Válvula de seguridad Protección tanque de purga continua - - Campo - Caldera de recuperación Tyco 2 J 3 HSJ-26-C N/A N/A 53 PZV-017B P PURGA Válvula de seguridad Protección tanque de purga continua - - Campo - Caldera de recuperación Tyco 2 J 3 HSJ-26-C N/A N/A 54 PDIT-019 P PURGA Transmisor de presión diferencial FF Salida de condensado del depósito FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 3051CD2F02A1AM5B9E8H2P1Q4Q mbar mbar 55 PDIT-020 P PURGA Transmisor de presión diferencial FF Salida de condensado del depósito FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 3051CD2F02A1AM5B9E8H2P1Q4Q mbar mbar 56 PIT-028 P PURGA Transmisor de presión FF Control tanque de purga continua FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 3051CG4F22A1AS1M5E8P1B4Q8Q Barg 0-16 Barg TEMPERATURA 57 TW-001 T ECONOMIZADOR Termopozo Entrada agua de alimentación a calderín - - Campo - Caldera de recuperación Wika - N/A N/A 58 TI-001 T ECONOMIZADOR Termómetro Entrada agua de alimentación a calderín - - Campo - Caldera de recuperación Wika S5301 N/A N/A 59 TW-003 T ECONOMIZADOR Termopozo Entrada agua de alimentación a calderín - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount - N/A N/A 60 TE-003 T ECONOMIZADOR RTD Entrada agua de alimentación a calderín - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount 0065H21D0150D0225W12A1E1Q8V10 N/A N/A 61 TIT-003 T ECONOMIZADOR Transmisor de temperatura FF Entrada agua de alimentación a calderín FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 644HFE1J6M5C2Q ºC ºC 62 TCV-003 T ECONOMIZADOR Válvula de control FF Entrada agua de alimentación a calderín FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Masoneilan % 63 TE-004 T EVAPORADOR Termopar SKIN Vapor calderín - - Campo - Caldera de recuperación Wika TC59. Tipo "K". Weld Pad N/A N/A 64 TIT-004 T EVAPORADOR Transmisor de temperatura FF Vapor calderín FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 644HFE1J6M5C2Q ºC ºC 65 TE-005 T EVAPORADOR Termopar SKIN Vapor calderín - - Campo - Caldera de recuperación Wika TC59. Tipo "K". Weld Pad N/A N/A 66 TIT-005 T EVAPORADOR Transmisor de temperatura FF Vapor calderín FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 644HFE1J6M5C2Q ºC ºC 67 TE-006 T EVAPORADOR Termopar SKIN Vapor calderín - - Campo - Caldera de recuperación Wika TC59. Tipo "K". Weld Pad N/A N/A 68 TIT-006 T EVAPORADOR Transmisor de temperatura FF Vapor calderín FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 644HFE1J6M5C2Q ºC ºC 69 TE-007 T EVAPORADOR Termopar SKIN Vapor calderín - - Campo - Caldera de recuperación Wika TC59. Tipo "K". Weld Pad N/A N/A 70 TIT-007 T EVAPORADOR Transmisor de temperatura FF Vapor calderín FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 644HFE1J6M5C2Q ºC ºC 71 TE-008A T-008A 003-SOBRECALENTADOR Termopar SKIN Vapor saturado sobrecalentador - - Campo - Caldera de recuperación Wika TC59. Tipo "K". Weld Pad N/A N/A 72 TIT-008A T-008A 003-SOBRECALENTADOR Transmisor de temperatura FF Vapor saturado sobrecalentador FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 644HFE1J6M5C2Q ºC ºC 73 TE-008B T-008B 003-SOBRECALENTADOR Termopar SKIN Vapor saturado sobrecalentador - - Campo - Caldera de recuperación Wika TC59. Tipo "K". Weld Pad N/A N/A 74 TIT-008B T-008B 003-SOBRECALENTADOR Transmisor de temperatura FF Vapor saturado sobrecalentador FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 644HFE1J6M5C2Q ºC ºC 75 TE-008C T-008C 003-SOBRECALENTADOR Termopar SKIN Vapor saturado sobrecalentador - - Campo - Caldera de recuperación Wika TC59. Tipo "K". Weld Pad N/A N/A 76 TIT-008C T-008C 003-SOBRECALENTADOR Transmisor de temperatura FF Vapor saturado sobrecalentador FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 644HFE1J6M5C2Q ºC ºC 77 TE-008D T-008D 003-SOBRECALENTADOR Termopar SKIN Vapor saturado sobrecalentador - - Campo - Caldera de recuperación Wika TC59. Tipo "K". Weld Pad N/A N/A 78 TIT-008D T-008D 003-SOBRECALENTADOR Transmisor de temperatura FF Vapor saturado sobrecalentador FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 644HFE1J6M5C2Q ºC ºC 79 TW-009 T SOBRECALENTADOR Termopozo Vapor saturado sobrecalentador - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount N/A N/A 80 TE-009 T SOBRECALENTADOR RTD Vapor saturado sobrecalentador - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount 0065H23D0150D0225W12A1E1Q8V10 N/A N/A 81 TIT-009 T SOBRECALENTADOR Transmisor de temperatura FF Vapor saturado sobrecalentador FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 644HFE1J6M5C2Q ºC ºC 82 TW-010 T SOBRECALENTADOR Termopozo Vapor saturado sobrecalentador - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount N/A N/A 83 TE-010 T SOBRECALENTADOR RTD Vapor saturado sobrecalentador - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount 0065H23D0150D0225W12A1E1Q8V10 N/A N/A 84 TIT-010 T SOBRECALENTADOR Transmisor de temperatura FF Vapor saturado sobrecalentador FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 644HFE1J6M5C2Q ºC ºC 85 TCV-010 T SOBRECALENTADOR Válvula de control FF Vapor saturado sobrecalentador FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Masoneilan % 86 TE-011A T-011A 003-SOBRECALENTADOR Termopar SKIN Vapor saturado sobrecalentador - - Campo - Caldera de recuperación Wika TC59. Tipo "K". Weld Pad N/A N/A 87 TIT-011A T-011A 003-SOBRECALENTADOR Transmisor de temperatura FF Vapor saturado sobrecalentador FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 644HFE1J6M5C2Q ºC ºC 5.5-Lista de Instrumentos. Rev [0] 05/05/2012

129 Caldera de recuperación ITEM Nº TAG OMBRE LAZ P&ID TIPO DE INSTRUMENTO SERVICIO TIPO E/S SISTEMA LOC. SEÑAL EQUIPO FABRICANTE MODELO Rango Calibración Rango DCS 88 TE-011B T-011B 003-SOBRECALENTADOR Termopar SKIN Vapor saturado sobrecalentador - - Campo - Caldera de recuperación Wika TC59. Tipo "K". Weld Pad N/A N/A 89 TIT-011B T-011B 003-SOBRECALENTADOR Transmisor de temperatura FF Vapor saturado sobrecalentador FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 644HFE1J6M5C2Q ºC ºC 90 TE-011C T-011C 003-SOBRECALENTADOR Termopar SKIN Vapor saturado sobrecalentador - - Campo - Caldera de recuperación Wika TC59. Tipo "K". Weld Pad N/A N/A 91 TIT-011C T-011C 003-SOBRECALENTADOR Transmisor de temperatura FF Vapor saturado sobrecalentador FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 644HFE1J6M5C2Q ºC ºC 92 TE-011D T-011D 003-SOBRECALENTADOR Termopar SKIN Vapor saturado sobrecalentador - - Campo - Caldera de recuperación Wika TC59. Tipo "K". Weld Pad N/A N/A 93 TIT-011D T-011D 003-SOBRECALENTADOR Transmisor de temperatura FF Vapor saturado sobrecalentador FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 644HFE1J6M5C2Q ºC ºC 94 TW-012A T SOBRECALENTADOR Termopozo Salida de vapor de alta del sobrecalentador - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount - N/A N/A 95 TE-012A T SOBRECALENTADOR RTD Salida de vapor de alta del sobrecalentador - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount 0065H23D0150D0225W12A1E1Q8V10 N/A N/A 96 TIT-012A T SOBRECALENTADOR Transmisor de temperatura FF Salida de vapor de alta del sobrecalentador FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 644HFE1J6M5C2Q ºC ºC 97 TW-012B T SOBRECALENTADOR Termopozo Salida de vapor de alta del sobrecalentador - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount - N/A N/A 98 TE-012B T SOBRECALENTADOR RTD Salida de vapor de alta del sobrecalentador - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount 0065H23D0150D0225W12A1E1Q8V10 N/A N/A 99 TIT-012B T SOBRECALENTADOR Transmisor de temperatura FF Salida de vapor de alta del sobrecalentador FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 644HFE1J6M5C2Q ºC ºC 100 TW-012C T SOBRECALENTADOR Termopozo Salida de vapor de alta del sobrecalentador - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount - N/A N/A 101 TE-012C T SOBRECALENTADOR RTD Salida de vapor de alta del sobrecalentador - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount 0065H23D0150D0225W12A1E1Q8V10 N/A N/A 102 TIT-012C T SOBRECALENTADOR Transmisor de temperatura FF Salida de vapor de alta del sobrecalentador FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Rosemount 644HFE1J6M5C2Q ºC ºC 103 TW-013A T SOBRECALENTADOR Termopozo Vapor de alta a la salida del atemperador - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount - N/A N/A 104 TE-013A T SOBRECALENTADOR RTD Vapor de alta a la salida del atemperador - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount 0065H23D0150D0225W12A1E1Q8V10 N/A N/A 105 TIT-013A T SOBRECALENTADOR Transmisor de temperatura Vapor de alta a la salida del atemperador AI ESD Campo HART Caldera de recuperación Rosemount 644HAE1J6M5CNC2Q ºC ºC 106 TW-013B T SOBRECALENTADOR Termopozo Vapor de alta a la salida del atemperador - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount - N/A N/A 107 TE-013B T SOBRECALENTADOR RTD Vapor de alta a la salida del atemperador - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount 0065H23D0150D0225W12A1E1Q8V10 N/A N/A 108 TIT-013B T SOBRECALENTADOR Transmisor de temperatura Vapor de alta a la salida del atemperador AI ESD Campo HART Caldera de recuperación Rosemount 644HAE1J6M5CNC2Q ºC ºC 109 TW-013C T SOBRECALENTADOR Termopozo Vapor de alta a la salida del atemperador - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount - N/A N/A 110 TE-013C T SOBRECALENTADOR RTD Vapor de alta a la salida del atemperador - - Campo - Caldera de recuperación Rosemount 0065H23D0150D0225W12A1E1Q8V10 N/A N/A 111 TIT-013C T SOBRECALENTADOR Transmisor de temperatura Vapor de alta a la salida del atemperador AI ESD Campo HART Caldera de recuperación Rosemount 644HAE1J6M5CNC2Q ºC ºC 112 TW-014 T SOBRECALENTADOR Termopozo Vapor de alta a la salida del atemperador - - Campo - Caldera de recuperación Wika - N/A N/A 113 TI-014 T SOBRECALENTADOR Termómetro Vapor de alta a la salida del atemperador - - Campo - Caldera de recuperación Wika S5301 N/A N/A 114 TW-015 T PURGA Termopozo Control tanque de purga continua - - Campo - Caldera de recuperación Wika - N/A N/A 115 TI-015 T PURGA Termómetro Control tanque de purga continua - - Campo - Caldera de recuperación Wika S5301 N/A N/A 116 TW-019 T PURGA Termopozo Temperatura tanque purga continua - - Campo - Caldera de recuperación Wika - N/A N/A 117 TI-019 T PURGA Termómetro Temperatura tanque purga continua - - Campo - Caldera de recuperación Wika S5301 N/A N/A 118 TW-020 T PURGA Termopozo Salida de condensado del depósito - - Campo - Caldera de recuperación Wika - N/A N/A 119 TI-020 T PURGA Termómetro Salida de condensado del depósito - - Campo - Caldera de recuperación Wika S5301 N/A N/A 120 TW-021 T PURGA Termopozo Temperatura tanque purga intermitente - - Campo - Caldera de recuperación Wika - N/A N/A 121 TI-021 T PURGA Termómetro Temperatura tanque purga intermitente - - Campo - Caldera de recuperación Wika S5301 N/A N/A MISCELANEO 123 ACV-001 A PURGA Válvula de control FF Control tanque de purga continua FF DCS Campo FF Caldera de recuperación Masoneilan A EB % 124 XV-001 X ECONOMIZADOR Válvula TODO-NADA Entrada agua de alimentación a HRSG - - Campo - Caldera de recuperación Masoneilan % 125 XXV-001 X ECONOMIZADOR Válvula solenoide Entrada agua de alimentación a HRSG DO DCS Campo 24VDC Caldera de recuperación Masoneilan Ver XV-001 N/A N/A 126 XLS-001O X ECONOMIZADOR Final de carrera Entrada agua de alimentación a HRSG DI DCS Campo 24VDC Caldera de recuperación Masoneilan Ver XV-001 N/A N/A 127 XLS-001C X ECONOMIZADOR Final de carrera Entrada agua de alimentación a HRSG DI DCS Campo 24VDC Caldera de recuperación Masoneilan Ver XV-001 N/A N/A 5.5-Lista de Instrumentos. Rev [0] 05/05/2012

130 Caldera de recuperación Item Cable Desde Hasta Distancia Tipo de cable Armadura Pantalla Color cubierta Prensaestopa 1 IC-DD-001 CC-DD-001 MC-DD m 12x2x0.5 mm2 SI Global Negro 3/4" NPT 2 IC-AE-001 CC-AE-001 MC-AE m 24x2x0.5 mm2 SI Individual y global Negro 3/4" NPT 3 IC-FF-001 CC-FF-001 MC-FF m 3x2x1.3 mm2 SI Individual y global Naranja 1/2" NPT 4 IC-FF-002 CC-FF-002 MC-FF m 3x2x1.3 mm2 SI Individual y global Naranja 1/2" NPT 5 IC-FF-003 CC-FF-003 MC-FF m 3x2x1.3 mm2 SI Individual y global Naranja 1/2" NPT 6 IC-FF-004 CC-FF-004 MC-FF m 3x2x1.3 mm2 SI Individual y global Naranja 1/2" NPT 7 IC-FF-005 CC-FF-005 MC-FF m 3x2x1.3 mm2 SI Individual y global Naranja 1/2" NPT 8 FIT-001A Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 9 FIT-001B Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 10 FIT-001C Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 11 FCV-001A Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 12 FCV-001B Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 13 FIT-002A Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 14 FIT-002B Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 15 FIT-002C Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 16 FIT-003 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 17 FIT-004 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 18 LIT-003A Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 19 LIT-003B Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 20 LIT-003C Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 21 LIT-007 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 22 LCV-007 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 23 LIT-009 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 24 LCV-009 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 25 MOV-001 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 26 MOV-003 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 27 PIT-001 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 28 PIT-007 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 29 PIT-008A Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 30 PIT-008B Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 31 PIT-008C Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 32 PIT-012 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 33 PDIT-019 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 34 PDIT-020 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 35 PIT-028 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 36 ACV-001 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 37 TIT-003 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 38 TCV-003 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 39 TIT-004 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 40 TIT-005 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 41 TIT-006 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 42 TIT-007 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 43 TIT-008A Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 44 TIT-008B Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 45 TIT-008C Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 5.6-Lista de cables. Rev [0] 05/05/2012

131 Caldera de recuperación Item Cable Desde Hasta Distancia Tipo de cable Armadura Pantalla Color cubierta Prensaestopa 46 TIT-008D Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 47 TIT-009 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 48 TIT-010 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 49 TCV-010 Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 50 TIT-011A Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 51 TIT-011B Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 52 TIT-011C Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 53 TIT-011D Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 54 TIT-012A Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 55 TIT-012B Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 56 TIT-012C Campo CC-FF x1.3 mm2 Si Global Naranja 1/2" NPT 57 LIT-001A Campo CC-AE x1.3 mm2 Si Global Negro 1/2" NPT 58 LIT-001B Campo CC-AE x1.3 mm2 Si Global Negro 1/2" NPT 59 LIT-001C Campo CC-AE x1.3 mm2 Si Global Negro 1/2" NPT 60 LIT-010 Campo CC-AE x1.3 mm2 Si Global Negro 1/2" NPT 61 PIT-003A Campo CC-AE x1.3 mm2 Si Global Negro 1/2" NPT 62 PIT-003B Campo CC-AE x1.3 mm2 Si Global Negro 1/2" NPT 63 PIT-003C Campo CC-AE x1.3 mm2 Si Global Negro 1/2" NPT 64 TIT-013A Campo CC-AE x1.3 mm2 Si Global Negro 1/2" NPT 65 TIT-013B Campo CC-AE x1.3 mm2 Si Global Negro 1/2" NPT 66 TIT-013C Campo CC-AE x1.3 mm2 Si Global Negro 1/2" NPT 67 XXV-001 Campo CC-DD x1.3 mm2 Si Global Negro 1/2" NPT 68 XLS-001O Campo CC-DD x1.3 mm2 Si Global Negro 1/2" NPT 69 XLS-001C Campo CC-DD x1.3 mm2 Si Global Negro 1/2" NPT 5.6-Lista de cables. Rev [0] 05/05/2012

132

133

134

135

136

137

138

139 Índice de anexos 6 Anexos Especificaciones de instrumentos de caudal Especificaciones de instrumentos de nivel Especificaciones de instrumentos de presión Especificaciones de instrumentos de temperatura Especificaciones de válvulas de control Especificaciones de válvulas de seguridad Especificaciones de válvulas de válvulas motorizadas Especificaciones de la válvula atemperadora

140 6 Anexos 6.1 Especificaciones de instrumentos de caudal 140

141 Orifice Plate Sheet 1 of 12 URV Specification Spec No. Rev. 0 Projecte final de carrera Caldera de recuperación Contract P.O. Req. FTs BY XCT Placa orificio CHK'D LMV APPR. LMV 1 Tag No. FE-001A/B/C 2 Description of Service Entrada agua de alimentación a calderín 3 PID No. Line Number 001-ECONOMIZADOR Minimum Normal Maximum Full Scale Unit 4 Flow Rates , ,000 kg/hr 5 Pressure 68 bar-g 6 Temperature 105,00 C 7 Fluid name WATER 8 Fluid State Líquido , kg/m Molecular Weight 12 Operating Viscosity 0,26932 cp 13 Isentropic Exponent 15 Vapor Pressure 16 Base Pressure Base Temperature 17 Plate Type Orifice 18 Holder/Seal unit style 19 Nominal Size Flange tapping 20 API ring no 21 Orifice Bore type Concentric, Square Edged 22 Orifice inlet edge style Bordes a escuadra 23 Beta ratio d/d 0, Vent/Drain Hole Diameter None 25 Vent/Drain hole location 26 Stampings required 27 Seal Material 28 Holder/Ring material 29 Orifice Bore 159,812 mm 30 Plate Outside diameter 31 Plate Thickness 6,35 mm (0,25 in.) 32 Plate Material 316/316L Stainless Steel 33 Line Size 300 mm (12 in.) 34 Pipe Schedule 80, Pipe Material Carbon Steel 36 Pipe Inner Diameter 288,900 mm 37 Manufacturer Rosemount 38 Model Number 1495PC120A6SB06292BCFHQC1Q8 39 Flange Model Number 1496WN120A6CFHQ8J Printed On: 5/5/12 20:06

142 Customer: URV Project: Projecte final de carrera Plant Area: Planta de cogeneración Unit: Caldera de Recuperación GENERAL PROCESS CONDITIONS TRANSMITTER BODY OPTIONS CERTS, CALS AND TESTING NOTES 1 Tag No. Sheet 2 of 12 Spec No. Rev. 0 Contract 2 Service Entrada de agua de alimentación a calderín P.O. Req. FTs By XCT Checked LMV Approved LMV 3 Minimum Operating Maximum Design 4 Process Pressure Process Temperature Ambient Temperature 7 Manufacturer 8 Model No. 9 Pressure Transmitter Type 10 Adjustable Range 11 Calibrated Span 0 to kg/hr 12 Output Signal 13 Process Style/Material 14 Isolating Diaphragm 15 O-Ring 16 Sensor Fill Fluid 17 Housing/Conduit 18 Mounting Bracket 19 Flange Adapters 20 Drain / Vent Valve 21 Alternate Flange FOUNDATION Fieldbus Protocol Conexión al proceso alternativa SST (316L SST) Glass-filled PTFE Silicona Aluminio recubierto con poliuretano Soporte B3 con tornillos de Ac.Inox. de la serie 300 1/2-14 NPT Flange Adapters N/A Brida tradicional de Ac.Inox. DIN (AISI 316) ; 22 Bolting Material 23 Adjustment Screws 24 Ground Screw 25 Terminal Block 26 Software Configuration 27 Display Type 28 Alarm Limit 29 Product Certifications 30 Calibration Data Certification 31 Quality Safety Certification 32 Material Certification 33 Pressure Calibration 34 Temperature Calibration 35 Pressure Testing 36 DW Approval 37 Special Cleaning C/T/L Pressure Transmitter Specification Sheet FIT-001A/B/C Rosemount 2051CD2F02A1AH2B9E1M5P1Q4Q8 Diferencial CD/CG: 250 inh2o (623 mbar) drenaje/purga de Ac.Inox. Standard Pantalla de cristal líquido ATEX Flameproof, Dust Certificado de calibración Material Traceability Certification per EN B Hydrostatic testing with certificate This report is provided according to the terms and conditions of the Instrument Toolkit End-Use Customer License Agreement. N/A Version: 3.0 (Build171F) Printed: 05/05/2012 Unit bar-g C

143 Customer: Project: S. O. No: P. O. No: Calc. Date: Model No: Flange Model No: Tag No: URV Projecte final de carrera 1495PC120A6SB06292BCFHQC1Q8 1496WN120A6CFHQ8J6 FE-001A/B/C Bore Type: Concentric, Square Edged Tap Type: Flange tapping Tap Location: Upstream Plate Type: Paddle, concéntrica Line Size: 300 mm (12 in.) Plate Material: Acero inoxidable / (316/316L) Pipe Schedule: 80 Meter Schedule: Pipe Material: Acero al carbono Process Connection: Fluid Type: Líquido Fluid Name: WATER Pipe I.D.: 288,900 mm Base Pressure: Pressure: 68,000 bar-g Base Temperature: Temperature at Flow: 105,00 C Absolute Viscosity: 0,26933 cp Isentropic Exponent: Base Density: Compressibility at Flow: Atmospheric Pressure: 1,000 bar-a Density at Flow: 957,7490 kg/m3 Flow Rates: Minimum: Normal: Maximum: Full Scale: kg/hr ,00 kg/hr kg/hr ,00 kg/hr (Calculation Performed at Normal Conditions.) Orifice Bore Size: 159,812 mm Pipe Reynolds Number (Normal): Gas Expansion Factor: 1,0000 DP at Min Flow: mmh2o@4c Permanent Pressure Loss DP at Normal Flow: 1936,000 mmh2o@4c at Normal Flow: 1315,55 mmh2o@4c DP at Max Flow: mmh2o@4c at Max Flow: mmh2o@4c URV (DP at Full Scale): 2499,999 mmh2o@4c Velocity at Max Flow: Beta: 0,5532 Discharge Coefficient: 0,6042 Plate Thickness: 6,35 mm (0,25 in.) Pipe ID (thermally corrected) 289,196 mm Bore Size (thermally corrected) 160,047 mm Primary Element Min Limit of Use 15997,77 kg/hr Min Recommended Pipe Reynolds: 15057,4 Max. Allow. Temp: 80,9 bar-g 285,00 C Recommended Min DP: 6,339 mmh2o@4c Design Pressure/Temperature: 79,000 bar-g 285,000 C Max. Allow. Temp.: 1000,000 F Printed On: 05-maig-12

144 Nozzle Sheet 4 of 12 URV Specification Spec No. Rev. 0 Projecte final de carrera Contract P.O. Caldera de recuperación Req. FTs BY XCT Nozzle CHK'D LMV APPR. LMV 1 Tag No. FE-002A/B/C 2 Description of Service vapor alta salida sobrecalentado 3 PID No. Line Number 003-SOBRECALENTADOR Minimum Normal Maximum Full Scale Unit 4 Flow Rates , ,000 kg/hr 5 Pressure 47 50,000 bar-g 6 Temperature 452,00 487,00 C 7 Fluid name Superheated - You have to specify both Temperature and Pressure 8 Fluid State Vapor 9 15, kg/m3 10 Specific Gravity (ideal) 11 Molecular Weight 12 Operating Viscosity 0,02663 cp 13 Isentropic Exponent 1, , Vapor Pressure 16 Base Pressure Base Temperature 17 Nozzle Type Long Radius Nozzle ISO 18 Tap Type Wall Tap 19 Orifice inlet edge style 20 Beta ratio d/d 0, Nozzle Throat diameter 22 Stampings required 23 Material 316 SST 24 Seal Material Line Size 18 inches (DN450) 27 Pipe Schedule Pipe Material Alloy C Pipe Inner Diameter 419,100 mm 30 Manufacturer Rosemount 31 Model Number Printed On: 05-maig-12

145 Customer: URV Project: Projecte final de carrera Plant Area: Planta de cogeneración Unit: Caldera de recuperación GENERAL PROCESS CONDITIONS TRANSMITTER BODY OPTIONS CERTS, CALS AND TESTING NOTES 1 Tag No. 2 Service Salida vapor sobrecalentado Sheet 5 of 12 Spec No. Rev. 0 Contract P.O. Req. FTs By XCT Checked LMV Approved LMV 3 Minimum Operating Maximum Design 4 Process Pressure Process Temperature Ambient Temperature 7 Manufacturer 8 Model No. 9 Pressure Transmitter Type 10 Adjustable Range 11 Calibrated Span 0 to kg/hr 12 Output Signal 13 Process Style/Material 14 Isolating Diaphragm 15 O-Ring 16 Sensor Fill Fluid 17 Housing/Conduit 18 Mounting Bracket 19 Flange Adapters FOUNDATION Fieldbus Protocol Conexión al proceso alternativa SST (316L SST) Glass-filled PTFE Silicona Aluminio recubierto con poliuretano Soporte B3 con tornillos de Ac.Inox. de la serie 300 1/2-14 NPT Flange Adapters 20 Drain / Vent Valve 21 Alternate Flange 22 Bolting Material 23 Adjustment Screws 24 Ground Screw 25 Terminal Block 26 Software Configuration 27 Display Type 28 Alarm Limit 29 Product Certifications 30 Calibration Data Certification 31 Quality Safety Certification 32 Material Certification 33 Pressure Calibration 34 Temperature Calibration 35 Pressure Testing 36 DW Approval 37 Special Cleaning C/T/L Pressure Transmitter Specification Sheet FIT-002A/B/C Rosemount 2051CD3F02A1AH2B9E1M5P1Q4Q8 Diferencial CD/CG: 1000 inh2o (2.5 bar) Brida tradicional de Ac.Inox. DIN (AISI 316) ; drenaje/purga de Ac.Inox. Pantalla de cristal líquido ATEX Flameproof, Dust Certificado de calibración Material Traceability Certification per EN B Hydrostatic testing with certificate This report is provided according to the terms and conditions of the Instrument Toolkit End-Use Customer License Agreement. N/A Version: 3.0 (Build171F) Printed: 05/05/2012 Unit bar-g C

146 ROSEMOUNT INC. ISO LONG RADIUS FLOW NOZZLE CALCULATION DATA SHEET Customer: Project: S. O. No: P. O. No: Calc. Date: Model No: Tag No: URV Projecte final de carrera FE-002A/B/C Tap Type: Wall Tap Plate Type: Square Edged Tap Location: Downstream Plate Material: 316 SST Line Size: 450 mm (18 in.) (DN 450) Pipe Schedule: 60 Process Connection: Pipe Material: Alloy C-276 Fluid Type: Fluid Description: Vapor Superheated - You have to specify both Temperature and Pressure Pipe I.D: 419,100 mm Pressure: 47 bar-g Temperature at Flow: 452,00 C Absolute Viscosity: 0,02663 cp Isentropic Exponent: 1,28169 Compressibility at Flow: 0, Density at Flow: 15, kg/m3 Flow Rates: Minimum: kg/hr Normal: ,000 kg/hr Maximum: kg/hr Full Scale: ,000 kg/hr (Calculation Performed at Normal Conditions.) Orifice Bore Size: 282,447 mm Bore Reynolds Number (Normal): , DP at Min Flow: mmh2o@4c Pipe Reynolds Number (Normal): , DP at Normal Flow: 4665,306 mmh2o@4c Gas Expansion Factor: 0,9973 DP at Max Flow: mmh2o@4c Permanent Pressure Loss URV (DP at Full Scale): 6350,000 mmh2o@4c at Normal Flow: 1759,402 mmh2o@4c at Max Flow: 0,000 mmh2o@4c Beta: 0,6739 Velocity at Max Flow: 0,000 Discharge Coefficient: 0,9948 Minimum Accurate Flow: 31246,64 kg/hr Printed On: 5/5/12 20:06

147 Orifice Plate Sheet 7 of 12 URV Specification Spec No. Rev. 0 Projecte final de carrera Caldera de recuperación Contract P.O. Req. FTs BY XCT Placa orificio CHK'D LMV APPR. LMV 1 Tag No. FE Description of Service Salida condensado 3 PID No. Line Number 004-PURGA Minimum Normal Maximum Full Scale Unit 4 Flow Rates 15000, ,000 kg/hr 5 Pressure 51,65 bar-g 6 Temperature 265,00 C 7 Fluid name WATER 8 Fluid State Líquido , kg/m Molecular Weight 12 Operating Viscosity 0,09968 cp 13 Isentropic Exponent 15 Vapor Pressure 16 Base Pressure Base Temperature 17 Plate Type Orifice 18 Holder/Seal unit style 19 Nominal Size Flange tapping 20 API ring no 21 Orifice Bore type Concentric, Square Edged 22 Orifice inlet edge style Bordes a escuadra 23 Beta ratio d/d 0, Vent/Drain Hole Diameter None 25 Vent/Drain hole location 26 Stampings required 27 Seal Material 28 Holder/Ring material 29 Orifice Bore 36,457 mm 30 Plate Outside diameter 31 Plate Thickness 13,1 mm (0,125 in.) 32 Plate Material 316/316L Stainless Steel 33 Line Size 2 pulg. (DN 50) 34 Pipe Schedule 80, Pipe Material 316L SST 36 Pipe Inner Diameter 49,251 mm 37 Manufacturer Rosemount 38 Model Number 1495PC020A6SA01435BCFHQ8 39 Flange Model Number 1496WN020A6S Printed On: 5/5/12 20:06

148 Customer: URV Project: Projecte final de carrera Plant Area: Planta de cogeneración Unit: Caldera de recuperación GENERAL PROCESS CONDITIONS TRANSMITTER BODY OPTIONS CERTS, CALS AND TESTING NOTES 1 Tag No. 2 Service Salida purga Sheet 8 of 12 Spec No. Rev. 0 Contract P.O. Req. FTs By XCT Checked LMV Approved LMV 3 Minimum Operating Maximum Design 4 Process Pressure 51, Process Temperature Ambient Temperature 7 Manufacturer 8 Model No. 9 Pressure Transmitter Type 10 Adjustable Range 11 Calibrated Span 0 to kg/hr 12 Output Signal 13 Process Style/Material 14 Isolating Diaphragm 15 O-Ring 16 Sensor Fill Fluid 17 Housing/Conduit 18 Mounting Bracket 19 Flange Adapters FOUNDATION Fieldbus Protocol Conexión al proceso alternativa SST (316L SST) Glass-filled PTFE Silicona Aluminio recubierto con poliuretano Soporte B3 con tornillos de Ac.Inox. de la serie 300 1/2-14 NPT Flange Adapters 20 Drain / Vent Valve 21 Alternate Flange 22 Bolting Material 23 Adjustment Screws 24 Ground Screw 25 Terminal Block 26 Software Configuration 27 Display Type 28 Alarm Limit 29 Product Certifications 30 Calibration Data Certification 31 Quality Safety Certification 32 Material Certification 33 Pressure Calibration 34 Temperature Calibration 35 Pressure Testing 36 DW Approval 37 Special Cleaning C/T/L Pressure Transmitter Specification Sheet FIT-003 Rosemount 2051CD2F02A1AH2B9E1M5P1Q4Q8 Diferencial drenaje/purga de Ac.Inox. Material Traceability Certification per EN B This report is provided according to the terms and conditions of the Instrument Toolkit End-Use Customer License Agreement. N/A CD/CG: 250 inh2o (623 mbar) Brida tradicional de Ac.Inox. DIN (AISI 316) ; Pantalla de cristal líquido ATEX Flameproof, Dust Certificado de calibración Hydrostatic testing with certificate Version: 3.0 (Build171F) Printed: 05/05/2012 Unit bar-g C

149 Customer: Project: S. O. No: P. O. No: Calc. Date: Model No: Flange Model No: Tag No: URV Projecte final de carrera 1495PC020A6SA01435BCFHQ8 1496WN020A6S FE-003 Bore Type: Concentric, Square Edged Tap Type: Flange tapping Tap Location: Upstream Plate Type: Paddle, concéntrica Line Size: 2 pulg. (DN 50) Plate Material: Acero inoxidable / (316/316L) Pipe Schedule: 80 Meter Schedule: Pipe Material: SST (316L SST) Process Connection: Fluid Type: Líquido Fluid Name: WATER Pipe I.D.: 49,251 mm Base Pressure: Pressure: 51,650 bar-g Base Temperature: Temperature at Flow: 265,00 C Absolute Viscosity: 0,09968 cp Isentropic Exponent: Base Density: Compressibility at Flow: Atmospheric Pressure: 1,000 bar-a Density at Flow: 776,2080 kg/m3 Flow Rates: Minimum: Normal: Maximum: Full Scale: kg/hr 15000,00 kg/hr kg/hr 17000,00 kg/hr (Calculation Performed at Normal Conditions.) Orifice Bore Size: 36,457 mm Pipe Reynolds Number (Normal): Gas Expansion Factor: 1,0000 DP at Min Flow: mmh2o@4c Permanent Pressure Loss DP at Normal Flow: 1946,367 mmh2o@4c at Normal Flow: 894,80 mmh2o@4c DP at Max Flow: mmh2o@4c at Max Flow: mmh2o@4c URV (DP at Full Scale): 2500,001 mmh2o@4c Velocity at Max Flow: Beta: 0,7402 Discharge Coefficient: 0,6082 Plate Thickness: 13,1 mm (0,125 in.) Pipe ID (thermally corrected) 49,459 mm Bore Size (thermally corrected) 36,611 mm Primary Element Min Limit of Use 873,08 kg/hr Min Recommended Pipe Reynolds: 5000,0 Max. Allow. Temp: 63,1 bar-g 300,00 C Recommended Min DP: 6,339 mmh2o@4c Design Pressure/Temperature: 54,000 bar-g 300,000 C Max. Allow. Temp.: 1500,000 F Printed On: 05-maig-12

150 Orifice Plate Sheet 10 of 12 URV Specification Spec No. Rev. 0 Projecte final de carrera Caldera de recuperación Contract P.O. Req. FTs BY XCT Placa orificio CHK'D LMV APPR. LMV 1 Tag No. FE Description of Service Salida condensado 3 PID No. Line Number 004-Purga Minimum Normal Maximum Full Scale Unit 4 Flow Rates 14000, ,000 kg/hr 5 Pressure 5,65 bar-g 6 Temperature 105,00 C 7 Fluid name WATER 8 Fluid State Líquido , kg/m Molecular Weight 12 Operating Viscosity 0,26762 cp 13 Isentropic Exponent 15 Vapor Pressure 16 Base Pressure Base Temperature 17 Plate Type Orifice 18 Holder/Seal unit style 19 Nominal Size Flange tapping 20 API ring no 21 Orifice Bore type Concentric, Square Edged 22 Orifice inlet edge style Bordes a escuadra 23 Beta ratio d/d 0, Vent/Drain Hole Diameter None 25 Vent/Drain hole location 26 Stampings required 27 Seal Material 28 Holder/Ring material 29 Orifice Bore 34,335 mm 30 Plate Outside diameter 31 Plate Thickness 13,1 mm (0,125 in.) 32 Plate Material 316/316L Stainless Steel 33 Line Size 2 pulg. (DN 50) 34 Pipe Schedule 80, Pipe Material 316L SST 36 Pipe Inner Diameter 49,251 mm 37 Manufacturer Rosemount 38 Model Number 1495PC020A3SA01352BCFHQ8 39 Flange Model Number 1496WN020A3SQC1Q Printed On: 5/5/12 20:06

151 Customer: URV Project: Projecte final de carrera Plant Area: Planta de cogeneración Unit: Caldera de recuperación GENERAL PROCESS CONDITIONS TRANSMITTER BODY OPTIONS CERTS, CALS AND TESTING NOTES 1 Tag No. 2 Service Salida condensado Sheet 11 of 12 Spec No. Rev. 0 Contract P.O. Req. FTs By XCT Checked LMV Approved LMV 3 Minimum Operating Maximum Design 4 Process Pressure 5,65 5,65 5 Process Temperature Ambient Temperature 7 Manufacturer 8 Model No. 9 Pressure Transmitter Type 10 Adjustable Range 11 Calibrated Span 0 to kg/hr 12 Output Signal 13 Process Style/Material 14 Isolating Diaphragm 15 O-Ring 16 Sensor Fill Fluid 17 Housing/Conduit 18 Mounting Bracket 19 Flange Adapters FOUNDATION Fieldbus Protocol Conexión al proceso alternativa SST (316L SST) Glass-filled PTFE Silicona Aluminio recubierto con poliuretano Soporte B3 con tornillos de Ac.Inox. de la serie 300 1/2-14 NPT Flange Adapters 20 Drain / Vent Valve 21 Alternate Flange 22 Bolting Material 23 Adjustment Screws 24 Ground Screw 25 Terminal Block 26 Software Configuration 27 Display Type 28 Alarm Limit 29 Product Certifications 30 Calibration Data Certification 31 Quality Safety Certification 32 Material Certification 33 Pressure Calibration 34 Temperature Calibration 35 Pressure Testing 36 DW Approval 37 Special Cleaning C/T/L Pressure Transmitter Specification Sheet FIT-004 Rosemount 2051CD2F02A1AH2B9E1M5P1Q4Q8 Diferencial CD/CG: 250 inh2o (623 mbar) Brida tradicional de Ac.Inox. DIN (AISI 316) ; drenaje/purga de Ac.Inox. Pantalla de cristal líquido ATEX Flameproof, Dust Certificado de calibración Material Traceability Certification per EN B Hydrostatic testing with certificate This report is provided according to the terms and conditions of the Instrument Toolkit End-Use Customer License Agreement. N/A Version: 3.0 (Build171F) Printed: 05/05/2012 Unit bar-g C

152 Customer: Project: S. O. No: P. O. No: Calc. Date: Model No: Flange Model No: Tag No: URV Projecte final de carrera 1495PC020A3SA01352BCFHQ8 1496WN020A3SQC1Q8 FE-004 Bore Type: Concentric, Square Edged Tap Type: Flange tapping Tap Location: Upstream Plate Type: Paddle, concéntrica Line Size: 2 pulg. (DN 50) Plate Material: Acero inoxidable / (316/316L) Pipe Schedule: 80 Meter Schedule: Pipe Material: SST (316L SST) Process Connection: Fluid Type: Líquido Fluid Name: WATER Pipe I.D.: 49,251 mm Base Pressure: Pressure: 5,650 bar-g Base Temperature: Temperature at Flow: 105,00 C Absolute Viscosity: 0,26762 cp Isentropic Exponent: Base Density: Compressibility at Flow: Atmospheric Pressure: 1,000 bar-a Density at Flow: 954,7280 kg/m3 Flow Rates: Minimum: Normal: Maximum: Full Scale: kg/hr 14000,00 kg/hr kg/hr 16000,00 kg/hr (Calculation Performed at Normal Conditions.) Orifice Bore Size: 34,335 mm Pipe Reynolds Number (Normal): Gas Expansion Factor: 1,0000 DP at Min Flow: mmh2o@4c Permanent Pressure Loss DP at Normal Flow: 1914,063 mmh2o@4c at Normal Flow: 981,90 mmh2o@4c DP at Max Flow: mmh2o@4c at Max Flow: mmh2o@4c URV (DP at Full Scale): 2500,001 mmh2o@4c Velocity at Max Flow: Beta: 0,6972 Discharge Coefficient: 0,6113 Plate Thickness: 13,1 mm (0,125 in.) Pipe ID (thermally corrected) 49,323 mm Bore Size (thermally corrected) 34,386 mm Primary Element Min Limit of Use 828,42 kg/hr Min Recommended Pipe Reynolds: 5000,0 Max. Allow. Temp: 41,9 bar-g 105,00 C Recommended Min DP: 6,339 mmh2o@4c Design Pressure/Temperature: 5,650 bar-g 105,000 C Max. Allow. Temp.: 1500,000 F Printed On: 05-maig-12

153 6.2 Especificaciones de instrumentos de nivel 153

154 ESPECIFICACION NIVELES MAGNETICOS Rev. 0 CONTRATO : SUMINISTRADOR : Fecha: Pág. PFC. HRSG. BONNETI 05/05/2012 CLIENTE: REQUISICION Nº : PREPARADO POR: URV NIVELES MAGNETICOS X. CUADRAS 1 1 ITEM: Ver lista de tags NIVELES VISUALES CANTIDAD: FABRICANTE/MODELO: TIPO: CESARE-BONETTI VIDRIO TUBULAR VIDRIO REFLEX MAGNETICO VIDRIO ARMADO FLOTADOR TIPO DE PROTECCIÓN EX- GRADO DE PROTECCIÓN IP- CLASIFICACIÓN AREA POTENCIA: N/A N/A N/A N/A 6 CONEXIÓN A EQUIPO: DOS CONEXIONES LATERALES ALIMENTACIÓN TENSIÓN: N/A FRECUENCIA: N/A 7 3 CONEXIONES SUPERIORES ALINEADAS CONEXIÓN ELECTRICA: 1/2" NPT 8 9 PARA FLOTADOR Y GUÍAS. FIJACIÓN: AL CUERPO DEL NIVEL MATERIAL CÁMARA: 13 MATERIAL FLOTADOR: 14 MATERIAL INDICADORES: 15 CONEXIÓN A PROCESO: 16 BRIDA: TAMAÑO: 2" 17 RATING: 600# TEMP. PRESIÓN LONG. REV. CANT. TAG FLUIDO 31 (ºC) (Kg/cm2) (1) mm LG-002 AGUA mm LG-004 AGUA mm LG-006 VAPOR mm LG-008 AGUA mm 954,7 BT24-GP Para el LG-008 indicadores ROJO/BLANCO ROSCADA: FORMA: TAMAÑO: TIPO: CUERPO ACERO CARBONO A316SS A316SS GENERAL RF VÁLVULAS DRENAJE Y VENTEO: 3/4" NOTAS REGLA GRADUADA ACCESORIOS Y REQUERIMIENTOS UNIDADES: CON BRIDAS ENTRE CUERPO Y VÁLVULAS AISLAMIENTO INDICACIÓN: NEGRO / BLANCO ROJO/ BLANCO para LG-008 ILUMINACIÓN CONEXIONES PROPIAS SOLDADAS PLACA DE CARACTERÍSTICAS DENSIDAD (Kg/m3) 783,24 783,24 873,53 Modelo BT28-GP12 BT28-GP12 BT24-GP12 % TAG SERVICIO NOTAS Nivel Calderín Nivel Calderín Purga continua Purga intermitente EDITADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR: XCUADRAS X. CUADRAS LL. MASSAGUÉS

155 Customer: URV Sheet 1 of 2 Spec No. Rev. 0 Contract P.O. Req. Checked Approved Project: Projecte final de carrera MODEL 5301 Unit: Caldera de recuperación GENERAL PROCESS INFORMATION Specification Sheet Guided Wave Radar 1 Application/File Tag: 2 Process Name: 3 Industry Type: 4 Measurement Type 5 Minimum Maximum Unit 6 Temperature C 7 Pressure bar-g 8 Media State 9 Upper Product 10 Upper Product Dielectric Constant 11 Product Viscosity 12 Vapor Dielectric 13 Surface Conditions 14 Condensing Vapors 15 Tank Shape 16 Tank Bottom 17 Chamber/Well Diameter mm 18 Stilling Well Height Heavy Chamber Guided Wave Radar Specification Sheet LIT-001A/B/C Nivel Calderin Power Level (Liquids) Liquid Water > cst (like water) 1.0 Splashing during fill Side and Side Niveles radar GWR LL.MASSAGUES LL. MASSAGUES CHAMBERS or STILLING WELLS FITTINGS VARIABLES 19 Chamber Height 20 Dimension "A" mm 21 Dimension "B" 254 mm 22 Dimension "C" 1050 mm 23 Chamber Material 24 Fitting Type 25 Fitting Connection 26 Industry Standard 27 Connection Size 28 Pressure Rating 29 Upper Null Zone Carbon Steel Chamber Flanged ASME B16.5 3" Class cm 30 Probe Mounting Angle (degrees) 31 Primary Variable 32 Upper Range Value 0 Level mm 33 Lower Range Value mm

156 TRANSMITTER 34 Manufacturer 35 Model Number 36 Signal Output 37 Housing Material 38 Conduit Threads 39 Operating Temp/Pressure 40 Wetted Materials 41 O-Ring Material 42 Probe Type 43 Probe Length Units 44 Probe Length Rosemount 5301HA1H1N4VM00153BCE1P1C1C5Q4Q8S2B2XC 4-20 ma with HART communication Polyurethane-covered Aluminum 1/2-14 NPT High Temperature / High Pressure 316L SST (EN ) None Vapor Single Rigid Probe for 3-4 in. pipes Metric (meters, centimeters) 1530 mm OPTIONS 45 Process Connection 46 Harardous Location 47 Display Type 48 Hydrostatic Testing 49 Factory Config 50 Alarm Limits 51 Centering Disk 52 Remote Mount Housing 3 in. ANSI, 600 lb. HTHP / HP units ATEX Flame-Proof LCD Hydrostatic Testing C1 NAMUR alarm and saturation levels, low alarm 2 in. Centering disc 2m / 6.5 ft. Remote Housing Mounting Cable and Bracket CERTIFICATIONS 53 Certifications Calibration Data Certification 54 Certifications Material Traceability Certification per EN This report is provided according to the terms and conditions of the Instrument Toolkit(TM) End-Use Customer License Agreement. Version: 3.0 (Build171F) Printed: 05/05/2012

157 Customer: URV Sheet 1 of 2 Spec No. Rev. 0 Contract P.O. Req. Checked Approved Project: Projecte final de carrera MODEL 5301 Unit: Caldera de recuperación GENERAL PROCESS INFORMATION Specification Sheet Guided Wave Radar 1 Application/File Tag: 2 Process Name: 3 Industry Type: 4 Measurement Type 5 Minimum Maximum Unit 6 Temperature C 7 Pressure bar-g 8 Media State 9 Upper Product 10 Upper Product Dielectric Constant 11 Product Viscosity 12 Vapor Dielectric 13 Surface Conditions 14 Condensing Vapors 15 Crystallizing Liquids 16 Tank Shape 17 Tank Bottom Guided Wave Radar Specification Sheet 18 Chamber/Well Diameter mm 19 Stilling Well Height LIT-003A/B/C Nivel Calderin Power Level (Liquids) Liquid Water > cst (like water) 1.0 Splashing during fill Heavy no Chamber Side and Side Niveles radar GWR LL.MASSAGUES LL. MASSAGUES CHAMBERS or STILLING WELLS FITTINGS VARIABLES 20 Chamber Height 21 Dimension "A" mm 22 Dimension "B" 254 mm 23 Dimension "C" 1050 mm 24 Chamber Material 25 Fitting Type 26 Fitting Connection 27 Industry Standard 28 Connection Size 29 Pressure Rating 30 Upper Null Zone Carbon Steel Chamber Flanged ASME B16.5 3" Class cm 31 Probe Mounting Angle (degrees) 32 Primary Variable 33 Upper Range Value 0 Level mm 34 Lower Range Value mm

158 TRANSMITTER 35 Manufacturer 36 Model Number 37 Signal Output 38 Housing Material 39 Conduit Threads 40 Operating Temp/Pressure 41 Wetted Materials 42 O-Ring Material 43 Probe Type 44 Probe Length Units 45 Probe Length Rosemount 5301FA1H1N4VM00153BCE1P1C1Q4Q8S2XC FOUNDATION fieldbus Polyurethane-covered Aluminum 1/2-14 NPT High Temperature / High Pressure 316L SST (EN ) None Vapor Single Rigid Probe for 3-4 in. pipes Metric (meters, centimeters) 1530 mm 46 Process Connection 47 Harardous Location 3 in. ANSI, 600 lb. HTHP / HP units ATEX Flame-Proof OPTIONS CERTIFICATIONS 48 Display Type 49 Hydrostatic Testing 50 Factory Config 51 Centering Disk 52 Certifications LCD Hydrostatic Testing C1 2 in. Centering disc Calibration Data Certification 53 Certifications Material Traceability Certification per EN This report is provided according to the terms and conditions of the Instrument Toolkit(TM) End-Use Customer License Agreement. Version: 3.0 (Build171F) Printed: 05/05/2012

159 Pressure Transmitter w/ Remote Seals Specification Sheet Customer: URV Project: Projecte final de carrera Plant Area: Planta de cogeneración Unit: Caldera de recuperación 1 Tag No. GENERAL 2 Service 3 PID No. PROCESS VARIABLES PROCESS CONDITIONS TRANSMITTER PRODUCT CERTS, TESTING, ADDITIONAL OPTIONS REMOTE SEALS PRODUCT CERTS, ADDITIONAL OPTIONS Minimum Maximum Design Units 4 Process Pressure bar-g 5 Temperature C Sheet 1 of 1 Spec No. Rev. 0 Contract P.O. Req. NIVELES DP By X.CUADRAS Checked LL.MASSAGUES Approved LL.MASSAGUES Minimum Maximum Last Zero Last Zero Units Minimum Maximum Adjust Adjust Units 6 Ambient Temperature C C 7 Process Temperature C C 0% 100% Span Units 8 Calibrated Span bar 9 Manufacturer Rosemount, Inc. 10 Transmitter Model No. 11 Pressure Transmitter Type (Product) 12 Tipo de medida 13 Pressure URL 14 Salida del transmisor 15 Materiales de construcción 16 Diafragma separador 17 Junta tórica 18 Fluido de llenado del sensor 19 Housing Material/Conduit Entry Size 20 Sello remoto 21 Tipo de pantalla 22 Soporte de montaje 3051CD2F22A1JS2M5B4E8P1Q4Q8 Transmisor de presión Diferencial 250 inh2o (622.7 mbar) FOUNDATION fieldbus Protocol Coplanar SST (316L SST) Glass-filled PTFE Silicona SST Assemble to two Rosemount 1199 diaphragm seals Indicador LCD Coplanar Flange Bracket for 2-in. Pipe or Panel Mounting, all SST 23 Cert/Approval Type 24 Testing 25 Additional Options 26 Remote Seal Model No. 27 Seal Product 28 Tipo de junta 29 Location/Connection Type 30 Seal Fill Fluid 31 Capillay I.D./Material 32 Longitud de la conexión del capilar 33 Estándar de la industria 34 Tipo de conexión de proceso 35 Diámetro de la conexión de proceso 36 Presión nominal de la brida 37 Materiales 38 Ring Material 39 Opciones de limpieza (flushing) Cert/Approval Type 45 Additional Options Remote Seals High Pressure Side NOTES This report is provided according to the terms and conditions of the Instrument Toolkit End-Use Customer License Agreement. Toolkit Version: V3.0 (Build171F) ATEX Flameproof and Dust Certification *** Calibration Certificate *** Material Traceability Certification per EN B Hydrostatic testing with certificate High Pressure Side Remote Seal 1199WCC05AFFWG2CAA1 Flush Flanged Seal Assembly Juntas remotas Junta en el lado de alta presión del transmisor D.C ,1 mm (0,04 in.) 1,5 m (5 ft) ANSI Junta bridada enrasada 2 pulg./dn 50 Class 300 (ANSI); 20K (JIS) SST (316L SST) SST (316 SST) Una conexión de limpieza de 1/4 in. LIT-007 Nivel purga continua 004-PURGA Low Pressure Side Low Pressure Side Remote Seal 1199MCC05AFFWG2CAA1 Flush Flanged Seal Assembly Juntas remotas Junta en el lado de baja presión del transmisor D.C ,1 mm (0,04 in.) 1,5 m (5 ft) ANSI Junta bridada enrasada 2 pulg./dn 50 Class 300 (ANSI); 20K (JIS) SST (316L SST) SST (316 SST) Una conexión de limpieza de 1/4 in. Printed: 05/05/2012

160 Fittings Report Tag Number: LIT-007 Date: 10/12/2011 Service: Nivel purga continua High pressure side fitting (S1) mm Low pressure side fitting (S2) mm Transmitter (T) mm Minimum level (L1) mm Maximum level (L2) mm Distance between taps (D2) mm Customer: Process Description: Project Number: (Projecte final de carrera): Application type Level (closed vessel) Measurement type Diferencial High pressure side configuration Remote seal w/ capillary Low pressure side configuration Remote seal w/ capillary This report is provided according to the terms and conditions of the Instrument Toolkit End-Use Customer License Agreement. Toolkit Version: V3.0 (Build171F) Printed: 05/05/2012

161 Pressure Transmitter w/ Remote Seals Specification Sheet Customer: URV Project: Projecte final de carrera Plant Area: Planta de cogeneración Unit: Caldera de recuperación 1 Tag No. GENERAL 2 Service 3 PID No. PROCESS VARIABLES PROCESS CONDITIONS TRANSMITTER PRODUCT CERTS, TESTING, ADDITIONAL OPTIONS REMOTE SEALS PRODUCT CERTS, ADDITIONAL OPTIONS Minimum Maximum Design Units 4 Process Pressure 0.00 ATM 3.00 bar-g 5 Temperature C Sheet 1 of 1 Spec No. Rev. 0 Contract P.O. Req. NIVELES DP By X.CUADRAS Checked LL.MASSAGUES Approved LL.MASSAGUES Minimum Maximum Last Zero Last Zero Units Minimum Maximum Adjust Adjust Units 6 Ambient Temperature C C 7 Process Temperature C C 0% 100% Span Units 8 Calibrated Span bar 9 Manufacturer Rosemount, Inc. 10 Transmitter Model No. 11 Pressure Transmitter Type (Product) 12 Tipo de medida 13 Pressure URL 14 Salida del transmisor 15 Materiales de construcción 16 Diafragma separador 17 Junta tórica 18 Fluido de llenado del sensor 19 Housing Material/Conduit Entry Size 20 Sello remoto 21 Tipo de pantalla 22 Soporte de montaje 3051CD2F22A1JS2M6B4E8P1Q4Q8 Transmisor de presión Diferencial 250 inh2o (622.7 mbar) FOUNDATION fieldbus Protocol Coplanar SST (316L SST) Glass-filled PTFE Silicona SST Assemble to two Rosemount 1199 diaphragm seals Pantalla de cristal líquido para carcasa de Ac.Inox. (códigos de carcasa J, K, L y M solamente) Coplanar Flange Bracket for 2-in. Pipe or Panel Mounting, all SST 23 Cert/Approval Type 24 Testing 25 Additional Options 26 Remote Seal Model No. 27 Seal Product 28 Tipo de junta 29 Location/Connection Type 30 Seal Fill Fluid 31 Capillay I.D./Material 32 Longitud de la conexión del capilar 33 Estándar de la industria 34 Tipo de conexión de proceso 35 Diámetro de la conexión de proceso 36 Presión nominal de la brida 37 Materiales 38 Ring Material 39 Opciones de limpieza (flushing) Cert/Approval Type 45 Additional Options Remote Seals High Pressure Side NOTES This report is provided according to the terms and conditions of the Instrument Toolkit End-Use Customer License Agreement. Toolkit Version: V3.0 (Build171F) ATEX Flameproof and Dust Certification *** Calibration Certificate *** Material Traceability Certification per EN B Hydrostatic testing with certificate High Pressure Side Remote Seal 1199WCC05AFFWG1CAA1 Flush Flanged Seal Assembly Juntas remotas Junta en el lado de alta presión del transmisor D.C ,1 mm (0,04 in.) 1,5 m (5 ft) ANSI Junta bridada enrasada 2 pulg./dn 50 Class 150 (ANSI); 10K (JIS) SST (316L SST) SST (316 SST) Una conexión de limpieza de 1/4 in. LIT-009 Nivel purga intermitente 004-PURGA Low Pressure Side Low Pressure Side Remote Seal 1199MCC05AFFWG1CAA1 Flush Flanged Seal Assembly Juntas remotas Junta en el lado de baja presión del transmisor D.C ,1 mm (0,04 in.) 1,5 m (5 ft) ANSI Junta bridada enrasada 2 pulg./dn 50 Class 150 (ANSI); 10K (JIS) SST (316L SST) SST (316 SST) Una conexión de limpieza de 1/4 in. Printed: 05/05/2012

162 Fittings Report Tag Number: LIT-009 Date: 10/12/2011 Service: Nivel purga intermitente High pressure side fitting (S1) mm Low pressure side fitting (S2) mm Transmitter (T) mm Minimum level (L1) mm Maximum level (L2) mm Distance between taps (D2) mm Customer: Process Description: Project Number: (Projecte final de carrera): Application type Level (closed vessel) Measurement type Diferencial High pressure side configuration Remote seal w/ capillary Low pressure side configuration Remote seal w/ capillary This report is provided according to the terms and conditions of the Instrument Toolkit End-Use Customer License Agreement. Toolkit Version: V3.0 (Build171F) Printed: 05/05/2012

163 Pressure Transmitter w/ Remote Seals Specification Sheet Customer: URV Project: Projecte final de carrera Plant Area: Planta de cogeneración Unit: Caldera de recuperación 1 Tag No. GENERAL 2 Service 3 PID No. PROCESS VARIABLES PROCESS CONDITIONS TRANSMITTER PRODUCT CERTS, TESTING, ADDITIONAL OPTIONS REMOTE SEALS PRODUCT CERTS, ADDITIONAL OPTIONS Minimum Maximum Design Units 4 Process Pressure 0.00 ATM 3.00 bar-g 5 Temperature C Sheet 1 of 1 Spec No. Rev. 0 Contract P.O. Req. NIVELES DP By X.CUADRAS Checked LL.MASSAGUES Approved LL.MASSAGUES Minimum Maximum Last Zero Last Zero Units Minimum Maximum Adjust Adjust Units 6 Ambient Temperature C C 7 Process Temperature C C 0% 100% Span Units 8 Calibrated Span bar 9 Manufacturer Rosemount, Inc. 10 Transmitter Model No. 11 Pressure Transmitter Type (Product) 12 Tipo de medida 13 Pressure URL 14 Salida del transmisor 15 Materiales de construcción 16 Diafragma separador 17 Junta tórica 18 Fluido de llenado del sensor 19 Housing Material/Conduit Entry Size 20 Sello remoto 21 Tipo de pantalla 22 Soporte de montaje 3051CD2F22A1JS2M6B4E8P1Q4Q8 Transmisor de presión Diferencial 250 inh2o (622.7 mbar) FOUNDATION fieldbus Protocol Coplanar SST (316L SST) Glass-filled PTFE Silicona SST Assemble to two Rosemount 1199 diaphragm seals Pantalla de cristal líquido para carcasa de Ac.Inox. (códigos de carcasa J, K, L y M solamente) Coplanar Flange Bracket for 2-in. Pipe or Panel Mounting, all SST 23 Cert/Approval Type 24 Testing 25 Additional Options 26 Remote Seal Model No. 27 Seal Product 28 Tipo de junta 29 Location/Connection Type 30 Seal Fill Fluid 31 Capillay I.D./Material 32 Longitud de la conexión del capilar 33 Estándar de la industria 34 Tipo de conexión de proceso 35 Diámetro de la conexión de proceso 36 Presión nominal de la brida 37 Materiales 38 Ring Material 39 Opciones de limpieza (flushing) Cert/Approval Type 45 Additional Options Remote Seals High Pressure Side NOTES This report is provided according to the terms and conditions of the Instrument Toolkit End-Use Customer License Agreement. Toolkit Version: V3.0 (Build171F) ATEX Flameproof and Dust Certification *** Calibration Certificate *** Material Traceability Certification per EN B Hydrostatic testing with certificate High Pressure Side Remote Seal 1199WCC05AFFWG1CAA1 Flush Flanged Seal Assembly Juntas remotas Junta en el lado de alta presión del transmisor D.C ,1 mm (0,04 in.) 1,5 m (5 ft) ANSI Junta bridada enrasada 2 pulg./dn 50 Class 150 (ANSI); 10K (JIS) SST (316L SST) SST (316 SST) Una conexión de limpieza de 1/4 in. LIT-010 Nivel purga intermitente 004-PURGA Low Pressure Side Low Pressure Side Remote Seal 1199MCC05AFFWG1CAA1 Flush Flanged Seal Assembly Juntas remotas Junta en el lado de baja presión del transmisor D.C ,1 mm (0,04 in.) 1,5 m (5 ft) ANSI Junta bridada enrasada 2 pulg./dn 50 Class 150 (ANSI); 10K (JIS) SST (316L SST) SST (316 SST) Una conexión de limpieza de 1/4 in. Printed: 05/05/2012

164 Fittings Report Tag Number: LIT-010 Date: 10/12/2011 Service: Nivel purga intermitente High pressure side fitting (S1) mm Low pressure side fitting (S2) mm Transmitter (T) mm Minimum level (L1) mm Maximum level (L2) mm Distance between taps (D2) mm Customer: Process Description: Project Number: (Projecte final de carrera): Application type Level (closed vessel) Measurement type Diferencial High pressure side configuration Remote seal w/ capillary Low pressure side configuration Remote seal w/ capillary This report is provided according to the terms and conditions of the Instrument Toolkit End-Use Customer License Agreement. Toolkit Version: V3.0 (Build171F) Printed: 05/05/2012