Al final, no os preguntarán qué habéis sabido, sino qué habéis hecho (Jean de Gerson)

¿QUÉ HACES QUE NO ESTAS EN LA NUBE?

Antes, decir que estabas en las nubes era algo peyorativo, pero últimamente no eres nadie, si no te subes a la nube.


Está muy bien conocer todas las herramientas, que cobran cada vez más fuerza del mundo I.T, cloud, big data, AI, internet de las cosas, revolución digital...

Pero por otro lado, no deja de ser preocupante, que últimamente andemos todos los ingenieros un poco por las nubes, dejando de lado el mundo O.T, que a final es nuestro mundo (Instrumentación de campo, actuadores, control de procesos industriales, PLC, DCS, tuberías, materiales...)

¿Por qué creemos que se está dejando de lado?

Porque de la escasa formación que se imparte en los últimos años, la tendencia parece que va hacia a hacer cursos más innovadores (que está muy bien), a costa  de dar menos formación de otras cosas, digamos más convencionales (que no está tan bien).

Se prefiere saber, cómo funciona un dron, a entender que sucede dentro de una atemperación, o como funciona una turbina.

En la formación de los profesionales, debería haber siempre un equilibrio, entre lo nuevo y lo anterior / lo innovador y lo convencional / pasado y futuro.

Si se deja de lado el conocimiento técnico, no habrá un relevo generacional.

Estamos en la década de los ingenieros de la Wikipedia, los que usamos la información como los clinex de usar y tirar, mientras pasa delante de nuestras narices, una generación de profesionales con muchos conocimientos, que se van jubilando sin que nadie se interese por ellos.

Dicen que en esta nueva era, serán los jóvenes los que enseñen a los adultos... No hay duda que los adultos, tendrán que escuchar a los jóvenes y habrá muchas cosas que aprenderán de ellos. Pero no se debe olvidar, que por mucho que cambie el mundo, los adultos, siempre tendrán la responsabilidad, de ser la referencia de las nuevas generaciones.


Quizás deberíamos bajarnos un poco de la nube y dar más valor, al conocimiento de las personas que todavía están en la tierra.


Si tiene algo que corregir o añadir agradecería que me mandara sus comentarios a:
InstrumentacionHoy@gmail.com
12/07/2017 InstrumentacionHoy

SINCRONIZAR UNA TURBINA DE VAPOR CON LA RED ELÉCTRICA -PARTE 3-

En este artículo, se expondrá en que consiste el control primario, secundario y terciario, de los sistemas de generación eléctrica.

4. CONTROL PRIMARIO SECUNDARIO Y TERCIARIO
  4.1. Control de una turbina
    4.1.1. Sistema de control de turbina
    4.1.2. Sistema de Control Principal (Control del BOP)
    4.1.3. El despacho

  4.2. Control Primario
  4.3. Control Secundario
  4.4. Control Terciario
  4.5. Sistema de Control Principal


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4. CONTROL PRIMARIO SECUNDARIO Y TERCIARIO

4.1. Control de una turbina

Primero, se expondrá de forma resumida, que controles pueden intervenir en el control de carga de una turbina síncrona, que se conecta a la red eléctrica a través de un generador.
Control Planta de Energía

4.1.1. Sistema de control de turbina

El sistema de control de turbina está formado por varios armarios de control, cuyo diseño y fabricación, es normalmente responsabilidad del suministrador de la turbina.

Armario de Control de Turbina
Entre otras cosas, el Sistema de Control de Turbina constará del GOVERNOR y del AVR (Que se mostraron en el artículo anterior):

Control de Turbina
-El GOVERNOR: es un sistema que regulará principalmente, la velocidad de giro de la turbina, cuando el generador está desacoplado de la red y la potencia activa, cuando el generador está sincronizado con la red.

Nota: Dentro de GOVERNOR, reside el control primario, que se explicará más adelante.
Control Primario

- El AVR: Sistema que regulará entre otras cosas, la tensión cuando el generador está desacoplado y la potencia reactiva, cuando el generador está sincronizado con la red.

Nota: Además de estos sistemas, el control de una turbina costa de otros sistemas, como el control del virador, aceite, vapor de sellos, vibraciones, etc...

4.1.2. Sistema de Control Principal (Control del BOP)

Nota: Antes de nada, una pequeña aclaración sobre que es el BOP (Balance Of Plant).

Básicamente, el BOP consiste en, todos los sistemas que quedan en una planta termoeléctrica, si se quita la turbina y la caldera.
BOP (Balance de Potencia)

Por ejemplo, algunos de los sistemas restantes que formarán parte del BOP son, el sistema de refrigeración, compresores de aire, compresores de gas, HVAC, PCI, ERM, planta de tratamiento de agua...

Se podría decir, que la turbina y la caldera, engloban las tecnologías con un mayor know-how (estos sistemas se suelen llamar "el bloque de potencia").

El BOP lleva principalmente una gran carga de construcción, combinada con mucho trabajo de integración de todos los sistemas entre si, buscando optimizar el funcionamiento de la planta.

Una de las principales fuentes de ingresos en España ha sido la construcción, por lo que la contribución de España a este sector, ha sido principalmente desarrollando el BOP.

Parte del alcance del BOP es desarrollar, el "Sistema de Control Principal" de la planta.

El Sistema de Control Principal, está formado por varios armarios de control, cuyo diseño y fabricación, son responsabilidad de la ingeniería del BOP.

Sistema de Control Principal

Nota: Desarrollar el sistema de control principal (sistema de control del BOP), es una gran oportunidad para cualquier Ingeniero de Control, porqué le obligará a tener, una visión completa, del funcionamiento de toda la planta.

Este sistema de control, debe de coordinarse con el resto de los sistemas (Caldera, Plantas Paquetes...).

Uno de los sistemas con los que el sistema de control principal, se tendrá que comunicar, será el sistema de control de turbina. Coordinando principalmente, el arranque y la subida de carga.

Control de Turbina Planta Energía

Nota: A lo largo de este artículo, se mostrará que el Sistema de Control Principal, en la mayoría de los casos, no interviene nunca en el control primario, ni secundario, ni terciario.

4.1.3. El despacho

El Sistema de Control Principal, se comunicará con lo que se llama “despacho de carga”.

Control Planta Energía

Se suele designar como "el despacho" (load dispatch center), a la entidad, que se encarga de gestionar la red eléctrica del país (o región).

La red eléctrica, envía al Sistema de Control Principal, una consigna de potencia, que tiene que generar la planta, y este Sistema de Control Principal, debe retrasmitir al Sistema de Control de Turbina, dicha consigna.

Control de Potencia Planta


El Sistema de Control de Turbina (a través del GOVERNOR), abriendo y cerrando la válvula que inyecta vapor a la turbina, logrará producir, la potencia solicitada.
Control Potencia Planta Eléctrica

4.2. Control Primario

El Control Primario es una lógica de control integrada en el GOVERNOR de cada turbina.
Control Primario Planta de Energía
En el anterior artículo, se había llegado a la conclusión de que un generador síncrono acoplado a la red, no podía controlar su velocidad, debido a que su velocidad, se la imponía la frecuencia de la red eléctrica.

Sin embargo, una de las funciones del GORVERNOR, cuando el generador está conectado en la red, es vigilar e "intentar", mantener estable la velocidad de giro (frecuencia de la red).

Dicho de otra forma, cuando el generador está sincronizado con la red, aunque el GOVERNOR, no puede modificar la velocidad de giro de la turbina, al menos, lo intenta.

¿Qué se quiere decir con "lo intenta"? El generador está vigilando su velocidad, y si esta disminuye, quiere decir que la frecuencia de la red está bajando, por lo tanto, la red eléctrica necesita más energía, hay una mayor demanda de energía de la esperada.

En este momento, aunque el generador esté produciendo la potencia que le estaba indicando “el despacho” (la red eléctrica), el Control Primario del GOVERNOR solicitará a la válvula de control, que abra un poco más, inyectando más vapor, y generando por tanto más megavatios.

Como todos los generadores conectados a la red eléctrica, tienen su propio Control Primario, al generar todos un poquito más de lo esperado, la frecuencia volverá a subir y el sistema se mantendrá estable, gracias al aporte de todas las plantas de generación a la vez.

Por ejemplo:

La red eléctrica solicita 100MW y se lo comunica al Sistema de Control Principal de la planta, este a su vez se lo notifica al Sistema de Control de Turbina.

Control de Potencia

El Sistema de Control de Turbina, se lo indicará al GOVERNOR.

Y el GOVERNOR jugará con la válvula que inyecta el vapor, para generar los 100MW solicitados.
Control Governor
Pero, si de repente, se detecta que la velocidad de la turbina disminuye (por lo que deducimos, que la frecuencia de la red está cayendo), en ese momento, el Control Primario (programado en el  del GOVERNOR), entra en funcionamiento y empieza a solicitar, que la válvula de turbina inyecte más vapor. 

Ahora, lo importante deja de ser la potencia que se genere, y empieza a ser mantener la frecuencia de la red.

Control Primario Planta de Energía
Como consecuencia de esto, se dejará de generar los 100MW solicitados, y se pasará por ejemplo a generar 105MW.

El despacho (Red eléctrica) rápidamente, se dará cuenta, que las plantas están generando más MW de lo que estaba estimado, y en ese momento, entrará en juego el Control Secundario.
Control Secundario
Nota: Normalmente, dentro del control primario, hay una limitación de los MW que tiene de margen el control primario para poder actuar.  Esta limitación, suele estar configurada, entorno al +-5% de la potencia generada.

Si por ejemplo, hay una consigna 100MW y la limitación está en el +-5%, el control primario no puede llevar a la planta a generar más de 105MW.

Por otro lado (aunque esté funcionando el control primario), si la frecuencia de la red disminuye o aumenta, fuera de un determinado valor umbral, llega un momento que las protecciones del generador dispararán, y la planta quedará desenganchada de la red sin poder generar electricidad.

4.3. Control Secundario

Después de haber actuado el Control Primario (en pocos segundos y localmente), entrará en funcionamiento el Control Secundario.

El Control Secudario se realizada desde centro de control del despacho (oficinas del gestor de la red eléctrica).

Desde el despacho se identificará rápidamente, que la generación, es superior o inferior a lo que estaba previsto

En pocos minutos (aprox. 5 minutos), desde el despacho, se actualizarán las consignas de potencia, solicitando nuevos valores de potencia, a las plantas de energía, que se puedan adaptar con una mayor velocidad a una variación de la carga (como por ejemplo, las turbinas de gas).

Control Secundario Energía

Tras actualizar las consignas a algunas plantas de generación, la frecuencia se volverá a estabilizar, desactivándose poco a poco la acción de los controles primarios.
Control Secundario Eléctrico
Una vez que la red está estabilizada por la acción del control secundario, unos 15 minutos más tarde, entrará en funcionamiento el control terciario.

4.4. Control Terciario

Tras haber actuado el control secundario, la red eléctrica tiene que aceptar, que ha habido un error en la previsión de la demanda energética, y para suplir dicho error han entrado a funcionar, las plantas más rápidas, pero no, las más eficientes.

Con la nueva demanda estabilizada, la red estudiará cuales son las plantas que resulten más óptimas para absorber la nueva demanda.
Control Terciario
Y en base a dicha re-planificación, modificará de nuevo las consignas enviadas a cada planta de energía, buscando en esta ocasión, optimizar la producción.
Control Terciario
4.5. Sistema de Control Principal

Mientras tanto... ¿Cómo interviene el Sistema de Control Principal de la planta en la regulación de la frecuencia?

Control Principal de Planta
La respuesta es: “No interviene".


Este sistema permanece coordinando al resto sin actuar directamente ni en el control primario ni secundario ni terciario.

El sistema de control principal de una planta de energía, sólo intervendrá, repartiendo a cada  turbina la potencia activa, que le demanda el despacho.

Se podría decir, que una vez ha sincronizado, a este sistema, no le preocupa la velocidad de la turbina.

Nota: Este artículo se elaboró a raíz de una consulta que recibí sobre "el diseño de control de carga de una cogeneración con varias turbinas de gas y vapor".

En dicha cogeneración, el sistema de Control Principal al igual que en las grandes plantas de energía, recibía una consigna del despacho, indicándole cuantos Mega Watios debía generar la planta en cada momento.

El control de carga, configurado en el Sistema de Control Principal, tenía que decidir cuantos Mega Watios solicitaba a cada turbina.

(Control de carga también se llama: Control Coordinado, Control Automático de Generación, CAG, Automatic Generator Control, AGC ) 

A modo de ejemplo, el "control de carga", consiste básicamente en, recibir desde el despacho, un valor de consigna, que tenemos que generar (por ejemplo 80MW), y decidir en cada momento, quién generará cada MW (por ejemplo, la turbina-1 generará 10MW, la turbina-2 30MW y la turbina-3 40MW).

Control de Carga de una Planta de Energía
La duda consistía en: ¿Cómo integrar en la lógica de "control de carga", la regulación de la velocidad de la turbina?

Y la respuesta es... "El control de carga integrado en el Sistema de Control Principal, no le importa la velocidad de la turbina."  Del control de velocidad, ya se encargará el Sistema de Control de Turbina.

Nota: En este artículo, se ha intentado explicar el control primario, secundario y terciario, a través del ejemplo de una planta de generación con turbinas de vapor. No obstante, las plantas termoeléctricas más conocidas hoy en día, quizás sean los ciclos combinados, que constan de una o varias turbinas de gas y una o varias turbina de vapor.

En un ciclo combinado, el control primario reside exclusivamente en el GOVERNOR de las turbinas de gas. El GOVERNOR de la turbina de vapor trabaja principalmente durante el arranque, pero el resto del tiempo, mantiene la válvula de vapor totalmente abierta (modo presión deslizante), generando toda la energía, que recibe de la turbina de gas.

Cuando, actúe el control primario sobre la turbina de gas, la turbina de vapor que aprovecha el calor de la turbina de gas, verá modificada su potencia activa de forma proporcional.

Resumen del artículo:

- El CONTROL PRIMARIO, SECUNDARIO y TERCIARIO, buscan mantener la frecuencia de la red estable, haciendo que la oferta, sea siempre igual a la demanda.

- El CONTROL PRIMARIO, es local, alojado en el GOVERNOR de la turbina (dentro del SISTEMA DE CONTROL DE TURBINA), actúa en cuestión de segundos.

- El CONTROL SECUNDARIO, actuará tras varios minutos (5 minutos), desde los centros de control del gestor de la red (EL DESPACHO). Busca estabilizar el sistema.

- El CONTROL TERCIARIO, actuará aproximadamente a los 15 minutos, cuando la demanda de potencia esté estabilizada, desde los centros de control del gestor de la red (EL DESPACHO). Busca optimizar el sistema.

- El SISTEMA DE CONTROL PRINCIPAL de una planta de energía, intervendrá repartiendo la carga a cada  turbina, no interviene en las posibles variaciones de frecuencia.

"Pulsar aquí Para ver -parte 1-"





Elaborado por: Julio.C Fernández Losa 11/07/2017
Agradecimiento a las aclaraciones de Jorge Rebollal
Si tiene algo que corregir o añadir agradecería que me mandara sus comentarios a: 
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FUGAS EN VALVULAS DE CONTROL

Nota: En esta ocasión, tenemos el honor de publicar en InstrumentacionHoy, un artículo elaborado por Antonio Campo López.

Antonio Campos es una referencia internacional en esta materia, ha trabajado durante 39 años como técnico de aplicaciones de válvulas de control en numerosos procesos industriales. Actualmente es profesor-coordinador en el Master ISA-Repsol de Instrumentación, en el M-3 “Válvulas de Control”. Entre otras cosas ha escrito el único libro en español sobre válvulas de control “Válvulas de Control. Selección y Cálculo” sin duda un lectura obligatoria para todo instrumentista.

Muchos son los temas que rodean a las válvulas de control y que merecen ser conocidos y estudiados con mayor profundidad. Unos tienen relación con los diversos factores que intervienen en el proceso de  selección y cálculo. Otros afectan al diseño y calidad de fabricación sin olvidad también el adecuado montaje e incluso el posterior mantenimiento.
Todo debe orientarse a la consecución de las mejores prestaciones y comportamiento que, de la válvula,  se espera en el contexto del lazo de control. La estanqueidad, interna y hacia el exterior, aunque no parecen afectar a esas prestaciones, es un factor  que merece su atención y estudio.

Una válvula, cualquiera que sea su diseño, físicamente es un recipiente que contiene un fluido normalmente presurizado; este fluido puede ser líquido o gaseoso.  Un requisito incuestionable es que ese fluido, confinado en el cuerpo de la válvula, no escape al exterior.  Se precisa que el “recipiente–válvula” sea  estanco o lo más estanco posible. Esto debe ser así, tanto por razón de seguridad y/o contaminación ambiental, como por razón de coste.  

Hablando de fugas, no podemos olvidar que es requisito importante  el nivel de estanqueidad ó capacidad de cierre, del conjunto obturador-asiento, que regulan el paso de fluido, cualquiera que sea su diseño. Es este un punto de tal importancia que debe aparecer parte, como dato especifico,  en la especificación de cualquier válvula de control, pues condiciona la selección de otros elementos, como es el actuador.

Podemos analizar por tanto las fugas en dos grupos: 1-fugas (estanqueidad interna)  al paso de fluido  en  los elementos de cierre   y  2-fugas al exterior.

Las fugas entre obturador y asiento dependen del diseño del trim en cuanto a materiales, calidad de fabricación y apriete, que depende del actuador seleccionado. Estas fugas son medibles en banco de pruebas y permiten asignar a cada válvula una determinada categoría, como veremos más adelante.

Las fugas al exterior pueden darse en:
- Unión tapas - cuerpo en cualquiera de los diseños de tipo globo, bola, macho, etc. en los que el cuerpo tenga una o varias bridas de unión. Tal es el caso de las válvulas globo simple asiento, los diversos tipos de válvulas de bola y otras válvulas rotativas.
- Los pasos ó salidas de los vástagos tanto en válvulas de movimiento de tipo lineal-alternativo, como en los ejes de las válvulas rotativas: mariposas, bolas y rotativo excéntrico.  Este paso se trata de sellar usando las empaquetaduras o estopadas.

1.  Estanqueidad interna

Nos referimos a la mejor calidad de cierre entre los elementos de cierre y regulación  del fluido, que normalmente denominamos Trim, cualquiera que sea el tipo o diseño del conjunto obturador-asiento.

Conviene recordar que la función de una válvula de control es  regular en un punto intermedio de su carrera, por lo que es cuestionable exigirle  una estanqueidad como la que debe garantizar una válvula de aislamiento,  bloqueo o cierre-ESD.  Tampoco debe ser dimensionada la válvula para tener que controlar caudales extremadamente bajos, donde su estabilidad pueda poner en peligro la controlabilidad de la variable. 

En realidad podría admitirse una fuga que se situase por debajo del caudal mínimo regulable, término definido como rangeabilidad, pero esto no es así. Cada vez se le exige más a la válvula de control, tanto en situación de cierre por fallo de aire como en otras aplicaciones donde la acción sea la contraria, esperando una mejor estanqueidad.   Quizá se pretende convertir a la válvula de control en una válvula de aislamiento, sin valorar la repercusión económica que esta decisión implica.

Históricamente,  ha sido un proceso largo la forma de especificar  la fuga máxima admisible en  válvulas de control y también en las todo-nada.

Expresiones como “válvula estanca”, “fuga cero”, “a prueba de burbujas”, “cierre total”, etc., por ejemplo y sus equivalentes en idioma inglés, son una forma ambigua que  en realidad buscaban  lo mejor pero sin definir cómo claramente. Conviene decir que al hablar de estanqueidad de cierre debemos tener en cuenta, no sólo la fuga entre obturador-asiento, sino también las posibles fugas entre asiento-cuerpo, y en los anillos de cierre en los obturadores guiados por jaula.

No hay un cierre “absolutamente estanco”. Por tanto, para evitar situaciones ambiguas, se vio la necesidad de concretar  unas condiciones de prueba y  los niveles de estanqueidad a conseguir en las válvulas. Fueron los propios fabricantes quienes comenzaron a establecer estas condiciones de prueba, que después se fueron traduciendo en  recomendaciones y normas.

Con este impulso previo  el Fluid Controls Institute  fue el primer organismo que elaboró en 1970 un primer estándar FCI 70.2. Posteriormente  SAMA-Scientific Apparatus Markers Association,  generó un documento que, en lugar de publicarlo por su cuenta, lo unió al FCI, quien, después de unas revisiones editó una nueva versión del FCI 70.2 en 1974.

Posteriormente, ANSI asumió este documento elevándolo a norma bajo la codificación ANSI B 16.104  y que  ahora es conocida como ANSI/FCI 70-2. Esta  norma es  la más extendida y utilizada por los fabricantes de válvulas de control.  Ha sido revisada varias veces: 2003 y 2006.

Por similitud con FCI hay que mencionar el estándar elaborado por la Comisión Electrotécnica Internacional - IEC 60 534-4  Industrial-process Control Valves; Inspection and Routine Testing, en 1998 y revisiones posteriores (2006), que añade una Clase de fuga más; la IV-S1;  en lo demás es igual a FCI 70.2.

La norma ANSI/FCI 70-2  fue desarrollada para medir unos niveles, (Clases) de fuga entre obturador-asiento, en válvulas de control solamente. Si se desea un nivel de cierre mayor, como si una de una válvula  de aislamiento, se tratase, otros estándares más rigurosos podrían usarse, aunque no hayan sido elaborados pensando en válvulas de control; estos podrían ser API 598; MSS SP-61; API 6D,  EN 12266.

ANSI/FCI 70.2  e IEC 534-4 establecen varios  Clases de calidad de cierre, del I al VI. y las diferentes condiciones de prueba para certificarlos en banco de pruebas; ver
Tabla – 1

Tabla – 1   Clases de fuga según ANSI/FCI 70-2  e  IEC 534-4
Clases de fuga según ANSI/FCI 70-2
(1) Los valores (en %) son una indicación  del % de la capacidad nominal de la válvula, en las condiciones de prueba.  Valores en cursiva son los de IEC 534-4
(2)   Supone unas  20 veces menor que clase IV.
(3)  IEC valora la Clase-V  de otra manera. Con gas, por ejemplo, fuga= 10,8 x 10-6 x D asiento (mm) x capacidad nominal de la válvula,  en Nm3 /h. 

(4)   La clase VI generalmente va asociada a un cierre  “resilient seating”, es decir elástico (como el PTFE) o metálico con cierta capacidad de recuperación. Como información orientativa se indican los caudales de fuga admisibles hasta  6” en la Tabla - 2

Tabla – 2   Fuga admisible Clase VI
Se dispone pues de  unas normas que cuantifican las fugas admisibles y los procedimientos de prueba para testar las válvulas en el taller del fabricante ó en los talleres de mantenimiento de los usuarios.

Los valores de fuga indicados  muestran un determinado nivel de acabado de la válvula testada pero no representan nunca la fuga real de dicha válvula en la instalación, trabajando con  las condiciones de presión y temperatura del  proceso. Esta fuga real puede ser mayor ó menor según  naturaleza del fluido y régimen de trabajo.

A pesar  de ser las normas ANSI FCI 70.2 / IEC 534-4 las más utilizadas en la actualidad,  muestra algunos puntos que merecen ser comentados.

Cada clase de fuga  utiliza un procedimiento y criterio de aceptación diferente; por esto las clases no tienen una progresión lineal. La clase-I  es indefinida y raramente es utilizada.  ¿Por qué existe? Podría ser usada cuando no se necesite ningún tipo de calidad de cierre o es indiferente para la válvula de control pues hay otra válvula todo-nada junto a la de control para realizar el cierre.

Las clases II-III-IV comparten las mismas condiciones de prueba pero con niveles de aceptación notablemente diferentes. Clase-III es 5 veces más rigurosa que clase-II y clase IV es 50 veces más rigurosa que la II.  La mayor parte de los diseños actuales de válvulas  ofrecen una calidad clase-IV cuando son de simple asiento, en tamaños medios y con cierres metálicos. La nueva clase IV-S1, en IEC,  admite 20 veces menos fuga que la clase IV.  

La clase-V difiere mucho en la fuga aceptable e inicialmente se pensó para acercarse más a las condiciones de trabajo usando fluido de prueba líquido a una presión igual a la delta-p de trabajo real en el proceso. No se puede relacionar con el resto de clases, pues influye también el tamaño del orificio de paso y la delta-p.  Clase V puede ser varios cientos  de veces más exigente que IV, pero tiene también unas exigencias técnicas a nivel constructivo que pueden requerir un actuador  mayor y materiales de vástagos más caros.

La decisión de requerir clase V en lugar de IV o clase IV-S1, debería ser más analizada por los técnicos. Según el tipo de válvula, su tamaño  y las condiciones de proceso puede suponer un coste excesivo para las exigencias del proceso. Clase V debería aplicarse cuando sea realmente necesario.

En la revisión del 2006,  ANSI/FCI 70.2 permite el uso de aire a  3,5 bar para clase-V lo que aleja la prueba de la realidad inicial donde se usaba la delta-p del proceso como delta-p de prueba.

Los valores para asignar una clase de cierre a las válvulas de control no pueden ser utilizados para calcular los posibles niveles  de fuga en las condiciones reales de trabajo.  Los porcentajes dados en las tablas precedentes son sólo válidos con el fluido y condiciones de prueba señalados; no son % del Cv nominal de cada válvula testada.

Esto es así  porque no se puede saber la naturaleza del derrame en las zonas de contacto entre obturador-asiento. El derrame a través del espacio de fuga  dependerá del tipo de cierre, naturaleza (viscosidad-densidad-temperatura), presión, del fluido, tamaño del orificio, etc.  Lo más normal es que el derrame de una fuga sea laminar pero podría no serlo  e incluso producirse una vaporización, según los casos. Por eso no resulta veraz aplicar las fórmulas del Cv para deducir el caudal de fuga en el proceso.

Inicialmente los primeros estándares  se pensaron para válvulas de asiento pero ahora hay que contemplar todos los diseños equilibrados, guiados por jaula y también los avanzados diseños de válvulas rotativas incluido el tipo mariposa triplemente excéntricas, necesarias en muchos plantas con gran capacidad de producción.

Hay que tener en cuenta además que la fuga, en la práctica, depende de varios factores:

- La presión diferencial.
- La densidad  y viscosidad del fluido.
- Es también función del cubo de la altura entre las rugosidades de la zona de contacto entre un obturador y un asiento.

Por eso, un factor decisivo para minimizar la fuga es determinar con sumo cuidado el esfuerzo adicional de asentamiento que debe proporcionar el actuador en el momento del cierre. Es muy significativo que los valores de fuga decrecen cuando conseguimos un esfuerzo de asentamiento que llegue al  punto de deformación del material,  “yield point”.

Es por tanto muy necesario calcular los actuadores para que den este esfuerzo de asentamiento, sobre  válvulas de asiento,  tanto si son “aire cierra” como si son “muelle cierra”. Esta fuerza adicional debe ser una carga libre en la zona de contacto, una vez vencida cualquier otra resistencia o fricción que tanga la válvula en guías, estopada, además de la presión diferencial. Otro aspecto a vigilar serán los materiales de los vástagos y la influencia de las fricciones en guías y estopadas.

El sentido de circulación del fluido FT Open / FT Close, no debe usarse  para conseguir un mejor asentamiento del trim.  El sentido de circulación vendrá definido por otros factores que dependen del tipo de derrame, diseño de la válvula y recomendaciones del fabricante.

Por otra parte,  la calidad de cierre depende también del buen montaje de la válvula y actuador; una buena alineación y centrado de todos los elementos que forman el trim y el apriete de la tapa  deben ser cuidados con esmero.

El diseño de los órganos internos condiciona su estanqueidad. No es lo mismo una típica y simple válvula de un único asiento FT Open, que una mariposa excéntrica o  una válvula de jaula con obturador equilibrado y equipado con piloto interno  que es un segundo asiento. Cuantificar las fugas en este tipo de trims, donde los caminos son varios, es realmente complicado. Es importante señalar que la sensibilidad que se exige a una válvula de control para ser capaz de responder a una pequeña variación de señal, en zona próxima al cierre, no es exigible a una válvula de cierre con función todo-nada solamente.

La estanqueidad no depende de la norma sino de una válvula acertadamente seleccionada, con un buen diseño y ejecución mecánica,  que debe resistir el paso del  tiempo. Lo importante es que la  combinación diseño / materiales guarden la estanqueidad en el proceso frente al fluido durante el mayor tiempo posible.

1.1  Otros estándares para la estanqueidad

Para aplicaciones reducidas, pero donde se requiere la mejor estanqueidad de cierre obturador-asiento posible, pueden aplicarse, con precaución,  algunas normas elaboradas para válvulas manuales ó automáticas On-Off  sólo para cierre o aislamiento. En este camino nos encontramos fundamentalmente con MSS SP 61 y API-598, que después tiene ampliación en API 6D.

API-598 Valve Inspection and Testing  además de otras cosas, en cuanto a fugas se refiera a válvulas industriales de compuerta, globo, bola, mariposa y check, con cierremetálico ó blando (resilient).  No está diseñada para válvulas de control pero en algunos casos podría exigirse, por lo que veremos sus aspectos generales y comparativos.

Esta norma es aplicable tanto a la fuga obturador asiento como, cuando sea requerido, a los “backseat”: cierre asiento trasero, en las válvulas de compuerta y asiento. La norma define el fluido y las condiciones de presión de  prueba en función del tipo tamaño-rating de la válvula a testar. El tiempo de prueba puede oscilar entre 15 a 120 seg. según tamaños: 1” a 12” y  mayores.  API-598  acepta menos fuga  FCI 70.2 clase VI  cuando el cierre es metálico en tamaños  inferiores a 2” y por encima de 6” . 

MSS SP-61 – Pressure Testing of Valves fué diseñada para válvulas Todo-Nada y dice claramente que “it is not intended for use with control valves”. No obstante puede ser comparada con FCI 70.2 clase-V por tener ambas en cuenta el tamaño nominal del asiento. Por este se usa algunas veces en válvulas de control para muy alta exigencia. En general MMS es más estricta que clase V.

El procedimiento de prueba permite el uso de líquido o gas a no menos de 110% el rating de presión. Como esta presión de prueba podría dañar algunos elementos de las válvulas de control se admite hacerla a 110% de la máxima delta-p de trabajo. La fuga permitida debe ser menor de 10 ml/h (cc/h) de líquido por cada pulgada de diámetro asiento. Se usa más el líquido como fluido de prueba por ser más fácil de medir que el gas en válvulas de gran tamaño, aunque el circuito de prueba puede ser costoso.  La duración de la prueba oscila entre 15 y 180 seg. de 1” a  10” y mayores. 

En la Tabla - 3  se muestra una comparación de las normas citadas. Se constata la diversidad de enfoques y, en algunos casos, la dificultad para su comprensión.

Tabla – 3 Comparativa niveles de fuga en órganos internos

API 6D-Specification for Pipelines Valves,  Su equivalente ISO-14.313,  se usa en válvula  como bolas trunion,  compuerta de disco deslizante “slab-gate through-conduit gate” , válvulas de macho, hasta 2500lbs de rating. Incluye los diseños con  “Double Block&Bleed       

Adicionalmente hay que mencionar también ahora la norma europea ISO  EN 12.266 en sus partes 1 y 2 sobre “Industrial Valves Testing of Metallic Valves". Part 2: Test Procedures and Acceptance Criteria; Suplementary Requeriments, aunque no menciona su aplicación específica para válvulas de control;  sus condiciones  de prueba se parecen más a API.  

2.  Fugas al exterior

Las posibilidades de diseños son variadas pero, para una aproximación simplificada, nos centraremos en el tipo globo que es uno de los más utilizados en control de procesos.  Se puede extender lo que se diga a otros modelos de válvulas que usen una ó varias uniones embridadas para formar el conjunto completo de válvula como un recipiente contenedor del fluido.

Normalmente le estanqueidad entre  esas bridas de cierre se hace mediante una junta más bien elástica aunque aportando robustez y rigidez.  Así nos encontraremos en el mercado juntas metálicas, metaloplásticas, expirometálicas y otras construidas con diversos materiales blandos según sea la aplicación. 

Hay muchos  diseños posibles que los fabricantes van mejorando a medida que se desarrollan nuevas combinaciones de materiales para resistir mejor las condiciones de trabajo en los diversos procesos industriales. En cualquier caso se deben tener en cuenta los siguientes factores:

Tamaño de la válvula, naturaleza del fluido a contener, presión y temperatura de trabajo máxima, rating, diseño y tipo de apriete mecánico previsto entre las piezas.

En la Fig. 1  se muestran las fugas típicas de una válvula entre tapa-cuerpo. El diseño (a) de montaje  sería una junta que puede quedar poco ó excesivamente prieta. Lo mejor es usar el diseño (b) de apriete controlado; aquí la junta queda completamente alojada en su ranura y con un apriete definido ya que tapa-cuerpo llegan a tocarse metal-metal, como consecuencia del apriete de los espárragos. La mecanización del alojamiento se estudia para cada junta a fin de conseguir su mejor estanqueidad.  La opción (c) es el mismo sistema aplicado a una válvula que tiene además una jaula para guiado del obturador, tipo pistón: son las válvulas con obturador equilibrado.
Unión cuerpo tapa
Fig. 2


Si se precisa, en aplicaciones de alto rigor, una estanqueidad total garantizada,  se puede acudir al diseño (d) con unos labios que se sueldan una vez montada la válvula (welded lips). La longitud de los labios se estudia para permitir varias intervenciones de mantenimiento en la válvula, si fuera necesario desmontarla.

Hay válvulas, como mariposas, rotativas excéntricas, algunas bolas, que no tienen tapa, es integral al cuerpo; ventaja esta que elimina la unión tapa-cuerpo y un posible punto de fuga.

Otro aspecto muy importante es el apriete entre tapa-cuerpo con los tornillos o espárragos. Estos deberán ser del tamaño y material adecuado, sobre todo teniendo en cuenta la temperatura de trabajo.   El fabricante de la válvula debe indicar claramente en sus manuales de mantenimiento los pares de apriete que se deben aplicar, mediante llave dinamométrica, para conseguir la estanqueidad. En algunos caso este apriete se debe verificar y retocar con la válvula a la temperatura de servicio. Alcanzar la estanqueidad depende también del mecanizado de las superficies de contacto, de su limpieza y del centrado  y paralelismo de todas las piezas a apretar durante el proceso de montaje de la válvula.

2.1  Fugas  junto al vástago

En los vástagos o ejes de las válvulas es donde nos encontramos con otra fuente importante de fugas, a través de la empaquetadura y sistemas de sellado.  La magnitud de estas fugas es superior  a la que podríamos tener en las juntas que pueda tener la válvula. Estas juntas son un componente estático mientras que el conjunto vástago-estopada son elementos dinámicos.

Común a todas las válvulas es que con tapa ó sin ella, hay que dar salida al vástago (Stem) o  árbol (shaft),  en el caso de las rotativas, para mover los internos: trim.

Dado el movimiento alternativo o circular, frecuente en las válvulas de control, ambos tipos son susceptibles de desgastes. Es por esto que merecen más atención, tanto que han dado lugar a mayor número de normativas buscando las  “Free emissions”, preocupación que afecta a todas las industrias de proceso continuo en el cuidado del medio ambiente, pero también en la reducción de fugas de productos que, en ocasiones tienen un precio no despreciable, además de su peligro si son inflamables. El sellado de los vástagos se hace con las estopadas. Hay muchas clases y posibilidades de elección de empaquetaduras.  Los criterios de selección deben contemplar:

- Resistencia a la presión y temperatura del fluido
- Estanqueidad
- Resistencia al ataque del fluido

Los fabricantes de las válvulas son responsables de  seleccionar las estopadas, en material, diseño y montaje,  siempre  en colaboración con el usuario que aporta la experiencia de aplicaciones concretas en su planta.

En general en las válvulas rotativas  se consiguen mejores cierres del eje-árbol (shaft) con mucha menor fricción que en las alternativas, ver Fig. 2 .  Se puede añadir ahora juntas tóricas en el casquillo de apriete o en casquillos adicionales obteniéndose una calidad de cierre  equivalente a los fuelles de estanqueidad; se han hecho pruebas justificativas en esta línea. Ver Ta-Luft.
Juntas tóricas
Fig.  2

Los materiales de los anillos de la estopada, su configuración y forma de montaje son muy numerosos y es un equipo en constante evolución por parte de los más importantes fabricantes de empaquetaduras,  cada vez más especializados; enumerar las diversas opciones se sale del propósito de este artículo.

Al usuario corresponde mantener estas estopadas en buenas condiciones operativas de estanqueidad y fricción a lo largo del tiempo. El mantenimiento de estopadas es uno de los puntos que requieren una permanente vigilancia. Para reducir la intervención humana periódica del apriete y ajuste, se está extendiendo el uso de resortes en forma de anillos planos, tipo Belleville, que mantienen un esfuerzo constante de apriete,  lo que aumenta la vida y estanqueidad.  Fig. 3
packing
Fig.  3

Se beberán evitar  estopadas que aporte una mucha fricción pues son la causa de grandes bandas muertas, perjudiciales para la regulación.

2.2  Pruebas de estanqueidad, normativas

El objetivo de reducir fugas de productos caros al exterior junto con un creciente  interés en la mejora y mantenimiento del medio ambiente ha motivado la aparición de  recomendaciones y normas para, primero, detectar las fugas y después medirlas y clasificarlas.  También proliferan ferias y foros donde se analizan y contrastan los avances, como el que promueve anualmente la ISA-Fugitive Emissions (LEDAR-Leak Detection and Repair). 

Los estándares y normas más conocidos a este respecto son:

- API-622- Type Testing of Process Valve packing for fugitive Emissions. Se complementa necesariamente con API- 624- Type Testing of Rising&Rotaring Stem Valves Equipped with Flexible Graphite Packing for Fugitive Emissions. El ensayo incluye ciclos de presión y térmicos con un criterio de aceptación de 100 ppm de metano.

- ANSI / FCI.91.1  Que cualifica las válvulas de control con referencia al organismo EPA-Enviroment Protección Agency, cuando hay componentes orgánicos volátiles (VOC). El método 21 es el más conocido y utilizado para válvulas.

.- EN,ISO-15848  1 y 2. Este estándar europeo establece los criterios de análisis de fugas para válvulas, con ensayos de ciclos de maniobra y ciclos térmicos, utilizando Helio como fluido de prueba y un espectrómetro de masas.  EN-15848 es más fácil de ver  y con mayor rigor de prueba que Ta-Luft.

- IEC-534-4 menciona en uno de sus apartados las pruebas a realizar al mismo tiempo que se hace el test de estanqueidad obturador- asiento; con aire a 3-4 bar-g.

.- MSS SP-121  Qualification Testing Methods for Stem packing for Rising Stem Steel Valves.

.- Ta-Luft- Technical Guidelines for Air Pollution Control. Organismo de origen alemán con ámbito local propio pero que se menciona y requiere para algunos proyectos cuando el usuario así lo decide.  Da recomendaciones tanto para juntas tapa-cuerpo como para estopad.- ISA- S  93.00.01 Standard Method for the Evaluation of External Leakege

- ISA-S 93.00.01  Standard Method for the Evaluation of External Leakage Cada vez es más frecuente incluir en las especificaciones de un proyecto requisitos de estanquidad de las estopadas, con referencia a algún estándar y con criterios específicos para una aplicación, sobre todo cuando se manejan fluidos peligrosos, volátiles o muy costosos. Adicionalmente hay que mencionar también la aparición de detectores de fugas, portátiles o fijos, que asociados a la transmisión inalámbrica wireless, permiten una monitorización de aquellas válvulas y equipos (bombas-compresores-válvulas de seguridad) con servicios más críticos.

Conclusiones:

- Hay suficientes normas para clasificar la estanqueidad  en las válvulas de control, incluso podría decirse que alguna es prescindible.  Sería deseable que las normas fuesen más simples y fáciles de entender, en todos sus aspectos, sobre todo cuando se trata de usarlas en un banco de pruebas, que  debería estar también  bien  definido.

- Los niveles de estanqueidad podrán ser  diferentes en cada válvula, según lo demande el proceso. 

- La estanqueidad de paso depende mucho de una buena selección del diseño constructivo del trim, de los materiales y también  del actuador y posicionador en algunos casos. Importa mucho un buen cálculo y selección de la válvula.

- La estanqueidad al exterior depende también de un buen diseño mecánico pero también del un adecuado mantenimiento que no degrade el equipo.



Elaborado por: Antonio Campo
Si tiene algo que corregir o añadir agradecería que me mandara sus comentarios a: InstrumentacionHoy@gmail.com