Disseny d’una central eléctrica situada al...

Disseny d’una central eléctrica situada al Tarragonès

TITULACIÓ: ENGINYERIA INDUSTRIAL TÉCNICA ESPECIALITAT ELECTRICITAT

AUTOR: Marcos Adán González

DIRECTOR: Lluís Massagués Vidal

Disseny d’una central eléctrica situada al Tarragonès.

2

Índice general

Índice general. 2

1. Memoria técnica. 11

Hoja de identificación. 12

Índice memoria. 13

1.1. Objeto. 15

1.2. Alcance. 15

1.3. Antecedentes. 15

1.4. Normas y referencias. 17

1.4.1. Disposiciones legales y normas aplicadas. 17

1.4.2. Bibliografía. 18

1.4.3. Programas de cálculo. 18

1.4.4. Plan de gestión de la calidad aplicado durante la redacción del proyecto. 18

1.4.5. Otras referencias. 19

1.5. Definiciones y abreviaturas. 19

1.6. Requisitos de diseño. 19


3

1.7. Análisis de soluciones. 20

1.7.1. Cogeneración con motor alternativo de gas o fuel. 20

1.7.2. Cogeneración con turbina de vapor. 23

1.7.3. Cogeneración con turbina de gas. 31

1.7.4. Cogeneración en ciclo combinado con turbina de gas. 43

1.7.5. Soluciones adoptadas. 53

1.8. Resultados finales. 54

1.8.1. Cogeneración con turbina de gas con dos niveles de vapor (SH Y SM). 54

1.8.2. Cogeneración con turbina de gas con dos niveles de vapor (SH Y SM). 59

1.9. Planificación. 61

1.10. Orden de prioridad de los documentos básicos. 61


4

2. Anexos. 62

Índice Anexos. 63

2.1. Documentación de partida. 66 2.2. Cálculos. 67

2.2.1. Criterios de diseño de un ciclo combinado. 67

2.2.2. Influencia de la caldera de recuperación. 67

2.2.3. Rendimientos de un ciclo de vapor. 69

2.2.4. Diseño de una caldera de recuperación. 71

2.2.4.1. Condiciones ambientales. 71

2.2.4.2. Características de la turbina de gas. 71

2.2.4.3. Producciones de vapor de SH/SM. 73

2.2.4.4. Producciones de vapor de SHH/SM. 75

2.2.4.5. Suministro de combustible. 77

2.2.5. Dimensionamiento de tuberías. 78

2.2.5.1. Línea de salida de vapor de Muy Alta Presión (115 Kg/cm2). 79

2.2.5.2. Línea de salida de vapor de Alta Presión (40 Kg/cm2). 81

2.2.5.3. Línea de salida de vapor de Media Presión (17 Kg/cm2). 83

2.2.5.4. Características de los calderines de vapor. 85


5

2.2.6. Cálculo de protecciones eléctricas. 87

2.2.6.1. Relé 32. Direccionalidad de potencia. 87

2.2.6.2. Relé 87G. Diferencial del generador. 89

2.2.6.3. Relé 46. Desequilibrio o inversión de fases del estátor. 93

2.2.6.4. Relé 64. Protección contra fallas de masa del rotor. 95

2.2.6.5. Relé 64G. Protección de fase a tierra del generador. 96

2.2.6.6. Relé 64B. Protección de falta a tierra de cables y transformador. 98

2.2.6.7. Relé 59G1. Protección de sobretensión del generador. 100

2.2.6.8. Relé 40. Pérdida de excitación. 103

2.2.6.9. Relé 27. Mínima tensión. 105

2.2.6.10. Relé 21. Mínima impedancia. 107

2.2.6.11. Relé 51G. Protección sobreintensidad del generador. 109

2.3. Anexos de aplicación en el ámbito del proyecto. 111

2.3.1. Mantenimiento predictivo. 111

2.3.1.1. Mantenimiento sistemático frente a las técnicas predictivas. 111

2.3.1.2. ¿Es el mantenimiento predictivo algo realmente útil y práctico? 114

2.3.1.3. Justificación económica. 116

2.3.1.4. El mantenimiento predictivo como sustituto del

mantenimiento sistemático. 117

2.3.2. Análisis de vibraciones. 121

2.3.3. Termografía. 126


6

2.3.4. Otras técnicas predictivas. 128

2.3.4.1. Inspecciones boroscópicas. 128

2.3.4.2. Inspecciones por ultrasonidos. 129

2.3.4.3. Análisis del aceite. 130

2.3.4.4. Análisis de los gases de escape. 135

2.4.1. Organización del mantenimiento correctivo. 137

2.4.1.1. Distribución del tiempo en la resolución de un fallo. 137

2.4.1.2. Asignación de prioridades. 139

2.4.1.3. Causas de fallos. 141

2.4.1.4. La externalización del mantenimiento correctivo. 143

2.4.1.5. Principales averías en plantas de cogeneración. 145

2.4.1.5.1. Fallos en turbinas de gas. 145

2.4.1.5.2. Fallos en turbinas de vapor. 153

2.4.1.5.3. Fallos en la caldera. 163

2.4.1.5.4. Fallos en el ciclo agua – vapor. 164

2.4.1.5.5. Fallos en el sistema de agua de refrigeración. 164

2.4.1.5.6. Fallos en la estación de gas (ERM). 165

2.4.1.5.7. Fallos en el alternador. 165

2.4.1.5.8. Fallos en sistemas eléctricos. 166

2.4.1.5.9. Fallos en el sistema de control. 166


7

3. Planos. 167

Índice planos. 168

3.1. Plano de situación. 169

3.2. Plano de emplazamiento. 170

3.3. Plano de detalle de emplazamiento. 171

3.4. Plano de esquema de proceso. 172

3.5. Plano vista de planta. 173

3.6. Plano esquema de protecciones. 174

3.7. Plano esquema interconexión 175

3.8. Plano detalle de turbina de gas 176

3.9. Plano distribución de turbina de gas 177


8

4. Pliego de condiciones. 178

Índice Pliego de condiciones. 179

4.1. Disposiciones Generales. 180

4.1.1. Naturaleza y objeto del Pliego General. 180

4.1.2. Documentación del Contrato de Obra. 180

4.2. Capítulo I: Condiciones Facultativas. 180

4.2.1. Epígrafe 1: Delimitación General de Funciones Técnicas. 180

4.2.2. Epígrafe 2: De las obligaciones y derechos generales del Contratista. 182

4.2.3. Epígrafe 3: Prescripciones generales relativas a los trabajos,

los materiales y los medios auxiliares. 185

4.2.4. Epígrafe 4: de las recepciones de las obras e instalaciones. 190

4.3. Capítulo II: Condiciones Económicas. 192

4.3.1. Epígrafe 1: Principio general. 192

4.3.2. Epígrafe 2: Fianzas. 192

4.3.3. Epígrafe 3: De los precios. 193

4.3.4. Epígrafe 4: Obras por administración. 196

4.3.5. Epígrafe 5: De la valoración y abono de los trabajos. 199

4.3.6. Epígrafe 6: De las indemnizaciones mutuas. 203

4.3.7. Epígrafe 7: Varios. 203


9

5. Estado de mediciones. 206

Índice Estado de mediciones. 207

5.1. Estado de Mediciones. 208

5.1.1. Parte eléctrica unidades. 208

5.1.2. Parte proceso unidades. 209

6. Presupuesto. 210

Índice Presupuesto. 211

6.1. Precios unitarios. 212

6.2. Presupuesto. 214

6.2.1. Parte eléctrica unidades. 214

6.2.2. Parte proceso unidades. 215

6.3. Resumen del presupuesto. 216

7. Estudios con entidad propia. 217

Índice Estudios con entidad propia. 218

7.1. Prevención de riesgos laborales. 219

7.1.1. Introducción. 219

7.1.2. Derechos y obligaciones. 219

7.1.3. Servicios de prevención. 225

7.1.4. Consulta y participación de los trabajadores. 226


10

7.2. Disposiciones mínimas de seguridad y salud en los lugares de trabajo. 228


7.2.2. Obligaciones del empresario. 228

7.3. Disposiciones mínimas de señalización de seguridad y salida en el trabajo. 233



7.4. Disposiciones mínimas de seguridad y salud para la utilización por los

trabajadores de los equipos de trabajo. 235



7.5. Relación de normas y reglamentos aplicables. 241

7.5.1. Resoluciones aprobatorias de Normas técnicas Reglamentarias para

distintos medios de protección personal de trabajadores. 243

MEMÒRIA TÈCNICA



12

HOJA DE IDENTIFICACIÓN

Titulo del proyecto: Disseny d’una central eléctrica situada al Tarragonès.

Razón social de quien encarga el proyecto

Solicitante: DISEÑOS PARA ESTUDIANTES S.A. CIF: 49887601-P Representante legal: Antonio Rodríguez Moreno DNI: 39458901-S Dirección: Pl. de la Font, 1 – Rambla Nova, 59. C.P.: 43003 Localidad: Tarragona Teléfono: 977296100 Razón social del autor del proyecto: Autor: Marcos Adán González. DNI: 48004587-E Dirección: Vía Máxima 13, Ático 1º. C.P.: 43480 Localidad: Vila Seca Teléfono: 690093265 Razón social de la entidad que ha recibido el encargo: Empresa: Ingenierías Industriales Universitarias. CIF: 39955678-M Representante legal: Dr. Lluís Massagués Vidal DNI: 40134567-N Dirección: Av. Paisos Catalans, 26. C.P.: 43007 Localidad: Tarragona Teléfono: 977559610

Firma del cliente: Firma del autor: Firma de la entidad:

Tarragona, 01 de Agosto de 2012


13

Índice Memoria Técnica

Hoja de identificación. 12

1. Objeto. 15

2. Alcance. 15

3. Antecedentes. 15

4. Normas y referencias. 17

4.1. Disposiciones legales y normas aplicadas. 17

4.2. Bibliografía. 18

4.3. Programas de cálculo. 18

4.4. Plan de gestión de la calidad aplicado durante la redacción del proyecto. 18

4.5. Otras referencias. 19

5. Definiciones y abreviaturas. 19

6. Requisitos de diseño. 19

7. Análisis de soluciones. 20

7.1. Cogeneración con motor alternativo de gas o fuel. 20

7.2. Cogeneración con turbina de vapor. 23

7.3. Cogeneración con turbina de gas. 31

7.4. Cogeneración en ciclo combinado con turbina de gas. 43

7.5. Soluciones adoptadas. 53


14

8. Resultados finales. 54

8.1. Cogeneración con turbina de gas con dos niveles de vapor (SH Y SM). 54

8.2. Cogeneración con turbina de gas con dos niveles de vapor (SH Y SM). 59

9. Planificación. 61

10. Orden de prioridad de los documentos básicos. 61


15

1. Objeto.

El presente proyecto tiene como objeto el diseño, cálculo y la elección de los elementos principales que

componen un ciclo combinado. Se pretende transmitir una idea muy general de todas las máquinas,

complementos, objetos, cálculos y materiales que se requieren para el diseño y construcción de un ciclo

combinado.

2. Alcance.

El presente proyecto pretende realizar una instalación genérica y muy básica de un ciclo combinado en

la provincia del Tarragonés.

Nuestro cometido será el de calcular y justificar todos los elementos que componen un ciclo combinado.

3. Antecedentes.

El término cogeneración corresponde al significado "producción simultánea de dos o más tipos de

energía". Normalmente las energías generadas son electricidad y calor, aunque puede ser también

energía mecánica y calor (y/o frío).

La producción simultánea supone que puede ser utilizada a la misma vez, lo que implica proximidad de

la planta generadora a los consumos, en contraposición al sistema convencional de producción de

electricidad en centrales termoeléctricas independientes, donde también se desprende calor, pero éste

no es aprovechado y ha de ser eliminado en el ambiente.

Cuando se escribe o se habla de cogeneración y sus aplicaciones, ya sea en una instalación concreta o en

general, se suele comenzar por el elemento primario; esto es el motor, la turbina de gas o de vapor. Por

el contrario, cuando se gesta el proyecto, ha de hacerse al revés: se debe empezar por las necesidades

de calor del proceso, tanto en cantidades como en el tipo (nivel de temperatura, fluido caloportador,

etc.) para a partir de ahí determinar el tipo de máquinas y su tamaño. Como resultado se esperan varias

instalaciones, que, para esa energía térmica, produzcan diferentes cantidades de electricidad con un

rendimiento diferente y por tanto tendrán desigual rentabilidad económica.

Los elementos comunes a cualquier planta de cogeneración son los siguientes:

Fuente de energía primaria. Suele ser gas natural, gasóleo o fuelóleo.

El elemento motor. Es el elemento encargado de convertir energía térmica o química en mecánica.

Dependiendo del tipo de planta, puede tratarse de turbinas de gas, turbinas de vapor o motores

alternativos.

El sistema de aprovechamiento de la energía mecánica. En general suele estar formado por un

alternador que la transforma en eléctrica, muy versátil y fácil de aprovechar, pero también puede

tratarse de compresores, bombas, etc., donde la energía mecánica se aprovecha directamente.


16

El sistema de aprovechamiento de calor. Puede tratarse de calderas recuperadoras de calor de los

gases de escape, secaderos o intercambiadores de calor, o incluso unidades de absorción que

producen frío a partir de este calor de bajo rango.

Sistemas de refrigeración. Al final, siempre una parte de la energía térmica contenida en el

combustible no será aprovechada en la planta y debe ser evacuada. Las torres de refrigeración, los

aerocondensadores, o los intercambiadores suelen ser elementos habituales de estos sistemas. Un

objetivo muy importante del diseño de una planta de cogeneración es minimizar esa cantidad de

calor desaprovechada y evacuada a la atmósfera.

Sistema de tratamiento de agua. Tanto el sistema de refrigeración como el de aprovechamiento de

calor requieren unas especificaciones en las características fisicoquímicas del fluido que utilizan

(generalmente agua) que requiere una serie de sistemas para su tratamiento y control.

Sistema de control. Se encarga del gobierno de las instalaciones, normalmente muy automatizadas.

Sistema eléctrico. Permite tanto la alimentación de los equipos auxiliares de la planta, como la

exportación/importación de energía eléctrica necesaria para cumplir el balance. La fiabilidad de esta

instalación es muy importante, así como la posibilidad de trabajo en isla, lo que permite alimentar la

fábrica en situación de deficiencia de la red externa y estar disponible inmediatamente en el

momento que se restablezcan las condiciones del servicio.

Otros sistemas auxiliares. Propios de los procesos industriales como aire comprimido, ventilación,

aire acondicionado, etc.

Reseña histórica.

Mirando la evolución del sector de cogeneración desde un punto de vista cronológico y restringiéndonos

a España, la construcción de plantas de cogeneración empezó en 1982. Las primeras plantas se hicieron

con turbinas de gas y motores de gasoil de pequeña potencia. En 1989, se habían instalado en España 65

plantas con una potencia conjunta de 787 MW y una producción de 3.074 GWh/a. Solo entre 1989 y

1992 se instalaron otras 60 plantas de cogeneración con otros 450 MW de potencia instalada.

Pero fue entre los años 1995 y 1999 cuando se produce el mayor desarrollo, propiciado por un marco

legar favorable, el decreto 2366/94, en el que se determina una interesante prima para el promotor por

cada kWh que es volcado a la red eléctrica, unido a una cierta madurez de esta tecnología y a un

conocimiento de la misma en el sector industrial. La rentabilidad de las plantas en ese periodo es muy

alta, con periodos de retorno de la inversión bajos, que suponen un atractivo muy interesante para los

inversores. En el año 2000 hay una potencia instalada en cogeneración de unos 5.000 MW y una energía

exportada de unos 20.000 GWh/a, más o menos el máximo histórico.

En 2003, la potencia instalada superaba ya los 5.400 MW, equivalentes a 5 centrales nucleares o a 7

centrales de ciclo combinado de 800 MW. En 2006 tras tres años de congelación del sector provocados

por el marco legislativo poco favorable, por los altos precios del gas y bajos de la electricidad, la

potencia instalada era de 5.873 MW, repartidas en 873 plantas, que habían volcado a la red más de

15.000 GWh.


17

La potencia instalada acumulada en instalaciones de cogeneración superó los 5.900 MW en España en

2009, cifra que se ha incrementado un 20% durante la última década. Al cierre de 2009 se

contabilizaban 979 plantas de cogeneración en funcionamiento.

Figura 1. Evolución de la potencia instalada en MW en cogeneración.

4. Normas y referencias.

4.1 Disposiciones legales aplicadas.

Decreto 19385/5 setiembre 1985.

Reglamento electrotécnico de baja tensión e instrucciones técnicas complementarias.

Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y

sus instrucciones técnicas complementarias.

CEI 60694. UNE-EN 60694.

CEI 61000-4-X. UNE-EN 61000-4-X. Compatibilidad electromagnética (CEM).

CEI 60298. UNE-EN 60298.

CEI 60129. UNE-EN 60129.

CEI 60265-1. UNE-EN 60265-1.

CEI 60076-X. UNE-EN 60076-X

RU 5201D.

UNE 21428-X-X.


18

Ley 54/1997 de 27 de Noviembre, del Sector Eléctrico.

Real Decreto 1955/2000, de 1 de Diciembre.

Real Decreto 841/2002, de 2 de Agosto.

Real Decreto 842/2002 (BOE), de 2 de Agosto por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico

para Baja Tensión.

Real Decreto 616/2007, de 11 de Mayo.

Real Decreto 614/2001 (BOE), de 8 de Junio, sobre disposiciones mínimas para la protección de la

salud y seguridad de los trabajadores frente al riesgo eléctrico.

4.2 Bibliografía.

Reglamento electrotécnico para Baja Tensión, Real Decreto 842/2002 de 2 de agosto de 2002.

Manual de Calderas. Anthony L. Kohan. Editorial Mc Graw Hill.

Cogeneración: Diseño, operación y mantenimiento de plantas. Santiago García Garrido y Diego Fraile

Chico. Editorial Díaz Santos.

Apuntes asignatura Cogeneración. Juan Carlos Bruno Argilaget y Lluís Massagués Vidal.

4.3 Programas de cálculo.

Programas de cálculo de tuberías y recipientes de Spirax Sarco.

Autocad 2008.

4.4 Plan de gestión de la calidad aplicado durante la redacción del Proyecto.

Se aplica la normativa UNE 157001 sobre criterios generales para la elaboración de proyectos.

Durante la elaboración del proyecto se han efectuado diferentes sistemas de control con el fin de

asegurar el diseño adecuado y la correcta redacción del mismo. Se han revisado los diferentes apartados

del proyecto para asegurar que no hay contradicciones entre ellos , también se ha revisado que no

hubiera errores de transcripción , así como cualquier error en la definición o la colocación de algún

elemento que hubiera podido alterar la comprensión del proyecto.


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4.5 Otras referencias.

Legislación sobre Seguridad Industrial del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio -

http://www.ffii.es/puntoinfomcyt/principal.asp

Catálogos Alsthom y General Eléctric.

Cogeneración en España - http://www.cogenspain.org

Apuntes de asignaturas en Moodle Urv - http://moodle.urv.net

5. Definiciones y abreviaturas.

TV: Turbina de vapor.

TG: Turbina de gas.

HRSG: Heat recovery steam generator (Caldera de recuperación de calor).

C.I: Complejo Industrial.

6. Requisitos de diseño.

La instalación de la planta de cogeneración estará situada en el complejo industrial de Repsol Petróleo

en el término municipal de la Pobla de Mafumet y del Morell. Se tendrán en cuenta las normativas

vigentes en el momento en materia de legislación industrial, seguridad laboral, órdenes municipales,

permisos y autorizaciones según Real Decreto Ley 661 de Mayo de 2007.

En la generación de energía eléctrica se podrá optar por un funcionamiento en isla, para

autoabastecimiento de las necesidades eléctricas del complejo industrial, o la interconexión con la red

de media tensión de FECSA ENDESA a través del parque de 66 Kv que dispone el complejo industrial.

A partir de las necesidades de vapor demandadas se buscan las producciones más acordes para

satisfacer el consumo de los distintos niveles de vapor dentro de las unidades de producción del C.I.

Repsol Petróleo.

Se prevén dos tipos de unidades similares para producciones de diferentes niveles de vapor en cada

una.

Por petición del cliente, una de las unidades dispone de un DIVERTER que permite independizar el

funcionamiento de la turbina de gas de la caldera de recuperación de calor, pudiendo trabajar con uno

de los dos equipos parado o con los dos simultáneamente trabajando por separado.

http://www.ffii.es/puntoinfomcyt/principal.asp

http://www.cogenspain.org/

http://moodle.urv.net/


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7. Análisis de Soluciones

7.1 Cogeneración con motor alternativo de gas o fuel.

Descripción y principio de funcionamiento.

El motor alternativo es un motor térmico cíclico de combustión interna, de movimiento alternativo,

como su propio nombre indica, y convierte la energía química contenida en un combustible en energía

mecánica de rotación de un eje. La reacción explosiva de la mezcla aire-combustible en el interior de un

cilindro provoca el movimiento lineal del pistón, que la biela convierte en rotación del cigüeñal. De esta

manera también se asegura el movimiento alternativo del pistón, que permite renovar los gases

producto de la combustión por la mezcla fresca, lista para explosionar.

Los motores se pueden clasificar según diferentes parámetros: por su ciclo termodinámico, el

combustible empleado, la presencia o no de compresor, la velocidad de giro, etc.

Los ciclos termodinámicos que se emplean casi exclusivamente en motores son dos: el ciclo Otto y el

ciclo Diesel. En ambos casos el ciclo puede tener dos o cuatro tiempos. Los motores alternativos de gas

que se usan en plantas de cogeneración siguen un ciclo Otto, y son de cuatro tiempos. Los motores

diesel han sido tradicionalmente los más usados para pequeñas y grandes aplicaciones en generación

eléctrica. Sus mayores niveles de emisión y el alto precio del combustible los han ido relegando hasta el

papel secundario que ocupan en la actualidad, solo en el caso de generación eléctrica en isla o para

motores de emergencia.

El reparto de energía en una planta con motor alternativo es aproximadamente como se muestra en el

diagrama de Sankey de una planta de cogeneración con motor de gas (del orden de 2 o 4 MW).

Figura 2. Planta de cogeneración con motor alternativo.


21

En cuanto a la recuperación térmica en motores, a diferencia de lo que ocurre en las turbinas de gas, la

energía térmica recuperable está repartida en tres circuitos:

1. Gases de escape.

2. Agua de refrigeración de camisas y aire de alta temperatura (circuito de alta temperatura).

3. Agua de refrigeración de aceite y aire de admisión de baja temperatura (circuito de baja

temperatura).

Figura 3. Flujos de fluidos principales en un motor alternativo.

Esta distribución del calor aprovechable en el motor complica la recuperación, e incluso la hace

imposible en algún caso (el calor que va al circuito de baja temperatura es difícil de recuperar).

En cuanto al combustible utilizado, existen muchos tipos: Gas natural, biogases, gases derivados del

petróleo (GLP), gases de refinería, gasolina, gasóleo, fuelóleo, etc.

El gas natural se puede utilizar en tres tipos distintos de motores, si bien es el primero el que está más

extendido:

2. Motores de encendido por bujía. Siguen un ciclo Otto.

3. Motores de doble combustible (dual fuel). Siguen un ciclo Diesel.

4. Motores de gas a alta presión. Siguen un ciclo Diesel.

El gasóleo y el fuelóleo se utilizan en motores que siguen un ciclo Diesel.


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Para aumentar el rendimiento de un motor industrial es frecuente recurrir a la compresión mecánica del

aire o de la mezcla antes de su entrada al cilindro.

Es posible aumentar todavía más el rendimiento refrigerando el aire o la mezcla antes de su paso al

cilindro, aumentando así su densidad y, por ende, la cantidad de combustible y comburente en el

cilindro.

En general se basan en la producción de vapor a baja presión (hasta 10 bares), aceite térmico y en el

aprovechamiento del circuito de agua de refrigeración de alta temperatura del motor. Son también

adecuadas la producción de frío por absorción, bien a través de vapor generado con los gases en las

maquinas de doble efecto, o utilizando directamente el calor del agua de refrigeración en máquinas de

simple efecto.

Este tipo de instalaciones es conveniente para potencias bajas (hasta 15 MW) en las que la generación

eléctrica es muy importante en el peso del plan de negocio. Los motores son la máquina térmica que

más rendimiento eléctrico tiene.

Diagrama de proceso elemental de este tipo de instalación.

Figura 4. Planta de cogeneración con motor alternativo.


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7.2 Cogeneración con turbina de vapor.

En estos sistemas, la energía mecánica se produce por la expansión del vapor de alta presión

procedente de una caldera convencional. El uso de este ciclo fue el primero en cogeneración.

Actualmente su aplicación ha quedado prácticamente limitada como complemento para ciclos

combinados o en instalaciones que utilizan combustibles residuales, como biomasa y residuos.

Dependiendo de la presión de salida del vapor de la turbina se clasifican en turbinas a contrapresión, en

donde esta presión está por encima de la atmosférica y las turbinas a condensación, en las cuales ésta

está por debajo de la atmosférica y han de estar provistas de un condensador.


Las turbinas de vapor son máquinas térmicas motoras, cuyas aplicaciones comprenden desde las

centrales eléctricas hasta los sistemas industriales de vapor y en un rango de potencias que abarca

desde las pequeñas potencias de kW hasta cientos de MW.

El vapor entra a alta presión y temperatura, y se expansiona en la turbina, transformando una parte de

su entalpía en energía mecánica. A la salida de la turbina, el vapor ha perdido presión y temperatura. Al

igual que en el caso de las turbinas de gas, el eje suele estar acoplado a un generador directamente o a

través de un reductor, donde se transforma la energía mecánica en eléctrica.

Ciclo de Rankine

El fluido agua/vapor que en un sistema de generación de energía mecánica con turbina de vapor sigue el

ciclo de Rankine.

Figura 5. Ciclo de Rankine.


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La curva corresponde al estado de equilibrio líquido-vapor. La etapa de compresión representa a la

bomba de agua de alimentación. La etapa de aporte de calor corresponde a la caldera, en ella, a presión

constante se calienta el agua hasta la saturación, se produce evaporación y posteriormente

sobrecalentamiento del vapor.

La tercera etapa corresponde a la turbina de vapor, donde se produce la expansión del vapor de alta

presión y temperatura en la turbina de vapor. A la salida obtenemos vapor de menor presión y

temperatura.

Figura 6. Diagrama TS del ciclo Rankine Real.

Por último, la etapa de cesión de calor correspondería al proceso de fabricación (cogeneración) o

simplemente condensación (centrales térmicas). En el caso de las plantas de cogeneración, la presión de

salida de la turbina ha de coincidir con la presión de consumo. En el caso de las centrales térmicas, la

presión de escape es la más baja posible, obteniéndose normalmente en el escape un vapor húmedo (la

humedad no suele pasar del 10-15%).

Tipos de turbinas de vapor.

Turbinas de acción y de reacción.

Las turbinas de acción transforman la energía de presión del vapor en velocidad en las toberas y el

impulso del vapor a velocidad es el que mueve el rotor. El vapor pasa a través de las boquillas y

alcanza los álabes; éstas absorben una parte de la energía cinética del vapor en expansión, lo que

hace girar la rueda y con ella el eje al que está unida. La turbina está diseñada de forma que el vapor

que entra por un extremo de la misma se expanda a través de una serie de boquillas, hasta que ha

perdido la mayor parte de su energía.


25

Las turbinas de acción habituales tienen varias etapas, en las que la presión va disminuyendo de

forma escalonada en cada una de ellas. El objetivo de los escalonamientos en la turbina de vapor es

disminuir la velocidad del rodete conservando una velocidad de los álabes próxima al valor óptimo

con relación a la velocidad del chorro de vapor, con lo que se consigue aumentar la eficiencia.

Figura 7. Funcionamiento esquemático de una turbina de acción.

En las turbinas de reacción, hay diferente presión a ambos lados de las ruedas de los álabes y esto es

lo que impulsa el rotor. Mientras discurre el vapor entre los álabes móviles, disminuye su presión

puesto que el espacio entre álabes es variable.

Figura 8. Funcionamiento esquemático de una turbina de reacción.


26

En ellas se produce un efecto parecido al que sustenta a los aviones. En las dos caras del ala de un

avión hay una diferencia de presión, debido a la forma de la misma, que induce una diferencia de

velocidades y que dan como consecuencia la diferencia de presiones antedicha.

La mayor parte de las veces, los modelos son mixtos constando, primero de una rueda de acción,

seguido por otras de reacción. Por lo general, las turbinas pequeñas son de acción y las grandes de

reacción o mixtas.

Turbina monoetapa y multietapa.

Las turbinas pequeñas, menos de 3 MW, pueden ser de una sola etapa, pero a partir de 5MW suelen

ser multietapa. Las turbinas monoetapa suelen ser de flujo radial, mientras que las multietapa son

de flujo axial. Las turbinas monoetapa son más sencillas y baratas aunque tienen menor

rendimiento.

Turbina de contrapresión y condensación.

Según las condiciones del vapor a la salida de la turbina, se pueden distinguir las turbinas de vapor

de contrapresión y de condensación.

Turbinas de contrapresión: el vapor de escape tiene una presión mayor que la atmosférica.

Normalmente estas turbinas se instalan en fábricas, donde el escape se lleva al proceso de

fabricación.

Turbinas de condensación: el objetivo es producir la mayor energía mecánicamente posible, y

por ello el vapor de escape tiene una presión menor que la atmosférica, y se envía a un

condensador refrigerado por agua en muchos casos, aunque también puede ser por aire. La

sección de condensación se distingue por el gran tamaño de los álabes en las últimas etapas.

Turbina con extracción y con inyección.

Tanto en el caso de las turbinas de vapor de condensación como de contrapresión, se pueden

construir con tomas intermedias, cuando es necesario vapor en una presión superior al escape. A

veces se desea la posibilidad tanto de extraer como de inyectar vapor. Las tomas pueden ser

controladas o no controladas. Las tomas controladas suelen llamarse extracciones y en ellas se saca

todo el vapor y se vuelve a meter en otra sección de la turbina, con una válvula intermedia, que

asegura una presión constante al proceso. Por el contrario, en las tomas no controladas, la presión

depende del caudal de vapor de a contrapresión.

Las turbinas pequeñas suelen tener un solo cuerpo, por el contrario, las grandes, de centrales

térmicas, suelen tener varios cuerpos o carcasas a distintos niveles de presión, de esta forma se

habla de turbina de alta, intermedia y baja.


27

Descripción técnica de la turbina de vapor.

Existen dos tipos básicos de construcción de las turbinas de varias etapas.

Construcción de discos:

Los álabes de cada corona móvil se insertan en la periferia de los discos, que forman unidades

independientes entre sí y se fijan al eje. Los discos están separados entre sí por un diafragma, que

deja en el eje el juego mínimo necesario para la rotación. Así pues, los diafragmas dividen la turbina

en cámaras o células independientes, de ahí el nombre de turbinas multicelulares con el que se

denomina a este tipo de turbinas.

La principal ventaja de esta construcción radica en que el juego intersticial en los diafragmas es muy

pequeño. Esta ventaja tiene particular interés en las turbinas de acción, en las que sólo existen

diferencias de presión entre las caras del diafragma, reduciéndose las fugas intersticiales al mínimo.

Por ello, este tipo de construcción es preferido en los escalonamientos de acción.

Construcción de tambor:

Las coronas fijas se sujetan al estator y las coronas móviles se montan en un tambor cilíndrico o

troncocónico, unas a continuación de las otras. Este tipo de construcción es el apropiado en el caso

de un gran número de escalonamientos y cuando en cada etapa se recupera la energía cinética del

fluido proveniente del escalonamiento anterior. Por ello, es el tipo de construcción preferido en los

escalonamientos de reacción.

Álabes

La función general de los álabes es la de transmitir el trabajo que reciben del vapor en forma de par

giratorio a los discos o ruedas en las que están insertados. La altura de los álabes así como el diámetro

del escalonamiento van aumentando progresivamente en los escalonamientos sucesivos, debido al

aumento de volumen específico del vapor.

Según las condiciones de aplicación, los álabes pueden presentar formas diversas, pudiendo ser desde

álabes con puntas afiladas a álabes con placas de recubrimiento. La tendencia general es alargar éstos al

máximo, para extraer así la máxima energía posible del vapor y reducir su peso. Aunque el material más

utilizado en su fabricación es el acero inoxidable al 12% de Cromo (12 Cr), se está prestando gran

atención a la utilización del titanio.

Rotor

Juntamente con los álabes, el rotor de la turbina es el componente más crítico y que está sometido a

mayores tensiones. Puede ser forjado de una sola pieza (monoblock) o compuesto por segmentos

soldados.


28

Cojinetes

El rotor es soportado por cojinetes situados en ambos extremos. Según estén destinados al empuje

radial o al que se produce a lo largo del eje, son de dos tipos: radiales y axiales,

Cojinetes radiales:

Suelen de un material blando, y recubiertos de una capa antifricción. Son elementos de desgaste,

que deben ser sustituidos periódicamente, bien con una frecuencia establecida si su coste es bajo

respecto de su producción, o bien por observación de su superficie y cambio cuando se encuentren

en un estado deficiente. En el caso de variaciones de temperatura de la envoltura, los cojinetes y el

rotor siguen las dilataciones térmicas sin que varíen las posiciones relativas. En los árboles de

turbinas de potencia elevada, los cojinetes llevan una lubricación de alta presión destinada a elevada

el rotor durante el arranque.

Cojinetes axiales o de empuje:

Impiden el desplazamiento del rotor en la dirección del eje. Supone un tope para el desplazamiento.

En caso de no existir este tope, el empuje axial que sufre el eje por el efecto del vapor repercutiría en

el reductor, aplicando en él una fuerza que no puede absorber. El cojinete axial hace tope con un

disco que forma parte solidaria con el eje.

Este cojinete, realizado en un material blando, está recubierto por una capa de material antifricción,

que supone un rozamiento mínimo entre el disco y el cojinete. Cuando el desgaste del disco es

excesivo, se produce un desplazamiento mayor del permisible, que transmite esa fuerza no deseable

a otros elementos acoplados al eje de la turbina. Para comprobar el estado de ese cojinete, además

de la medida de la temperatura y de las vibraciones del eje, se mide de forma constante el

desplazamiento axial.

El empuje axial, sobre todo en las turbinas de reacción, es muy importante, debido a que, en este

tipo de turbinas las dos caras de cada una de las coronas móviles están sometidas a diferentes

presiones.

Figura 9. Esquema de disposición de cojinetes.


29

El método más utilizado para la compensación del empuje axial es el denominado émbolo

compensador. Dicho émbolo está sometido por un lado a la presión de salida de la primera corona

fija del escalonamiento de regulación y por el otro, al presión de salida de la turbina, o cualquier otra

presión intermedia.

Carcasa

La carcasa se diseña para soportar las fuerzas de reacción de las toberas y álabes estacionarios, así como

la expansión y contracción originadas por las variaciones de temperatura. De manera especial, la parte

de alta presión debe poder moverse axialmente y al mismo tiempo debe mantener la alineación axial,

para así preservar las holguras entre las partes móviles y estacionarias.

Las unidades de pequeña potencia pueden tener la carcasa dividida verticalmente, pero lo más habitual

es que lo sea horizontalmente. Generalmente, unos bulones pretensados mantienen unidas ambas

semi-envolturas en la brida horizontal. La junta de separación ha de resultar estanca al vapor, sin

necesidad de materiales aislantes des estanqueización. Suele ser de fundición de acero termo-resistente

y se caracteriza por su forma geométrica simple y simétrica.

La tubuladura de escape puede ser de una pieza colada, o bien, una construcción soldada al cuerpo

inicial. En el caso de turbinas de contrapresión de presión elevada, la tubuladura de escape está

constituida por una sola pieza. En los demás casos, las dos semitubuladuras se encuentran

generalmente unidas en la brida por medio de bulones dilatables. Un correcto diseño de la tubuladura

de escape minimiza la caída de presión, lo que repercute de forma inmediata en el rendimiento de la

turbina.

Sistema de sellado de vapor

Las empaquetaduras o cierres del eje evitan la fuga de vapor al exterior en las partes a presión o entrada

de aire en las partes bajo vacío. Hay dos tipos de cierres: los cierres laberínticos y los aros de carbono.

Se puede utilizar uno de los dos tipos de cierre o bien ambos simultáneamente.

Un cierre laberíntico, lo que pretende es dificultar el flujo de vapor a través de él. En un punto

intermedio se inyecta vapor que establece una barrera a la fuga desde la parte de alta presión. En un

punto más exterior se extrae conjuntamente vapor que procede de la parte interna y aire del exterior,

para evitar que el aire entre al interior de la carcasa en la zona de vacío, o que el vapor salga por el eje

en la zona de presión positiva.

Generalmente las fugas de vapor de los cierres laberínticos, así como el drenaje se llevan a un

condensador de vapor, con el objeto de aprovechar el agua tratada. Otras veces el vapor de cierres se

expulsa a la atmósfera mediante eyectores de vapor. En turbinas de vapor de condensación, el vapor de

cierres se lleva al condensador.


30

Virador

El sistema virador consiste en un motor eléctrico o hidráulico que hace girar lentamente la turbina

cuando no está en funcionamiento. Esto se hace para evitar que el rotor se curve al estar parado, por su

propio peso o por expansión térmica. La velocidad de este sistema es muy baja, pero se vuelve esencial

para asegurar la correcta rectitud del rotor. Si por alguna razón el sistema se detiene es necesario

asegurar que, antes de arrancar, estará girando varias horas con el sistema virador.

Compensador

Es el elemento de unión entre la salida de la turbina y el resto de la instalación. Ya que la carcasa de la

turbina sufre grandes cambios de temperatura, este elemento de unión es imprescindible para controlar

y amortiguar el efecto de dilataciones y contracciones. Las turbinas de vapor de contrapresión

generalmente no es necesario el compensador de dilatación en el escape.


Figura 10. Planta de cogeneración con turbina de vapor.


31

7.3 Cogeneración con turbina de gas.

En los sistemas con turbina de gas se quema combustible en un turbogenerador. Parte de la energía se

transforma en energía mecánica, que se transformará con la ayuda de un alternador en energía

eléctrica. Su rendimiento eléctrico es normalmente inferior al de los motores alternativos, pero

presentan la ventaja de que permiten una recuperación fácil del calor, que se encuentra concentrado en

su práctica totalidad en los gases de escape, que están a una temperatura de unos 500ºC, idónea para

producir vapor en una caldera de recuperación.

Cuando se presenta en el denominado ciclo simple, el sistema consta de una turbina de gas y una

caldera de recuperación, generándose vapor directamente a la presión de utilización en la planta de

proceso asociada a la cogeneración. Su aplicación es adecuada cuando las necesidades de vapor son

importantes (>10 t/h), situación en que se encuentra fácilmente en numerosas industrias (alimentación,

química, papelera).

Si la demanda de calor (para la generación de vapor) es mayor que la que pueden proporcionar los gases

de escape, puede producirse una cantidad adicional utilizando un quemador de postcombustión,

introduciendo combustible directamente a un quemador especial, con el que cuenta la caldera. Esto

puede hacerse porque los gases de escape aún son suficientemente ricos en oxígeno. Por el contrario, el

escape de un motor alternativo tiene un contenido en oxígeno menor del que permite una combustión

segura.

Figura 11. Diagrama de Sankey de planta de cogeneración con turbina de gas.


32


Una turbina de gas es un motor térmico rotativo de combustión interna, donde a partir de la energía

aportada por un combustible se produce energía mecánica y se genera una importante cantidad de

calor en forma de gases calientes y con un alto porcentaje de oxígeno.

La máquina sigue un ciclo abierto, donde se renueva continuamente el fluido que pasa a través de ella.

Figura 12. Flujos en una turbina de gas.

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.

Las pérdidas de energía se desprenden en forma de calor que hay que evacuar del sistema.

Normalmente no son superiores al 3% de la energía aportada.

Tipos de turbinas de gas.

Por su origen:

Atendiendo a su origen, las turbinas se clasifican en dos grandes grupos: las aeroderivadas y las

industriales.

Aeroderivadas:

Las aeroderivadas proceden de la industria aeronáutica, son más ligeras, pero requieren más

mantenimiento. Su techo de potencia es de unos 50 MW en la actualidad y requieren

combustibles de mejor calidad. Recientemente se han introducido turbinas con características de

las aeroderivadas, pero para aplicaciones estacionarias de hasta 100 MW.


33

El rendimiento eléctrico que presentan es mayor que el de las turbinas industriales.

Industriales (heavy duty):

Las turbinas concebidas como industriales llegan a potencias mucho más elevadas (hasta 500

MW). Han sido concebidas para trabajo continuo y requieren menos mantenimiento. Sin

embargo, su rendimiento eléctrico es menor.

Por su construcción:

Desde un punto de vista constructivo, se distinguen dos tipos de turbinas: las de un solo eje, y las de

dos o más ejes.

Un solo eje:

Existe un único eje que acciona tanto el compresor como el generador. La potencia necesaria

para el arranque suele ser importante (puede situarse alrededor del 3% de la potencia nominal).

Dos o más ejes:

La turbina propiamente dicha se divide en dos secciones. Estas secciones son:

Turbina de alta presión, ligada al compresor.

Turbina de baja presión, ligada al generador o equipo mecánico. También denominada turbina de

potencia.

En este caso, todo el sistema de compresor, cámara de combustión y turbina de alta presión se le

denomina generador de gas. En determinados modelos de turbinas, los dos ejes, en lugar de

estar separados son concéntricos.

Figura 13. Turbina de gas. Número de ejes.


34

Al ser unidades de gran potencia y al actuar la turbina de potencia separada del generador de gas, la

energía necesaria para su arranque es menor que en el caso de las turbinas monoeje (suele situarse en

valores menores que el 1% de su potencia nominal).

Su rendimiento es mucho menos sensible a las variaciones de carga y al régimen de funcionamiento que

en el caso de las turbinas de gas monoeje, al ser la velocidad de giro del generador de gas independiente

de la turbina de potencia.

Componentes principales.

Compresor de aire.

El proceso termodinámico que se realiza en una turbina de gas y en particular, la realización de una

combustión con una eficiencia aceptable, requiere el suministro de aire a presión. Es precisamente el

compresor quien asegura este suministro.

El compresor de una turbina de gas es siempre de tipo dinámico, nunca de tipo volumétrico. Un

compresor dinámico consta de dos componentes: un rotor, que imparte movimiento a una masa de aire

y un estator (rueda de álabes estacionarios) que transforma la velocidad en presión. Dentro de los

compresores dinámicos, existen dos tipos fundamentales: compresores centrífugos y axiales.

Nos centraremos más profundamente en los compresores axiales ya que es el tipo de diseño de las

turbinas que trabajaremos.

Compresores axiales.

Reciben este nombre porque el flujo de aire es paralelo al eje de la máquina. El fluido es acelerado por

una rueda de álabes, el rotor, y posteriormente pasa a una rueda de álabes estacionarios, el estator, en

la que la energía de velocidad se transforma en energía de presión.

El conjunto de un rotor y un estator constituyen una etapa. En un compresor axial, el aire pasa de una

etapa a la siguiente y en cada una de ellas se produce un ligero incremento de presión. La relación de

compresión característica de cada etapa es muy pequeña, de 1’1:1 a 1’4:1, pero al mismo tiempo, los

rendimientos que se pueden obtener son muy elevados.

Un compresor axial está constituido por varias etapas, pudiéndose llegar a relaciones de compresión de

15:1 o incluso más altas, si se utiliza el suficiente número de etapas. Además, los compresores axiales

pueden manejar caudales mucho mayores que los centrífugos, ya que la sección de entrada ocupa

prácticamente toda su área frontal.

Puesto que los álabes utilizados para acelerar y comprimir el aire tienen unos perfiles de ala de avión, la

nomenclatura y los métodos para describir su forma son los que habitualmente se utilizan en la

aeronáutica. Presentan un perfil curvo, convexo por un lado y cóncavo por el otro, con el rotor girando

hacia el lado cóncavo.


35

Separación y bombeo en un compresor.

La operación eficiente de una turbina de gas depende de las características del flujo de fluido que tiene

lugar en su interior, así como las transformaciones energéticas que se producen. En la siguiente figura se

muestra el efecto del ángulo de ataque en el flujo de aire que se crea alrededor del perfil.

Si el ángulo de ataque es inferior a un cierto valor crítico, el flujo es como el que se muestra en la

imagen de la izquierda. Por encima de cierto ángulo, el flujo se separa de la superficie superior del ala, y

se caracteriza por la deceleración del fluido hasta la velocidad nula, seguida de flujo en la dirección

opuesta, con la consiguiente formación de torbellinos.

El ángulo de ataque crítico depende no solamente de la posición de los álabes sino también de la

velocidad de rotación y del gasto de aire. En este sentido, algunas máquinas van provistas de estatores

de posición variable, para efectuar la corrección adecuada cuando se producen cambios en las

condiciones de operación.

La separación limita de una forma muy importante la eficiencia y el buen funcionamiento en un

compresor. El fenómeno de separación en un compresor depende de la condiciones de operación y

generalmente se manifiesta en dos efectos: Bloqueo rotativo o bombeo.

El bloqueo rotativo es un fenómeno que ocurre normalmente en condiciones de operación estables si,

por alguna circunstancia, el flujo de aire no de distribuye uniformemente entre los pasos de los álabes.

Así, si por alguna razón existe un problema para el flujo de aire por un paso, parte de este flujo será

desviado a los pasos próximos.

El bloqueo va rotando de paso a paso alrededor del rotor y de ahí precisamente el nombre de bloqueo

rotativo con el que se le conoce.

Este fenómeno en el compresor no se manifiesta claramente en el funcionamiento de la TG. El principal

efecto para asegurar su existencia consiste en comprobar si el suministro adicional de combustible

acelera o no la máquina. Funcionando el compresor en bloqueo rotativo, existe el riesgo de

sobretemperatura en las partes calientes de la máquina, o daños por fatiga debidos a la vibración

resultante.

La eliminación de la causa que produce ese bloque del compresor no conduce a la recuperación de sus

condiciones normales de funcionamiento. Es necesario emprender alguna acción adicional para reducir

la demanda de presión en el compresor. Por ello los compresores de las TG suelen ir provistos de unas

válvulas de sangrado, que se abren para lograr así su recuperación.

La separación da origen también a otro efecto, denominado bombeo. En efecto, se puede considerar

que el compresor ‘ve’ la cámara de combustión y la turbina como una restricción al flujo. Si esta

restricción es demasiado grande, resultará un exceso de presión. Si esta presión es superior a la que el

compresor puede físicamente sostener, el caudal de aire caerá bruscamente y la presión de descarga

igualmente disminuirá.


36

Esas condiciones son las que originan que en el compresor se produzca la separación de flujo y el aire

presurizado de la cámara de combustión (y en ocasiones también, el combustible) invierte el flujo y

recorre el compresor en sentido contrario. Esta rápida disminución de la presión origina un sonoro

ruido.

Las consecuencias más importantes del bombeo son: incremento en la temperatura, lo que puede

ocasionar graves daños en la turbina, grandes vibraciones que pueden deteriorar los rodamientos, ruido

violento, apagado de llama, etc.

Por último, otro efecto interesante es el que se produce cuando se alcanza el denominado flujo

estrangulado. Las velocidades del flujo en la cámara y sobre todo en el paso a través de los álabes del

compresor y turbina son muy elevadas. La velocidad límite es la velocidad local de propagación del

sonido y se dice entonces que el flujo es estrangulado.

Cámara de combustión.

La combustión de una turbina de gas es un proceso continuo, similar al que tiene lugar en una caldera,

con la diferencia de que se produce a una presión elevada en un espacio más reducido y a una

temperatura también más elevada.

Mientras la relación de combustible/aire para una combustión estequiométrica de gas natural es

alrededor de 1:15, la relación utilizada en una turbina de gas es del orden de 1:50, para enfriar así los

gases de la combustión, asegurando una temperatura aceptable a la entrada de la turbina.

La combustión se desarrolla en un recinto, la cámara de combustión, que asegura el caudal de aire, el

suministro de combustible y la expansión de los gases. Además, la cámara de combustión se diseña de

forma que asegure la estabilidad de la llama, un encendido eficaz y una operación segura en distintos

regímenes de funcionamiento, esto es, para distintos caudales y diferentes condiciones externas.

Aunque existen cámaras de combustión de diseño muy diferente, todas ellas presentan unas

características similares. Cuando el combustible es un gas, se pueden distinguir dos zonas: zona primaria

y zona secundaria.

En la denominada zona primaria se origina la mezcla de combustible/aire que permita una combustión

completa. Para ello se crean regiones ricas, en las que además se producen recirculaciones para

mantener la llama estable.

En la denominada zona secundaria, los gases se diluyen en aire para disminuir así su temperatura antes

de la admisión a la turbina. El flujo de aire secundario o de dilución es del orden de 3 o 4 veces el del

aire primario. Este flujo de aire secundario es utilizado para asegurar una buena distribución de

temperaturas y el enfriamiento de las paredes de la cámara de combustión.

Cuando el combustible utilizado es líquido, se pueden distinguir tres zonas: zona de recirculación, cuya

misión es evaporar y preparar el combustible para una combustión rápida; zona de combustión y zona

de dilución, donde los gases adquieren una distribución de velocidad y temperatura adecuadas para su

admisión en la turbina.


37

La eficiencia de una cámara de combustión de una geometría dada se deteriorará inevitablemente

conforme la relación de aire/combustible, o el gasto de aire, o la presión de la cámara, varían respecto a

las condiciones de diseño. Esta es precisamente la razón por la cual las cámaras de combustión de las

grandes turbinas industriales van provistas de unas válvulas que permiten variar las proporciones de aire

primario y secundario según las condiciones de operación, de forma que en todo momento se mantiene

una alta eficiencia en la combustión. Asimismo, estas válvulas permiten utilizar diferentes tipos de

combustible sin modificar la cámara.

Figura 14. Quemadores turbina de gas.

Todas las cámaras de combustión realizan la misma función; no obstante, existen diferentes métodos de

colocar los quemadores en la cámara. Los diseños son fundamentalmente de tres tipos diferentes:

tubular, tubo-anular y anular.

Tipo tubular (Can):

Las cámaras de combustión tipo tubular son preferidas por muchos fabricantes europeos. Estos

grandes quemadores ofrecen la ventaja de su sencillez de diseño y su larga vida. Los tamaños varían,

desde pequeñas unidades de unos pocos centímetros de diámetro hasta grandes cámaras de varios

dm.

Figura 15. Quemador tipo anular.


38

Tipo tubo-anular (Cannular):

Las cámaras de tipo tubo-anular son las habitualmente más utilizadas. Se caracterizan por la facilidad

de mantenimiento y presentan una mejor distribución de temperatura que las de tipo tubular.

Debido a que la superficie de los quemadores es muy grande, se requieren mayores cantidades de

aire de refrigeración que en otros diseños. Este tipo de cámaras pueden ser de flujo directo o

inverso.

Figura 16. Quemador tipo tubo-anular.

Los diseños de flujo invertido presentan una ventaja de hacer la turbina de gas más compacta. La

distribución radial de la temperatura y a lo largo de la circunferencia no es tan homogénea como la

que se conoce con otros tipos de cámaras.

Tipo anular (annular):

Cuando un compresor es de tipo axial, entonces se prefiere utilizar una cámara de combustión tipo

anular, aprovechándose así al máximo el espacio disponible entre compresor y turbina. Puesto que

requiere menor aire de refrigeración que la cámara tipo tubo-anular, se utilizan cada vez más,

sobretodo en aplicaciones en que se necesitan temperaturas elevadas.

Figura 17. Quemador tipo tubo-anular.

Este tipo de cámaras presenta el inconveniente de que es más difícil lograr una distribución uniforme

de temperatura y son, además, de mantenimiento más complicado. No obstante, la progresiva

utilización de combustibles de bajo poder calorífico y el objetivo de lograr temperaturas cada vez

más elevadas impulsan la utilización de las cámaras anulares para la turbina de gas aplicadas en

proyectos de cogeneración.

Las cámaras se fabrican con aleaciones resistentes al calor, por ejemplo de níquel-molibdeno-cromo.

Las temperaturas superficiales se disminuyen mediante la refrigeración con una película de aire.


39

Turbina.

El objetivo de la turbina es transformar la energía de los gases producidos en la combustión en energía

mecánica, parte de la cual es utilizada por el compresor y auxiliares y el resto para el accionamiento del

generador eléctrico. De forma similar a lo dicho para los compresores, existen igualmente dos tipos

básicos de turbinas: de flujo radial y de flujo axial.

Turbinas de flujo radial.

La turbina radial es básicamente un compresor centrífugo con flujo inverso y sentido de rotación

opuesto.

La principal ventaja de una turbina radial estriba en que el trabajo producido por una sola etapa es

equivalente a dos o más etapas de una turbina axial. Esto es debido a que su velocidad de rotación

es más elevada. Siendo la potencia proporcional al cuadrado de la velocidad del rotor, para un

mismo gasto, la potencia será por tanto mayor. Otra ventaja importante de este tipo de turbinas es

su coste, muy inferior al de la turbina axial multietapa. No obstante, tienen un rendimiento inferior

al de la turbina axial.

La turbina radial tiene muchos componentes que son similares a los de un compresor centrífugo,

aunque sus nombres y las funciones que realizan difieren. Existen dos tipos de turbinas radiales: de

cantillones y de flujo mixto. Debido a su baja eficiencia y a las dificultades en su fabricación, las

turbinas de cantillones no son apenas utilizadas.

Las turbinas radiales de flujo mixto son más empleadas. Los principios generales que rigen la

transformación de energía en una turbina radial son similares a los compresores centrífugos,

asimismo, las pérdidas que se producen son equivalentes a tales compresores.

Turbinas de flujo axial.

Las turbinas de flujo axial son las más utilizadas en las turbinas de gas, siendo de mejor rendimiento

que las radiales en casi todos sus rangos de operación. La turbina axial es también utilizada en las

turbinas de vapor y de hecho las turbinas axiales de gas se han desarrollado a partir de la tecnología

de las turbinas de vapor.

Una etapa de una turbina axial consiste en una rueda estacionaria con una serie de álabes, seguida

de una rueda móvil provista igualmente de álabes. Al analizar el flujo de gases, hay tres puntos

importantes que están localizados en la entrada del estator, la entrada del rotor y la salida del

mismo.

Los álabes estacionarios están generalmente fijados a dos anillos concéntricos, de los cuales el

exterior está fijo a la carcasa de la turbina y en ocasiones, es la misma carcasa. Además, las toberas

de la primera etapa están conexionadas a la parte de atrás de la cámara de combustión.


40

Las ruedas giratorias consisten en un disco con los álabes en su periferia. El disco está generalmente

acoplado al eje, aunque a veces es la misma pieza. Para reducir la transferencia de calor, sus caras

anterior y posterior están refrigeradas por aire.

Los álabes están insertados en el disco, de manera que se asegure un balance estático y dinámico del

rotor. La holgura entre el extremo de los álabes y la parte inferior de la carcasa es de gran

importancia; debe estar ajustada de forma que se obtenga el máximo rendimiento, es decir, las

mínimas fugas sin que se produzcan problemas mecánicos en los álabes.

Las temperaturas de admisión a la turbina han ido aumentando progresivamente en los últimos años

y la previsión es que continuarán haciéndolo. Esto ha sido posible gracias a los progresos en los

materiales y al empleo de las técnicas avanzadas de refrigeración de los álabes.

El aire de refrigeración es extraído del compresor y dirigido al estator, rotor y otras partes de la

turbina. Se han diseñado sistemas para refrigerar los álabes fijos y móviles basados en diferentes

principios, como la refrigeración por convección, por película laminar, transpiración, enfriamiento

por agua, etc.

Sistema de alimentación del combustible.

El sistema de alimentación del combustible tiene como misión esencial suministrar caudal de

combustible requerido según las condiciones de funcionamiento de la turbina. Podemos desglosar está

misión en las siguientes funciones:

Suministro de combustible.

Consiste en proporcionar a la turbina de gas el combustible en las condiciones adecuadas en cuanto

a presión, temperatura, caudal y grado de filtrado. Las turbinas de gas están diseñadas para utilizar

combustibles líquidos (Queroseno, LPG, gasóleo, etc.) o bien combustible gaseoso, existiendo

también sistemas duales.

El sistema de alimentación de combustible líquido se compone de una parte de baja presión y otra

de alta, específica para cada tipo de turbina. Consta básicamente de una bomba de alimentación, un

contador, filtros y los componentes de distribución.

Las bombas de alimentación, para turbinas de pequeña y mediana potencia, consisten generalmente

en dos piñones, de forma que el combustible llena el espacio entre los dientes en la zona de

admisión y es transportado por el giro de los piñones a la zona de descarga, a la presión requerida.

Puesto que el caudal que maneja la bomba es conveniente que sea independiente de su velocidad

de rotación, está provista con un dispositivo regulador de la presión de descarga, consistente en una

válvula que retorna el exceso de combustible al lado de la aspiración.

En caso de un combustible gaseoso, el sistema de alimentación está provisto básicamente de filtro,

válvulas de cierre rápido y válvula de regulación de flujo, controlada por el regulador.

La segunda función del sistema de alimentación consiste en la inyección de combustible en la cámara

de combustión, para obtener una combustión eficiente en todas las condiciones de operación.


41

Los dos estados críticos de operación del sistema son los correspondientes al encendido y al máximo

caudal de combustible.

Una turbina de gas está provista del sistema de inyección principal y de un sistema de inyección para

el arranque. El sistema de inyección para el arranque produce, juntamente con el sistema de

encendido, una llama que inicia la combustión. Debe ser capaz de proporcionar un caudal lo

suficientemente bajo como para minimizar transitorios en la distribución de temperatura y

suministrar una llama estable.

Inyección de combustible en la cámara de combustión.

El sistema de inyección principal debe permitir el suministro de combustible de forma que se logre

una combustión estable y completa en todo el rango de operación de una turbina de gas. Un sistema

original consiste en una serie de orificios en el eje de la máquina, a través de los cuales se distribuye

el combustible de la cámara.

Todas las turbinas de gas requieren cierto grado de control de la potencia y la velocidad, tanto en

régimen estacionario como en los transitorios. Esta función la realiza el sistema de control de

combustible, modulando el caudal que llega a la cámara de combustión.

Figura 18. Inyectores con piloto (dúplex).

En la actualidad, la mayoría de las turbinas de gas están provistas de sistemas de control electrónico

con actuadores eléctricos o electrohidráulicos, operando sobre la válvula de control del combustible.

Control automático según la carga.

La tarea de controlar la velocidad y la potencia de la turbina se efectúa, como hemos dicho antes,

modulando el caudal de combustible.


42

Las turbinas industriales experimentan cambios en su carga. Por ello, el regulador de velocidad

deberá actuar rápidamente, aumentando o disminuyendo el caudal de combustible para mantener

constante la velocidad de rotación. Además, las turbinas están provistas de unos limitadores de la

aceleración, que protegen a la turbina poniendo unos topes a los aumentos instantáneos en el

caudal de combustible.

Un aumento en la carga origina un aumento de caudal de combustible. No obstante, este proceso no

puede continuar más allá de los límites de diseño de la turbina. Por ello el control de combustible

modula el máximo caudal según el valor de varios parámetros que determinan la máxima potencia y

la máxima temperatura para distintas condiciones ambientales.

Arranques y paradas.

El control determina el caudal de combustible requerido para el arranque. Una vez verificado que se

ha producido el arranque adecuadamente, el control incrementa el caudal de combustible, lo que a

su vez acelera la turbina hasta un valor de la velocidad preestablecido, momento en el que regulador

de velocidad empieza a mandar. Durante de este periodo de aceleración, el sistema de control de

combustible impide un excesivo caudal que podría dañar la turbina.

Una vez que la turbina alcanza el régimen, el control de combustible hará que la velocidad de

rotación se mantenga estacionaria.


Figura 19. Planta de cogeneración con turbina de gas.

Existe la posibilidad de aprovechar directamente el calor de los gases de escape sin hacerlos pasar por la

caldera. El gas de escape puede ser utilizado en aplicaciones tales como secaderos, bien aplicando

directamente el gas de escape sobre el material a secar o a través de un intercambiador gas-aire.


43

7.4. Cogeneración en ciclo combinado con turbina de gas.

La aplicación conjunta de una turbina de gas y una turbina de vapor es lo que se denomina ciclo

combinado.

Figura 20. Diagrama de Sankey de planta de cogeneración en ciclo combinado.

Caldera de recuperación.

Una caldera es un aparato a presión, donde el calor procedente de un combustible o de otra fuente de

energía se transforma en energía térmica, utilizable a través de un fluido caloportador en fase líquida o

vapor.

Las calderas que se utilizan en las plantas de cogeneración son calderas que recuperan el calor

contenido en los gases de escape de la máquina térmica de combustión (motor o turbina de gas). En

ellas se calienta agua, que se convierte en vapor y que se utiliza para mover una turbina de vapor y/o

como fluido caloportador 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 pueden clasificarse atendiendo a distintos conceptos:

Por la fuente de energía utilizada:

Calderas de combustión. El calor proviene directamente de la combustión de un combustible.


44

Calderas de recuperación. El calor procede de un fluido a alta temperatura (gases calientes).

Calderas mixtas. En el caso de estar situadas en el escape de turbinas de gas, algunas calderas

suelen incorporar también un quemador, con lo que son simultáneamente de recuperación y

combustión.

Por el tipo de circulación:

Circulación forzada.

Circulación natural.

Por su disposición constructiva:

Horizontales: La dirección del flujo de gases es horizontal y los haces tubulares se disponen

transversalmente.

Verticales: La dirección del flujo de gases es vertical, mientras que los haces tubulares están

colocados horizontales o inclinados.

Por el tipo de funcionamiento:

Pirotubulares (agua envolviendo al hogar): Los gases calientes circulan por el interior de tubos,

que están inmersos en el agua.

Acuotubulares (agua/vapor por el interior de los tubos): Los gases de combustión circulan por

fuera de los tubos.

Figura 21. Disposiciones de calderas acuotubulares.


45

Los parámetros que influyen en el diseño de una caldera de recuperación son los siguientes:

La producción, presión y temperatura de vapor y temperatura del agua de alimentación, que son

función de la instalación industrial.

Pinch Point (PP) o punto de pinzamiento, definido como la diferencia de temperaturas mínima entre

el fluido caliente (gases de escape) y el fluido frío (agua). Corresponde en este caso a la diferencia de

temperatura de salida de los gases calientes del evaporador y la temperatura de saturación de vapor

correspondiente a las condiciones de vaporización.

Approach Point (AP) o aproximación, definida como la diferencia entre la temperatura de saturación

de vapor en las condiciones de vaporización (condiciones en el calderón de la caldera) y la

temperatura del agua líquida a la entrada del vaporizador (salida del economizador).

Las partes fundamentales de una caldera son:

Cámara de combustión u hogar, donde se realiza la combustión.

Cuerpos de intercambio, donde se transfiere el calor de los gases calientes al fluido caloportador.

Quemadores.

Envolvente o carcasa que aísla el cuerpo intercambiador del exterior.

Conjunto de elementos auxiliares y de control de la caldera

Las calderas pueden ir dotadas de los siguientes componentes externos o no al cuerpo de la misma:

Economizador:

Intercambiador de calor que precalienta el agua de entrada a la caldera, tomando calor de los

humos o gases de escape.

Recuperadores o regeneradores de calor:

Intercambiadores de calor, que precalientan el aire de entrada a la cámara de combustión a

partir de los gases de escape.

Las calderas o generadores de vapor que producen vapor sobrecalentado, (que es utilizado en la

mayoría de las turbinas de vapor) llevan incorporadas a la misma un sobrecalentador o cambiador de


46

calor que genera el vapor sobrecalentado a partir del vapor saturado producido por el vaporizador de la

caldera.

Calderas de circulación natural.

La circulación en estas calderas se produce por la diferencia de peso específico entre el vapor saturado y

el agua. Todos los fenómenos que reducen esta circulación deben ser eliminados, por lo que el buen

diseño tiene una gran importancia en este tipo de calderas. Esto implica que:

Los tubos de bajada no deben ser calentados y por tanto deben de situarse fuera de la corriente

gaseosa.

Debe existir una correcta relación entre las secciones transversales de los tubos de bajada y de

subida, así como una distribución uniforme de los mismos para evitar bloqueos de vapor.

La altura de la caldera debe ser lo mayor posible para favorecer la circulación.

Los diámetros de los tubos de bajada y subida deben seleccionarse cuidadosamente.

La circulación insuficiente puede provocar la existencia de tuberías con velocidad nula en su interior. El

uso ineficiente de la superficie total de calentamiento baja eficiencia en la caldera; y en situaciones

extremas provoca una circulación inversa (especialmente a bajas cargas), y posibles problemas de

refrigeración de ciertos elementos en los tubos con nula o reducida velocidad, lo que puede ocasionar la

rotura de los tubos por exceso de fatiga térmica.

Figura 22. Principio de la circulación natural.

La principal ventaja de la circulación natural es la adaptación de ésta a la carga de la caldera, cuando el

sistema ha sido correctamente dimensionado. Al no requerirse elementos mecánicos (bombas), son

intrínsecamente seguras.

La circulación natural se aplica normalmente en aquellas instalaciones que requieren un alto grado de

seguridad de funcionamiento y no se producen variaciones bruscas en la demanda de vapor.


47

Calderas con circulación forzada.

En este tipo de calderas la circulación se establece por medio de una bomba de circulación, que conduce

el agua desde el calderín de separación de vapor a través del evaporador, con retorno en circuito

cerrado al calderón. Este último recibe del evaporador una mezcla de agua-vapor con un porcentaje de

vapor de alrededor de un 20%.

En las calderas de circulación forzada la utilización de bombas de recirculación permite una libre

elección del paso de gas por lo que puede seleccionarse un diseño horizontal o vertical.

Debido a la recirculación en el evaporador por las bombas de circulación, este tipo de calderas permite

la aplicación de tubos de pequeño diámetro en el evaporador. Resultan calderas compactas con un

mínimo peso y dimensiones, permitiendo adaptarse rápidamente a las variaciones de carga.

Figura 23. Principio de la circulación forzada.

Calderas acuotubulares.

Constituye el tipo de calderas de vapor de uso más frecuente y más amplio espectro, y tiene como

característica distintiva el que el agua ocupa el interior de los tubos de intercambio y los gases circulan

por su parte exterior.

Cubren rangos de aplicación inalcanzables por las calderas pirotubulares. El pequeño diámetro de los

tubos por donde circula agua y vapor a presión permite la operación en condiciones de presión y

temperatura prácticamente ilimitadas.

En el caso en que pueda elegirse el tipo, debe tenerse en cuenta que preferencias van normalmente

hacia las pirotubulares, ya que son mas económicas, más fáciles de limpiar, mas robustas y permiten un

tratamiento de agua más sencillo. Como lado negativo no debe olvidarse que las calderas pirotubulares

son intrínsecamente más peligrosas por la energía que tienen almacenada.

Por tanto, a la hora de elegir una caldera, nos vemos obligados a acudir a la caldera acuotubular si las

condiciones del vapor caen fuera del rango de las pirotubulares.


48

Desde las bombas de agua de alimentación a la caldera el agua se envía a los economizadores. En ellos

el agua se caliente desde la temperatura del depósito de agua de alimentación hasta una temperatura

próxima a la de vaporización. Es importante que no haya vaporización en los economizadores, puesto

que no están preparados para ello.

Figura 24. Flujo agua – vapor en una caldera de recuperación.

El agua a la salida del economizador llega al calderín. El calderín es un depósito cilíndrico de donde se

toma el agua hacia el evaporador y se vaporiza parte del agua y la mezcla retorna de nuevo al calderín,

donde se separa el agua del vapor. Esta es la misión del calderín: separar el agua del vapor. El vapor sale

por la parte superior normalmente a través de unos dispositivos eliminadores de gotas, que evitan el

arrastre de agua y la contaminación de vapor con sales del calderín.

El vapor que se extrae de los calderines se vuelve a calentar en los sobrecalentadores y recalentadores,

que no son más que otros intercambiadores situados en la parte más cercana a la entrada de gases de

combustión desde la turbina de gas, y por tanto, donde los humos de los que el vapor va a tomar el calor

están a mayor temperatura. Desde los sobrecalentadores y recalentadores el vapor se puede dirigir a

una turbina de vapor o para satisfacer necesidades de la producción.

Existen dos tipos de sobrecalentadores: aquellos en que la transferencia de calor es por convección y

aquellos en los que dicha transferencia es por radiación. Los primeros son más baratos ya que las

temperaturas que deben soportar son más bajas. Los segundos se emplean en calderas en las que

además de los gases de escape se quema combustible adicional para aumentar la energía de estos

(calderas con post-combustión).

El vapor que se reciba en los consumidores de vapor, y especialmente, en la turbina de vapor debe tener

unas características muy controladas. La temperatura y presión, la cantidad de oxígeno disuelto, el

contenido en sales, en determinados metales y en sílice son los parámetros a controlar más

importantes.


49

En cuanto a la temperatura, es muy importante que ésta sea constante, pues si no lo es se pueden

producir determinados fenómenos como consecuencia de estrés térmico a que serán sometidos los

materiales de la turbina (desequilibrados, desgastes, etc.). El ajuste de la temperatura del vapor a la

salida de la caldera se consigue inyectando agua pulverizada a menor temperatura a través de unos

dispositivos denominados atemperadores, que inyectan agua a presión que se vaporiza inmediatamente

y rebaja la temperatura.

Este tipo de calderas, se caracteriza por ser construidas totalmente en talleres y enviadas en varias

partes o como un bloque el lugar de utilización, en función del tamaño. En principio, pueden

suministrarse para quemar combustibles sólidos, líquidos o gaseosos, variando las características del

hogar y de los equipos de combustión, o bien ser simples calderas de recuperación.

Una característica de estas calderas es que necesitan poca obra civil, ya que el cierre de los gases suele

estar formado por paredes membrana por las que circula agua o la mezcla de agua-vapor, o bien

paredes metálicas con aislamiento interno en el caso de temperaturas no demasiado grandes.

Parámetros característicos en los generadores de vapor.

Cuando una caldera se utiliza para producir vapor, se la puede llamar generador de vapor. Los

parámetros más importantes que definen las características de un generador de vapor son:

Presión efectiva:

En la práctica se suelen clasificar en:

Baja presión si p < 20 kg/cm2.

Media presión si 20 kg/cm2 < p < 64 kg/cm2.

Alta presión si p > 64 kg/cm2.

Capacidad:

Se suele medir por el caudal de vapor (toneladas por hora, t/h) producido a una presión y

temperatura determinadas, para una temperatura dada del agua de alimentación de la caldera. A

veces se indica por la potencia térmica aprovechada o del combustible.

Superficie de calefacción:

Es la superficie a través la cual tienen lugar los procesos de transmisión de calor (gases calientes

hacia agua/vapor). Puede dividirse en:

Superficie de transmisión directa: en ella es dominante la transmisión de calor por radiación.

Superficie de transmisión indirecta: en ella es dominante la transmisión de calor por convección.


50

La superficie de calefacción está limitada en cuanto a sus dimensiones por los siguientes factores:

Los gases de combustión no deben enfriarse por debajo del punto de rocío ácido a fin de evitar

condensaciones que faciliten la corrosión (en combustibles con contenido en azufre significativo,

como carbón o fuel, está temperatura está en el entorno de 140 ºC, mientras que en las calderas

de gas natural esta temperatura es de 50-60 ºC).

Un enfriamiento excesivo de los gases calientes conlleva una pérdida de tiro en el caso de

calderas de tiro natural, debiéndose de introducir un mecanismo de tiro forzado.

Una vez que los gases se enfrían por debajo de cierta temperatura, un aumento de la superficie

de transmisión es poco rentable pues la cantidad de calor disponible es muy pequeña (la

transferencia de calor está en relación directa con el salto térmico).

Producción de vapor.

Es la relación entre la producción de vapor y la superficie de calefacción.

Índice de vaporización.

Es la masa de vapor producida por unidad de masa de combustible utilizada para su producción

(depende del rendimiento basado en el Poder Calorífico Interior del combustible utilizado). El índice

de vaporización es inverso del consumo específico del combustible, definido como la masa del

combustible que utiliza la caldera para producir una unidad de masa de vapor, en las condiciones

nominales de trabajo (presión y temperatura de vapor determinadas y temperatura del agua de

alimentación dada).

Caldera de recuperación. Complementos.

Sistema de desvío de gases.

Consiste en una válvula o conjunto de válvulas que permiten desviar los gases de escape procedentes de

la turbina o motor sea a la chimenea de bypass, sea a la caldera. Los dos tipos más frecuentes son:

Diverter.

Es una válvula de una sola hoja que cierra alternativamente el paso de los gases a la caldera o

chimenea de bypass. El accionamiento puede ser, en este caso, neumático, hidráulico o eléctrico. Es

un sistema intrínsecamente seguro. La desventaja que tiene es su mayor coste y que sólo

determinados fabricantes pueden garantizar un diseño seguro.


51

Válvula de doble persiana o doble mariposa.

El sistema está compuesto por dos compuertas, que pueden ser simples, dobles a ambos lados, o

simple en lado caldera y doble en dirección a la chimenea de bypass.

Ambas compuertas están enclavadas de tal manera que cuando uno de los lados está abierto, el otro

está necesariamente cerrado. El enclavamiento debe ser mecánico. Normalmente el accionamiento

es de tipo neumático.

En muchas ocasiones suele haber un sistema de sellado, consistente en una inyección de aire entre

dos cierres, que impiden fuga de gases hacia el exterior. Este elemento se encuentra sometido a

condiciones rigurosas y se ha de analizar si es realmente necesario dependiendo de nuestra

instalación. En grandes plantas de ciclo combinado se instala si se desea poder trabajar sólo con

turbina de gas.

Quemador de postcombustión.

Para aumentar la capacidad de producción de vapor de la instalación se puede aumentar la temperatura

de los gases de escape de la turbina mediante un quemador auxiliar, capaz de quemar el combustible,

utilizando como comburente el oxígeno de los gases. El quemador se suele instalar en el conducto que

une la turbina, con la caldera propiamente dicha. Cada quemador se compone básicamente de:

Sistema de encendido.

Quemador auxiliar o de apoyo.

Quemador principal.

Sistema de seguridad y control del quemador.

Además del mando desde el sistema de control general de la planta, dispone de un armario local situado

en las proximidades del quemador, con las secuencias y los enclavamientos de seguridad.

Los tipos de quemador más utilizados son los de tipo parrilla y los de tipo lanza.

Quemador tipo parrilla.

Se les da este nombre por su aspecto físico. Se compone normalmente de un número variable de

tubos o rampas., según la potencia del quemador, dispuestos transversalmente a la dirección de los

gases, y colocados horizontal o verticalmente y distribuidos sobre toda la sección de paso de los

gases.

Sobre estos tubos están dispuestos unos difusores de gas o estabilizadores de llama conformados a

modo de pequeños quemadores, fabricados en una función especial resistente al calor, lo que

garantiza la estabilidad del sistema y una marcha segura y larga vida del propio quemador.


52

Las características más importantes son: una distribución de llama uniforme, pérdida de carga baja a

través del quemador y llama corta.

Normalmente el oxígeno contenido en los gases de escape es suficiente para el funcionamiento del

quemador. En caso de que no fuera así se debe disponer de un ventilador de aire auxiliar, llamado de

enriquecimiento, para aumentar el contenido de oxígeno hasta niveles suficientes. El límite de

concentración de oxigeno para permitir ignición segura es del 11-12%. En motores de gas suele ser

necesario el enriquecimiento, mientras que no es así en las turbinas de gas.

Quemador tipo lanza.

Este tipo de quemador está formado por varios elementos individuales, dependiendo de la potencia

del quemador. Cada uno de éstos elementos es en sí mismo un quemador de forma concéntrica, que

da una llama, más larga que en el tipo parrilla, centrada en el paso de gases.

Ventilador de aire ambiente.

El quemador de postcombustión incrementa la potencia generadora de la caldera de recuperación. En

caso de querer independizar el funcionamiento de la caldera y de la turbina, de forma que la caldera

pueda producir vapor sin estar la turbina en funcionamiento e incluso conseguir la capacidad de

generación total, se dispone un ventilador centrífugo que suministra el aire necesario para la

combustión en sustitución de los gases de escape de la turbina.

Este ventilador está unido a la instalación mediante un conducto que lleva el aire impulsado hasta la

cámara de combustión.

A la salida del ventilador se encuentra una compuerta, generalmente de doble persiana, para aislar el

ventilador cuando está en marcha la turbina. Entre el doble juego de persianas, se insufla aire de sello,

para garantizar la estanqueidad. Para completar el sistema es necesaria una compuerta que aísle la

turbina, aguas arriba del conducto de aire fresco.


53


Figura 25. Planta de cogeneración en ciclo combinado con turbina de gas.

7.5. Soluciones adoptadas.

Se opta por una configuración de una TG junto a una caldera de recuperación de calor.

Las necesidades de vapor se pueden cubrir con la generación de distintos niveles de vapor (SHH, SH, SM)

a través de los gases producidos en la turbina de gas que pasan a la Caldera de recuperación de calor

donde intercambian energía y se producen grandes cantidades de vapor.

Al no tener excedentes de vapor no se escoge la instalación de una TV para la generación de energía

eléctrica.

La energía eléctrica producida en el generador por el movimiento de la TG se destinará a satisfacer la

demanda eléctrica de los elementos auxiliares e instalaciones del generador y el cliente podrá decidir el

uso del excedente producido.


54

8. Resultados finales

8.1. Cogeneración con turbina de gas con dos niveles de producción de vapor (SH/SM).

Selección de equipos. Turbina de Gas.

Se opta por escoger una turbina de gas de una potencia aproximada a 40 MW debido al diseño de la

cogeneración viene determinada por las necesidades de vapor de las unidades. Al no disponer de

turbina de vapor, todo el vapor generado en la caldera de recuperación es aprovechado por las

unidades principalmente para los equipos con turbinas de vapor y en algún proceso de producción.

Al disponer en la instalación de un DIVERTER, éste permite poder trabajar con la turbina de gas

aislada de la caldera de recuperación.

Datos técnicos de la sección turbina:

Diseñada por GENERAL ELECTRIC y construida por ALSTHOM. Del tipo PG 6541B.

Velocidad de giro (RPM): 5100.

Tipos de cargas: Preseleccionada, base o punta.

Potencia nominal (MW): 38’34 (funcionando con gas natural); 37.52 (funcionando con gasoil).

Inyección de vapor para aumento de potencia: Si

Número de etapas: 3.

Datos técnicos de la sección compresor:

Tipo de compresor: Axial, servicio pesado.

Tipo de álabes guía de entrada aire: Modulados.

Número de etapas: 17.

Datos técnicos del sistema de combustibles:

Tipos de combustibles admitidos: Gas Natural/ Destilados/ Gasoil.

Señales de control de combustible: Sistema de control Speedtronic.


55

Datos técnicos del sistema de lubricación:

Tipo de lubricante: Aceite mineral (base petróleo).

Bomba principal de lubricación: De accionamiento axial, integral.

Bomba de lubricación de enfriamiento: De tipo centrífugo, sumergida, vertical. Accionada por

motor de corriente continúa.

Bomba de lubricación de emergencia: De tipo centrífugo, sumergida, vertical. Accionada por

motor.

Datos técnicos del sistema de arranque:

Dispositivo de arranque: Motor eléctrico ACEC, TIPO AV 400 S18 JPW 43.

Tensión alimentación (V)/ Frecuencia (HZ)/ Número de polos: 6000/50/2 polos.

Potencia (kW): 450.

Convertidor de par: Hidráulico con trinquete y mecanismo de inversión integral.

Datos técnicos del sistema hidráulico:

Bomba principal de suministro hidráulico: Accionada por transmisión accesoria, desplazamiento

positivo, pistón axial.

Datos técnicos del sistema de control:

Sistema de control tipo SPEEDTRONIC MARK V.

Protecciones de la turbina contra llamas, vibraciones, sobretemperatura y sobrevelocidad.


56

Caldera de Recuperación de calor.

La caldera de Cogeneración está diseñada, para recuperar el calor de los gases de escape de la

turbina de gas, a unos 500 ºC, (es una unidad horizontal de construcción en módulos y circulación

natural) con post combustión y prevista para instalación en intemperie.

Para generación de vapor de media y alta presión se utilizan los gases de la combustión de la turbina

de gas para producir una cantidad de vapor determinada en los calderines. Se puede aumentar la

producción de vapor utilizando la post combustión de la caldera de recuperación.

Datos técnicos de la caldera de recuperación de calor para producción vapor SH y SM:

Fabricada y construida por Mecánica de la Peña.

Presión en la sección de alta presión (kg/cm2): 45,6.

Presión en la sección de media presión (kg/cm2): 23.

Datos técnicos de la sección de alta presión:

Presión del vapor de alta presión (kg/cm2): 40.

Temperatura del vapor de alta presión (ºC): 390.

Número de calderines de alta presión: 1.

Datos técnicos de la sección de media presión:

Presión del vapor de media presión (kg/cm2): 17.

Temperatura del vapor de media presión (ºC): 251.

Número de calderines de media presión: 1.

Datos técnicos de la sección gases de la turbina:

Caudal de gases de la turbina (T/h.): 485-559 (según carga).

Temperatura (ºC): 542 – 568.

Contenido en oxígeno (% por vol.): 11,70 – 13,68.


57

Generador.

Parte de la energía mecánica que se genera en la turbina por la expansión de los gases se transforma

a través del generador en energía eléctrica que permite alimentar a los equipos eléctricos de la

unidad y volcar en la red eléctrica o en la red del complejo la producción sobrante.

El generador trabaja a una tensión de generación de 11 Kv interconectado a las barras de 11kV del

complejo industrial.

Datos técnicos del generador:

Potencia aparente (kVA): 46.824.

Potencia nominal (kW): 39.800.

Tensión ± 5% (V): 11.000.

Corriente nominal (A): 2.458.

Coseno ф: 0.85.

Frecuencia (Hz): 50.

Velocidad de giro (RPM): 3.000.

Refrigeración: Por aire filtrado.

Datos técnicos del estator:

Número de ranuras: 54.

Número de conductores por ranura: 2.

Paso de arrollamiento: 0 a 22.

Tensión (V): 11.000.

Corriente (A): 2.458.

Resistencia por fase (Ω a 75 ºC): 0.00445.

Clase de aislamiento: Tipo F.

Conexión de fases: Estrella.


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Datos técnicos del rotor:

Número de polos: 2

Número de ranuras: 24

Número de bobinas: 6

Tensión nominal de excitación (V): 272.

Corriente nominal de excitación (A): 535.

Resistencia (a 75 ºC): 0.429193 Ohmios

Clase de aislamiento F

Datos técnicos del excitador:

Potencia de excitación nominal (kW): 2.262.

Potencia nominal rectificada (kW): 145.

Tensión nominal rectificada (V): 272.

Corriente nominal rectificada (A): 535.

Frecuencia (Hz): 200.

Velocidad (RPM): 3.000.

Enfriamiento: Aire


59

8.2. Cogeneración en ciclo combinado con turbina de gas con dos niveles de vapor (SHH/SM).

Selección de equipos. Turbina de Gas.

Se opta por escoger la misma turbina de gas que en la opción anterior, de una potencia aproximada

a 40 MW, debido al diseño de la cogeneración viene determinada por las necesidades de vapor de

las unidades. Al no disponer de turbina de vapor, todo el vapor generado en la caldera de

recuperación es aprovechado por las unidades en sus procesos. La producción de vapor de SHH a

115 Kg/cm2 va directamente al colector para ser consumido en una unidad que utiliza el vapor a muy

alta presión para un mover un gran turbocompresor.

En esta instalación no se dispone de DIVERTER y no es posible independizar la turbina de gas de la

caldera de recuperación.

Caldera de Recuperación de calor.

La caldera de Cogeneración está diseñada, para recuperar el calor de los gases de escape de la

turbina de gas, a unos 500 ºC, (es una unidad horizontal de construcción en módulos y circulación

natural) con post combustión y prevista para instalación en intemperie.

Para generación de vapor de muy alta presión y media presión se utilizan los gases de la combustión

de la turbina de gas para producir una cantidad de vapor determinada en los calderines. Se puede

aumentar la producción de vapor utilizando la post combustión de la caldera de recuperación.

Datos técnicos de la caldera de recuperación de calor para producción vapor SHH y SM:

Fabricada y construida por Foster Wheeler.

Presión en la sección de muy alta presión (kg/cm2): 120.

Presión en la sección de media presión (kg/cm2): 23.

Datos técnicos de la sección de muy alta presión:

Presión del vapor de muy alta presión (kg/cm2): 115.

Temperatura del vapor de muy alta presión (ºC): 500.

Número de calderines de muy alta presión: 1.


60

Datos técnicos de la sección de media presión:

Presión del vapor de media presión (kg/cm2): 17.

Temperatura del vapor de media presión (ºC): 251.

Número de calderines de media presión: 1.

Datos técnicos de la sección gases de la turbina:

Caudal de gases de la turbina (T/h.): 485-559 (según carga).

Temperatura (ºC): 542 – 568.

Contenido en oxígeno (% por vol.): 11,70 – 13,68.

Datos técnicos de la sección postcombustión:

Quemadores principales fabricados por De Jong Coen (Fyr Lyter).

Número de quemadores: 4.

Tipo de quemador: tubo anular.

Potencia de diseño (MW): 30.

Dispositivos de encendido fabricados por De Jong Coen (Fyr Lyter).

Potencia nominal (MW): 0.15.

Datos técnicos del sistema suministro combustible a postcombustión:

Presión del suministro (kg/cm2): 3,50.

Temperatura del suministro (ºC): 25 - 73.

Poder calorífico del gas de refinería (MJ/m3): 26.791.

Poder calorífico del propano (MJ/m3): 36.749.

Poder calorífico del gas natural (MJ/m3): 90.858.


61

Generador.

Se opta por escoger el mismo generador que en el apartado anterior. Parte de la energía mecánica

que se genera en la turbina por la expansión de los gases se transforma a través del generador en

energía eléctrica que permite alimentar a los equipos eléctricos de la unidad y volcar en la red

eléctrica o en la red del complejo la producción sobrante.

El generador trabaja a una tensión de generación de 11 Kv que vuelca a la red de media tensión del

complejo industrial.

9. Planificación.

El cliente realizará la planificación de la construcción y la unión con sus instalaciones en función de la

demanda del complejo industrial.

10. Orden de prioridad entre los documentos básicos.

Planos.

Pliego de condiciones.

Presupuesto.

Memoria.

ANEXOS



63

Índice Anexos

1. Documentación de partida. 66

2. Cálculos. 67

2.1. Criterios de diseño de un ciclo combinado. 67

2.2. Influencia de la caldera de recuperación. 67

2.3. Rendimientos de un ciclo de vapor. 69

2.4. Diseño de una caldera de recuperación. 71

2.4.1. Condiciones ambientales. 71

2.4.2. Características de la turbina de gas. 71

2.4.3. Producciones de vapor de SH/SM. 73

2.4.4. Producciones de vapor de SHH/SM. 75

2.4.5. Suministro de combustible. 77

2.5. Dimensionamiento de tuberías. 78

2.5.1. Línea de salida de vapor de Muy Alta Presión (115 Kg/cm2). 79

2.5.2. Línea de salida de vapor de Alta Presión (40 Kg/cm2). 81

2.5.3. Línea de salida de vapor de Media Presión (17 Kg/cm2). 83

2.5.4. Características de los calderines de vapor. 85


64

2.6. Cálculo de protecciones eléctricas. 87

2.6.1. Relé 32. Direccionalidad de potencia. 87

2.6.2. Relé 87G. Diferencial del generador. 89

2.6.3. Relé 46. Desequilibrio o inversión de fases del estátor. 92

2.6.4. Relé 64. Protección contra fallas de masa del rotor. 95

2.6.5. Relé 64G. Protección de fase a tierra del generador. 97

2.6.6. Relé 64B. Protección de falta a tierra de cables y transformador. 98

2.6.7. Relé 59G1. Protección de sobretensión del generador. 100

2.6.8. Relé 40. Pérdida de excitación. 102

2.6.9. Relé 27. Mínima tensión. 105

2.6.10. Relé 21. Mínima impedancia. 107

2.6.11. Relé 51G. Protección sobreintensidad del generador. 109

3. Anexos de aplicación en el ámbito del proyecto. 111

3.1. Organización del mantenimiento preventivo. 111

3.1.1. Mantenimiento preventivo. 111

3.1.1.1. Mantenimiento sistemático frente a las técnicas predictivas. 111

3.1.1.2. ¿Es el mantenimiento predictivo algo realmente útil y práctico? 114

3.1.1.3. Justificación económica. 116

3.1.1.4. El mantenimiento predictivo como sustituto del 117

mantenimiento sistemático.

3.1.2. Análisis de vibraciones. 121

3.1.3. Termografía. 126


65

3.1.4. Otras técnicas predictivas. 128

3.1.4.1. Inspecciones boroscópicas. 128

3.1.4.2. Inspecciones por ultrasonidos. 129

3.1.4.3. Análisis del aceite. 130

3.1.4.4. Análisis de los gases de escape. 135

3.2. Organización del mantenimiento correctivo. 137

3.2.1. Distribución del tiempo en la resolución de un fallo. 137

3.2.2. Asignación de prioridades. 139

3.2.3. Causas de fallos. 141

3.2.4. La externalización del mantenimiento correctivo. 143

3.2.5. Principales averías en plantas de cogeneración. 145

3.2.5.1. Fallos en turbinas de gas. 145

3.2.5.2. Fallos en turbinas de vapor. 153

3.2.5.3. Fallos en la caldera. 163

3.2.5.4. Fallos en el ciclo agua – vapor. 164

3.2.5.5. Fallos en el sistema de agua de refrigeración. 164

3.2.5.6. Fallos en la estación de gas (ERM). 165

3.2.5.7. Fallos en el alternador. 165

3.2.5.8. Fallos en sistemas eléctricos. 166

3.2.5.9. Fallos en el sistema de control. 166


66

1. Documentación de partida.

Disposiciones legales aplicadas.

Decreto 19385/5 setiembre 1985.

Reglamento electrotécnico de baja tensión y instrucciones técnicas complementarias.

Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus

instrucciones técnicas complementarias.

Ley 54/1997 de 27 de Noviembre, del Sector Eléctrico.

Real Decreto 1955/2000, de 1 de Diciembre.

Real Decreto 842/2002 (BOE), de 2 de Agosto por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico para

Baja Tensión.

Real Decreto 616/2007, de 11 de Mayo.

Real Decreto 614/2001 (BOE), de 8 de Junio, sobre disposiciones mínimas para la protección de la salud

y seguridad de los trabajadores frente al riesgo eléctrico.


67

2. Cálculos.

2.1. Criterios de diseño de un ciclo combinado.

El diseño de una unidad de ciclo combinado consiste en definir el nivel térmico de los gases de escape

de la turbina de gas con el objetivo de optimizar la recuperación del calor que portan los gases en la

caldera de recuperación y obtener la máxima temperatura de sobrecalentamiento del vapor. Para el Gas

Natural, el valor óptimo coincide con el de máxima potencia.

2.2. Influencia de la caldera de recuperación.

La eficiencia del ciclo depende fundamentalmente del diseño de la caldera de recuperación de calor. A

diferencia de las calderas de combustión, las calderas de recuperación trabajan con una importante

cantidad de gases de escape de la turbina a una temperatura aproximada de 500 ºC. Esto implica que

para obtener un alto rendimiento es necesario reducir al máximo la temperatura de evacuación de los

humos, teniendo en cuenta las limitaciones de los materiales por la influencia de la corrosión por

condensación de los gases (si llevan azufre) a una temperatura demasiado baja.

Durante el intercambio de fase agua – vapor se produce el mayor consumo de energía en 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

tres presiones de vapor. Para facilitar el diseño, suelen hacerse coincidir los niveles de presión del vapor

recalentado y el vapor de media presión.

Agua de alimentación.

Para mejorar las propiedades del agua de alimentación, se suele instalar en las plantas un desgasificador

antes del economizador. Este elemento sirve para eliminar el oxígeno y los gases disueltos en el agua

empleada mediante una inyección de vapor y la aditivación de secuestrantes de oxígeno.

El oxígeno es un gran inconveniente en las unidades de generación de vapor ya que favorece la

corrosión de los componentes metálicos de una caldera. La presión y la temperatura aumentan la

velocidad con que se produce la corrosión.


68

El agua producto es Agua Desgasificada apta para alimentar las Calderas y generadores de Vapor,

teniendo en cuenta las siguientes especificaciones:

PH 8,5 ÷ 9,5

Conductividad a pH 8, µs/cm < 10

TA, º HF < 0,1

Dureza Cálcica, º HF < 0,1

Dureza Total, ºHF Ausencia

Materia Orgánica, ppb. < 5

Sílice Reactiva, ppm. < 1.000

Hierro, ppm. < 0,02

Sodio, ppm. < 2,5

Oxígeno, ppm < 0,005

CO2 0

PH. El PH representa las características ácidas o alcalinas del agua, por lo que su control es esencial para

prevenir problemas de corrosión (bajo PH) y depósitos (alto PH).

Dureza. La dureza del agua cuantifica principalmente la cantidad de iones de calcio y magnesio

presentes en el agua, los que favorecen la formación de depósitos e incrustaciones difíciles de remover

sobre las superficies de transferencia de calor de una caldera.

CO2. El dióxido de carbono, al igual que el oxígeno, favorece la corrosión. Este tipo de corrosión se

manifiesta en forma de ranuras y no de tubérculos como los resultantes de la corrosión por oxígeno.

La corrosión en las líneas de retorno de condensado generalmente es causada por el dióxido de

carbono. El CO2 se disuelve en agua (condensado) produciendo ácido carbónico. La corrosión por el

ácido carbónico ocurrirá bajo el nivel del agua y puede ser identificada por las ranuras o canales que se

forman en el metal.

Sílice. La sílice presente en el agua de alimentación puede formar incrustaciones duras (silicatos) o de

muy baja conductividad térmica (silicatos de calcio y magnesio).

Conductividad. La conductividad del agua permite controlar la cantidad de sales (iones) disueltas en el

agua.


69

2.3. Rendimiento de un ciclo de vapor.

La expresión del rendimiento de un ciclo térmico de alta temperatura viene dado por las siguientes

expresiones:

Dónde:

Qin TG: Calor aportado en forma de combustible en el ciclo de alta temperatura.

WTG: Trabajo neto producido por la turbina de gas.

Qout TG: Calor residual del ciclo de alta de la turbina de gas a la caldera de recuperación.

Qin HRSG: Calor aportado en forma de combustible a la caldera de recuperación (postcombustión)

Qout HRSG: Calor residual de la caldera de recuperación a la chimenea.

Utilizando los valores de diseño de la instalación, el rendimiento de la turbina de gas es:

PCI inferior del Gas Natural: 11.680 Kcal/Kg.

Demanda térmica de la turbina de gas al 100% de carga: 8.700 Kg/h.

Potencia nominal de la turbina funcionando a Gas Natural: 38,34 MW.

;

El rendimiento de la turbina de gas será de:


70

La expresión del rendimiento de la caldera de recuperación será:

El rendimiento total del ciclo será:


71

2.4. Diseño de una caldera de recuperación.

2.4.1. Condiciones ambientales.

Se consideran los datos climatológicos de Constantí durante la media de todo el año 2011 según datos

del Servei Català de Meteorología.

CONDICIONES AMBIENTALES CONSTANTI

Altitud sobre el nivel del mar 87 msnm

Presión atmosférica media anual 1004.1 hPa

Tª ambiente media (Mín. - Máx. – Anual) 1.9 ºC – 29.1 ºC - 16ºC

Humedad relativa media (Mín. - Máx. - Anual) 43% - 95 % - 71%

Velocidad del viento media 2.3 m/s con dirección dominante Norte

2.4.2. Características de la turbina de gas.

Las condiciones de trabajo de la turbina de gas en función de la temperatura exterior y trabajando al

100% de carga son:

DATOS OPERACIÓN UNIDADES SIN POSTCOMBUSTIÓN CON POSTCOMBUSTIÓN

Tª ambiente º C -2 16 32 -2 16 32

Casos Turbina Gas - 1 2 3 4 5 6

Carga % 100% 100% 100% 100% 100% 100%

Combustible - GN GN GN GN GN GN

Caudal gases salida T/h 559 521 485 559 521 485

Tª gases salida º C 542 555 568 542 555 568

Caudal Gas Natural a TG Kg/h 8.700 Kg/h

O2 gases salida % 13,68 13,58 13,26 12,3 12,11 11,70

Pérdida de carga mmca 228 198 172 230 200 173

Tª chimenea º C 175 173 172 162 161 159

Inyección de vapor para aumento de potencia.

Con la turbina de gas en funcionamiento se dispone de una inyección de vapor de media presión, a 20

kg/cm2 y 275º C en la cámara de combustión para aumentar la potencia de la turbina de gas.

El caudal mínimo de vapor es de aproximadamente 6 T/h y el máximo de 24 T/h.

El rendimiento que se obtiene es de aproximadamente 1 MW por cada 5 o 6 T/h de vapor.


72

Composición gases salida.

Los gases que se evacuan de la turbina de gas han de tener un exceso de oxígeno para el correcto

funcionamiento de la postcombustión. Se han de tener en cuenta los valores de CO2 y SO2 como

limitantes a la hora de enviar los gases a la atmósfera a través de la chimenea.

DATOS UNIDADES SIN POSTCOMBUSTIÓN CON POSTCOMBUSTIÓN

Tª ambiente º C -2 16 32 -2 16 32

O2 % V 13,68 13,58 13,26 12,31 12,11 11,70

H2O % V 6,74 7,54 9,46 7,96 8,84 10,83

CO2 % V 3,36 3,32 3,27 4,00 4,00 3,99

N2 % V 75,32 74,67 73,14 74,85 74,17 72,61

Ar % V 0,90 0,89 0,87 0,89 0,88 0,86

SO2 (combustible GN) % V 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


73

2.4.3. Producciones de vapor de SH/SM.

La capacidad de la caldera para generar vapor en los diferentes modos de funcionamiento, es la

siguiente:

Sección de Alta Presión.

Producciones de vapor sobrecalentado a 40 kg/cm2.


Sección de alta presión

Caudal de GN a postcombustión Kg/h 3.400 Kg/h

Carga % 100 100 + Vapor 50 100 100 + Vapor 0

Inyección vapor - NO SI NO NO SI NO

Caudal vapor sobrecalentado T/h 70 75,3 38,5 132,7 132,7 108,1

Presión vapor sobrecalentado Kg/cm2 40

Tª vapor sobrecalentado º C 390

Tª vapor en el calderín º C 251

Sección de Media Presión.



Sección de media presión


Carga % 100 100 + Vapor 50 100 100 + Vapor 0

Inyección vapor - NO SI NO NO SI NO

Caudal vapor sobrecalentado T/h 6,1 5,9 5,6 5,4 5,1 3,4





74

Sección de Agua de aporte y atemperación de alta presión.

Caudales de entrada de agua según control de nivel en los calderines y temperatura salida del vapor.

DATOS UNIDADES CAUDALES

Tª entrada º C 130

Presión agua aporte Kg/cm2 65

Caudal total (aporte + atemperación) M3/h Hasta 135

Caudal aporte M3/h Hasta 130

Caudal atemperación M3/h 0.5 - 5

Sección de agua de aporte y atemperación de media presión.







Caudal atemperación M3/h 0.1 – 0.75


75

2.4.4. Producciones de vapor de SHH/SM.

La capacidad de la caldera para generar vapor en los diferentes modos de funcionamiento, es la

siguiente:

Sección de Muy Alta Presión.



Sección de muy alta presión


Tª ambiente º C -2 16 32 -2 16 32

Caudal vapor sobrecalentado T/h 70.3 68.9 67.9 115.1 113 111.8


Tª vapor sobrecalentado º C 491 500 500 494 500 500


Aproach point º C 5 6 7 21 23 25

Sección de Media Presión.



Sección de media presión


Tª ambiente º C -2 16 32 -2 16 32

Caudal vapor sobrecalentado T/h 11.9 10.6 7.9 3.7 2.8 2.2


Tª vapor en el calderín º C 207 207 207 206 206 206


Aproach point º C 44 43 43 41 41 41


76

Sección de agua de aporte y atemperación de Muy Alta Presión.







Caudal atemperación M3/h 0.5 - 5

Sección de agua de aporte y atemperación de Media Presión.






Caudal aporte M3/h hasta 5

Caudal atemperación M3/h 0.1 – 0.75


77

2.4.5. Suministro de combustible.

Gas Natural.

El suministro de Gas Natural procede de la red de distribución de GAS TARRACONENSE, a partir del

gaseoducto que sigue el curso del Río Francolí.

El colector principal de entrada al complejo industrial se ha dimensionado para un caudal de 50 Tm/h

considerando que futuras unidades de Cogeneración y de proceso puedan requerir estas cantidades

adicionales.

La presión máxima de abastecimiento del gas natural será de 46 bares y la presión mínima de 36 bares.

Después de reducir la presión a 23 – 24 kg/cm2 a través de una autorreguladora, se envía el Gas Natural

a la TG entre unos valores de 24,5 – 20,6 kg/cm2.

Para el suministro a la postcombustión de la caldera de recuperación se vuelve a reducir la presión hasta

4 – 5 kg/cm2 dónde por medio de una controladora de presión con un punto de consigna no superior a

los 2 kg/cm2 se aportara el Gas Natural a los quemadores.

Las demandas térmicas de diseño de la turbina de gas y de la caldera de recuperación de calor son las

siguientes:

Turbina al 100% de carga y sin postcombustión: 8,7 T/h.

Turbina al 100% de carga y máxima postcombustión: 12,1 T/h.

Turbina parada y máxima postcombustión: 9,3 T/h.

Características del Gas Natural.

CROMATOGRAFIA GAS NATURAL

ARGELIA Y LIBIA MEDIO (VOL %)

METANO 91.25

ETANO 7.01

PROPANO + PROPILENO 0.66

I-BUTANO 0.04

N-BUTANO 0.06

NITROGENO 0.98

100.0


78

2.5. Dimensionamiento de tuberías.

Se procederá al cálculo de las tuberías de salida del vapor sobrecalentado, agua aporte general y a los

calderines y entrada de Gas Natural de las unidades de cogeneración.

Cálculo del área transversal de una tubería.

Dónde:

2.4: Factor de corrección de unidades.

MVAPOR: Flujo másico de vapor (Lb mVAPOR /h).

Vs: Volumen específico (Ft3/Lbm).

V: Velocidad promedio del vapor (Ft/min).

Ai: Área transversal interna de la tubería (in2).

Determinación del diámetro interno de una tubería que transporta vapor sobrecalentado.

Dónde:

Фi: Diámetro interno de la tubería (in).

Ai: Área transversal interna de la tubería (in2).


79

2.5.1. Línea de salida de vapor de Muy Alta Presión (115 Kg/cm2).

Dentro de los cálculos realizados se consideran los posibles aumentos de la producción debido a

mejoras en la eficiencia energética y el intercambio de calor.

Cálculo del caudal de vapor en Lb/h.

Caudal de vapor nominal: 115 T/h.

Caudal calculado: 175 T/h.

Conversión T/h a Lb/h: 1 T/h son 2.204,6 Lb/h.

Equivalencia: 175 T/h = 385.808,91 Lb/h.

Cálculo de la temperatura del vapor en ºF

Temperatura de diseño: 500 ºC.

Temperatura calculada: 545 ºC.

Conversión de Celsius a Fahrenheit: 1 Fahrenheit equivale a 1,8*Temperatura en Celsius + 32 ºC.

Equivalencia: 545 ºC = 1013 ºF.

Cálculo de la velocidad del vapor.

A través de tablas, la velocidad del vapor sobrecalentado mayor de 200 Psi se encuentra entre 9.000 y

13.500 pies/ min.

Se escoge como velocidad, la media entre los dos extremos de velocidades del vapor: 11.250 pies /min.

Cálculo del volumen específico del vapor.

A través de tablas, el volumen específico del vapor a 115 Kg/cm2 (112.78 bares) y 545 ºC es

aproximadamente:

Volumen específico vapor a 112,78 bar y 545 ºC: 0.03079 m3/kg.

Conversión de m3/kg a ft3/lb: 1 m3/kg equivale a 16.018 ft3/lb.

Equivalencia: 0.07341 m3/kg = 0,49309 ft3/lb.


80

Cálculo del factor de corrección del vapor recalentado

A través de tablas, para un vapor de 113 bares y 545 ºC el valor Z de corrección es de 0.9269.

Cálculo de la sección de la tubería.

El material seleccionado corresponde al SA – 106 – Gr.B para servicios de alta temperatura.

El tamaño elegido será de 8” con un Schedule de 80.

Figura 1. Tabla de dimensiones y espesores para tuberías SA-106-Gr.B


81

2.5.2. Línea de salida de vapor de Alta Presión (40 Kg/cm2).




Caudal de vapor nominal: 132.7 T/h.







Conversión de Celsius a Fahrenheit: 1 Fahrenheit equivale a 1,8*Temperatura en Celsius + 32 ºC.




13.500 pies/ min.



A través de tablas, el volumen específico del vapor a 40 Kg/cm2 (39,23 bares) y 415 ºC es

aproximadamente:





82


A través de tablas, para un vapor de 40 bares y 415 ºC el valor Z de corrección es de 0.9501.






83

2.5.3. Línea de salida de vapor de Media Presión (17 Kg/cm2).




Caudal de vapor nominal: 12 T/h.







Conversión de Celsius a Fahrenheit: 1 Fahrenheit equivale a 1,8*Temperatura en Celsius + 32 ºC .




13.500 pies/ min.



A través de tablas, el volumen específico del vapor a 17 Kg/cm2 (16,67 bares) y 275 ºC es

aproximadamente:





84


A través de tablas, para un vapor de 16,67 bares y 275 ºC el valor Z de corrección es de 0.9491.






85

2.5.4. Características de los calderines de vapor.

Características del calderín de Muy Alta Presión.

DATOS UNIDADES VALORES

TAMAÑO -

Diámetro interior mm 1.981

Longitud mm 7.050

Volumen M3 35.5

Presión operación Kg/cm2 120

Tª operación º C 350

Presión de diseño Kg/cm2 150

Tª de diseño º C 425

ESPESORES -

Fondo mm 100

Virolas mm 75

MATERIALES -

Fondo - SA-516-70

Virolas - SA-516-70

Número de bocas de hombre - 2

Características del calderín de Alta Presión.


TAMAÑO -

Diámetro interior mm 2.450

Longitud mm 6.980

Volumen M3



Presión de diseño Kg/cm2 54.6


ESPESORES -

Fondo mm 85

Virolas mm 75

MATERIALES -

Fondo - SA-516-60

Virolas - SA-516-60



86

Características del calderín de Media Presión.


TAMAÑO -

Diámetro interior mm 1.219,2

Longitud mm 7050

Volumen M3 35.5



Presión de diseño Kg/cm2 25


ESPESORES -

Fondo mm 15

Virolas mm 75

MATERIALES -

Fondo - SA-516-70

Virolas - SA-516-70


Figura 4. Tabla de dimensiones para chapas de SA-516-70.


87

2.6. Cálculos de las protecciones

2.6.1. Relé 32. Direccionalidad de potencia o fuerza inversa.

Descripción y funcionamiento.

La inversión de potencia, es decir, la operación del generador transformándose en la operación de un

motor, sólo se producirá si la unidad está acoplada a una red que incluye otros generadores.

Dado que un generador es una máquina reversible, también es capaz de funcionar como motor, pero en

este caso, la función de la máquina es la de generar potencia de salida y no la de consumir potencia

eléctrica, y este modo de operación no es deseable.

Este modo de operación, que debe ser eliminado, puede producirse por varias razones:

A) por una falla de la turbina: pérdida de potencia mecánica.

B) Un aumento de la frecuencia de la red, por ejemplo debido a una reducción de carga sustancial.

C) Un error del operador, cuando ordenes “lenta” son dadas sin mirar el valor de potencia activa.

Operación.

El relé es alimentado por tensiones y corrientes trifásicas. El relé es direccional, como un vatímetro

normal. Se conecta para sólo reaccionar en caso de una absorción de potencia activa. El valor del umbral

es graduado en amperios, para corresponder al componente activo I.cos φ de la corriente, considerado

desde el relé. Dado que la tensión se supone estable, la tensión es la imagen de la potencia de

excitación.

Valor normal de ajuste:

I = 0.05 A, correspondiente a una potencia absorbida de 2 MW, un 5’6% de la potencia de salida.

Retraso: 3,2 segundos.

Figura 1. Esquema conexión del relé 32.


88

Cálculo del Relé 32 de direccionalidad de potencia.

Dónde:

Pm: Potencia de ajuste del relé en valores negativos (sentido inverso potencia al flujo normal) (W).

% Pm: Potencia requerida a los primarios de los transformadores de medición (sin unidades).

SnG: Potencia nominal del generador (W).

Kct: Relación de transformación del transformador de corriente (sin unidades).

Kvc: Relación de transformación del transformador de tensión (sin unidades).

Diferentes casos en función de la desviación potencia en los primarios de los transformadores de

medición (-0.01; -0.05 y -0.10).

Respecto al tiempo de disparo, teniendo una gamma de ajuste entre 0.5 y 10 segundos con recorridos

de 0.5 segundos, se opta por establecer un tiempo T de 2.5 segundos, que es un 25% del tiempo total.

Acciones.

- Disparo del disyuntor del grupo.

- Disparo del disyuntor de excitación.

- Orden de parada de la turbina.


89

2.6.2. Relé 87G. Diferencial del generador.


La causa de esta falla puede deberse a la destrucción del material de aislamiento a causa de

envejecimiento y/o de sus condiciones severas de operación (humedad, sobretemperatura) o su

desgaste mecánico debido a vibraciones o a la presencia de un cuerpo extraño.

La circulación de una corriente en la porción defectiva resulta en un daño a esta parte del circuito:

fundición de los metales, quemado del material de aislamiento que puede causar un incendio interno.

Esto ocurre principalmente dentro de una ranura porque a menudo hay dos barras de fases diferentes

dentro de la misma ranura.

Los defectos interfásicos hacen que una corriente fluya dentro del generador, entre las dos fases

implicadas y a consecuencia haya una diferencia entre las corrientes que se miden a la entrada y en la

salida de una misma fase. De esta forma, estas fallas son detectadas mediante dispositivos diferenciales,

alimentados por dos grupos de transformadores de corriente trifásicos que delimitan el área protegida.

El relé consiste en tres partes idénticas, una para cada fase, pero los tasados y el circuito de salida son

comunes.

Para cada fase, los transformadores de corriente de salida y entrada se conectan en serie y “en fase”. El

elemento sensible del relé es conectado entre esta conexión común y la tierra mediante una resistencia

de equilibrio. Durante funcionamiento normal, la misma corriente fluye de un transformador de

corriente a otro, por el relé. Sin embargo, en el generador, en caso de que la corriente a una entrada de

fase sea diferente a aquella de salida, los transformadores de corriente indicarían esta diferencia y se

produciría una corriente que fluiría hacia tierra a través del elemento sensible del relé que cambiaría de

estado, en caso de alcanzarse el umbral.

Figura 2. Esquema de conexiones del relé 87G.


90

Cálculo del relé 87G diferencial del generador.

El relé TDF tiene un punto de referencia porcentual, el cual es una relación de la forma: y = ax + b,

donde:

Y: es la diferencia entre intensidades (ΔI = I entrada – I salida).

X: (I av = ½ (I entrada + I salida)).

A: ΔI/I. “a” puede ajustarse para 2 – 5 – 10% y es una pendiente en un sistema de ejes.

Para evitar una sensibilidad demasiada alta en la gama de las bajas corrientes, y por consiguiente

desconexiones inoportunas, la característica ha de ser corregida con un punto de referencia horizontal

cuya extensión es igual a una fracción de la corriente nominal del relé INR = 1ª, por lo tanto sería 25, 50

o 75% de 1ª.

El umbral fijo correspondiente al 50% es este valor multiplicado por la pendiente de la característica.

Los valores de la pendiente y de la insensibilidad son independientes, pero el umbral mínimo de

operación I0 es una función de ambos valores.

Valor normal: insensibilidad para 50%, pendiente 10% que da un umbral mínimo de 5% INR

I0 = 50% x 1A x 10 % = 0.05 A.

Figura 3. Característica de disparo.


91

Característica de las pendientes para valores de A: 2% - 5% - 10%.

Figura 4: Para valores de A = 2%. Figura 5: Para valores de A = 5%.

Figura 6: Para valores de A = 10%.


92

2.6.3. Relé 46. Desequilibrio o inversión de fases del estátor.


Las causas del defecto y sus posibles consecuencias son las mismas que las desarrolladas anteriormente,

pero ahora la corriente fluye hacia la masa del generador (generalmente las chapas del estator).

La corriente de falla deriva a tierra a través del punto neutro del estator. De este modo, es detectado

por un transformador de corriente situado en la conexión del neutro a tierra.

Las resistencias de 632 ohmios en el circuito de neutro son previstas para limitar esta corriente de falla,

la cual es detectada por un transformador de corriente

Figura 7: Esquema de conexionado del relé 46.


93

Cálculo del relé 46 de desequilibrio o inversión de fases.

Alarma de disparo del relé 46.

Algunos sistemas disponen de una alarma previa al disparo de la maquina que permiten al operador

ejecutar una acción correctiva

Dónde:

Alarma: Valor de la alarma calculado (A).

Captación: % de la capacidad de I2 de la máquina (%).

I2 capacidad: Valor de capacidad del generador (%).

SnG: Potencia nominal del generador (KVA).

Vout: Tensión de salida del generador (KV).

Alarma = 317’50 A en el primario del transformador de medición.

Tiempo fijación de la alarma entre 1 y 9 segundos. Seleccionado tiempo = 2 segundos.


94

Disparo del relé 46.

Disparo = 453’054 A en el primario del transformador de medición.


95

2.6.4. Relé 64. Protección contra fallas de masa del rotor.


En operación normal, el circuito rotatorio – rotor del generador, excitador y diodos – es completamente

aislado del eje. La puesta a masa accidental de este circuito no afecta al funcionamiento del conjunto y

la unidad podrá utilizarse de forma normal.

No obstante, el problema se presenta en caso de una segunda puesta a masa en otra parte del rotor.

Luego, la corriente del rotor fluye parcialmente hacia las partes de hierro a través de las puestas a tierra

y los dos polos no reciben el mismo número de amperios, y de este modo se produce un desequilibrio

magnético. Tal desequilibrio siempre hace que aparezcan vibraciones que aumentan con la corriente de

excitación. En el peor de los casos, la deformación del eje puede ser tanto que el rotor entrará en

contacto con el estator, causando así daños importantes.

Por lo tanto es necesaria que una puesta a masa en el circuito del rotor sea detectada.

Principio de medida:

El relé TOG envía una tensión de medida entre el rotor por una parte, y la puesta a masa. Cuando

disminuye el aislamiento del rotor, la corriente fluye en este circuito de medida y es detectada por el

relé.

La tensión de medida es aplicada al rotor por una escobilla que entra en contacto con uno de los dos

anillos colectores. Esta escobilla es activada por un electroimán que es accionado pulsando de forma

manual un pulsador.

Punto de referencia:

El punto de referencia de la sensibilidad del relé es graduado directamente en resistencia de

aislamiento. Hay 4 umbrales posibles: 1KΩ, 2KΩ, 3KΩ o 5KΩ.

El ajuste elegido es 2KΩ.


96

2.6.5. Relé 64G. Protección de fase a tierra del generador.


El objeto de esta protección es detectar un fallo a tierra, localizado en los arrollamientos del estator del

generador y/o un fallo a tierra en barras 11Kv, cables 11Kv y arrollamientos 11kV.

El neutro del generador se conecta a tierra por medio de una resistencia de limitación teniendo por

función limitar la corriente homopolar a 10 A. Dado que los arrollamientos del generador deben ser

protegidos al 95%, la protección actuara cuando se detecte un 5% de la corriente de limitación.

El método de puesta a tierra afecta al grado de protección obtenida por los relés diferenciales. Cuanta

más alta es la impedancia del neutro, menor es la corriente de falta y consecuentemente es más difícil

detectarla.

En los casos de generadores puestos a tierra con alta impedancia como en este caso, los relés

diferenciales pueden no llegar a actuar para faltas a tierra de una fase. Para conseguir una protección

adecuada se ha de colocar un relé muy sensible en el neutro del generador.

Dado que esta protección sólo actúa ante faltas en el generador, cables de interconexión o parte del

transformador de elevación, pero no actúa ante faltas externas, no hay ninguna razón para temporizar

su disparo.

Figura 8: Limitación de la corriente homopolar.


97

Cálculo del relé 64G de desequilibrio o inversión de fases.

Dónde:

I0: corriente de fallo visto al primario del TC.

CTa: Precisión del Transformador de corriente (1%).

Ra: Precisión del relé (5%).

Rp: Porcentaje de retorno del relé (95%).

Cuando ocurre un fallo, la corriente mínima de fallo visto por el relé en el primario del TC es:

I0 = 10 (1 – 0.95) = 0,5 A

Entonces el relé disparara cuando:

Respecto al tiempo de disparo, teniendo una gamma de ajuste entre 0.5 y 10 segundos con recorridos

de 0.1 segundos, se opta por establecer un tiempo T de 2.5 segundos, que es un 25% del tiempo total.


98

2.6.6. Relé 64B. Protección de falta a tierra de cables y transformador.

Descripción y funcionamiento

El objeto de esta protección es de detectar un fallo a tierra en el sistema de barras de 11kV, en el

generador, en los cables de 11 kV y en los arrollamientos de los transformadores.

La protección diferencial no permite detectar faltas entre espiras, excepto cuando ésta se produce entre

bobinados de distintas fases que comparten la misma ranura. Estas faltan pueden producir corrientes

elevadas, y eventualmente pueden llegar a dañar el núcleo.

La única forma de detectarlas es basarse en las componentes de secuencia cero de las tensiones

causadas por la reducción de la fuerza electromotriz en la fase de alta. En este sentido, la protección 64B

es un respaldo de la protección 64G.

La protección 64B es además útil cuando existe interruptor entre el generador y el transformador (52G)

ya que el transformador elevador puede permanecer en tensión cuando el generador está

desconectado. De esta forma, los cables que conectan el generador con el transformador y el mismo

transformador, están protegidos contra faltas a tierra por esta protección.

Al ser la protección 64B un respaldo de la protección 64G, el tiempo de disparo debe superar el tiempo

del relé de la protección 64G que es de 0.25 segundos.

Figura 9. Protección falta a tierra en cables y transformador.


99

Cálculo del relé 64 de desequilibrio o inversión de fases.

El valor de la tensión homopolar es:

Tomaremos en cuenta el caso más desfavorable, es decir, una fase directamente a tierra. En fallo:

Entonces:

Cómo V1 = V2, queda:

Con el objeto de obtener una buena sensibilidad y de evitar alcanzar el valor máximo de la tensión

homopolar, el relé se ajustará al 25% de Vh.

El ajuste elegido será Ve = 14,425 V.


100

2.6.7. Relé 59G1. Protección de sobretensión del generador.


Este sistema de protección sirve para proteger al generador contra las sobretensiones procedentes de la

red por desconexiones o islas en la red exterior y/o por un mal funcionamiento de la excitación. El relé

detecta sobretensiones y desconecta el generador cuando estas exceden un cierto valor durante un

tiempo excesivo.

El relé debe disparar ante valores de tensión anormalmente altos en la red o en la planta, pero no debe

hacerlo ante las sobretensiones que aparecen posteriores a una reaceleración importantes, y antes que

el regulador de tensión pueda llegar a estabilizar la misma, especialmente durante un paso a isla.

Figura 10. Esquema de conexionado del relé 59G1.


101

Cálculo del relé 59G de protección de sobretensión del generador.

Dónde:

T1: Tiempo operativo CURVA #1 (Característica tensión – tensión).

K: Factor tiempo.

V1: Tensión de secuencia positiva (fase-fase).

Vpu: Captación de sobretensión.

V1pu: Captación de sobretensión instantánea.

Tiempo de reinicialización: Reinicialización lineal (1,4 segundos máximo).

Esta función debe fijarse con margen de seguridad por debajo de la capacidad de sobretensión del

equipo protegido. La función 59 puede dar soporte a la función 24 T.

Fijar Vpu = 1,1* CTa = 1,1 * 110 = 121 voltios.

Para determinar el factor de tiempo K (suponiendo que se utilice la curva #1), se utilizará un tiempo

operativo de alrededor de 45 segundos a un 115% de la tensión de captación.

Tensión (V) = 1,15* 121 = 139.15 V.

Cabe la posibilidad de complementar el ajuste del relé 59G con otra configuración para una

temporización más rápida ante sobretensiones anormalmente rápidas.

El ajuste debe ser superior a la máxima sobretensión que aparecería ante un rechazo de carga total, tal

como una apertura intempestiva del transformador estando el generador generado su potencia

nominal.


102

T2: Tiempo operativo para Curva #2 (la característica de la curva opcional #2 es de tiempo definido

suministrando el tiempo operativo a K segundos si V1 > Vpu).

Vpu = 121 Voltios.

Se ajustará el relé al 130% de la tensión nominal en bornes del secundario del transformador de tensión.

Tensión (V) = 1,30* 121 = 143 V y un tiempo K de 0.75 segundos.


103

2.6.8. Relé 40. Pérdida de excitación.


El fin de esta protección es desconectar la unidad si falla la excitación (por ejemplo a causa de un corte

del circuito de excitación), que podría resultar en un estado de funcionamiento asincrónico. Debe

evitarse un estado de funcionamiento tal, ya que da lugar a sobretensiones y corrientes inducidas, que

pueden dañar al generador.

Cuando la excitación de un generador síncrono falla, la fuerza electromotriz interna decrece. Esto se

debe a que la salida de potencia activa de la máquina falla y aumenta el nivel de la potencia reactiva.

Trabajando como generador asíncrono, éste toma de la red la potencia reactiva necesaria para

establecer el campo magnético. Si esta potencia reactiva puede ser aportada sin provocar excesivas

caídas de tensión, esta situación no será detectada por los relés de sobreintensidad, subtensión y

sobrevelocidad.

El relé ha de detectar a través de la medición de la tensión e intensidad en bornes del generador, el

valor de la impedancia, que, comparada con la ajustada por el relé, puede detectar la pérdida de

excitación.

Figura 11. Diagrama de reglaje del relé de pérdida de excitación.


104

Cálculo del relé 40 de pérdida de excitación.

Este sistema de protección es un relé de impedancia capacitiva que utiliza la imagen de la tensión y la

corriente del estator. El área de protección del relé esta diseñada para impedir los puntos de operación

situados en el diagrama circular de BLONDEL que corresponde al estado de funcionamiento asincrónico.

El relé es diseñado con una característica circular que debe rodear el círculo BLONDEL cuyo diámetro es

AB. El tarado del relé determina los puntos C y D a ambos lados de AB.

El circulo BLONDEL es determinado por las reactancias del generador: A corresponde a Xd y B

corresponde a X’d.

Xd: reactancia sincrónica: 240% por fase

X’d: reactancia transientes: 23% por fase

Estos datos se dan en % de la impedancia de la unidad Zu = U2/s = 112/46,8 = 2.585 Ω.

Xd = 2.4 X 2.585 = 6.2 Ω; X`d= 0.23 X 2.585 = 0.6 Ω

KTI= 3000/1; KTP = 11000/100

Reglaje del relé.

Los tarados son ajustables en la parte delantera por dos puentes en las escalas Xm y Φ que determinan

los puntos C y D como se indica en el diagrama de impedancia.

Para calcular las reactancias Xm y Φ al secundario del transformador antes hemos de saber los valores

de las reactancias del generador Xd y X’d al secundario del transformador.

Luego:

Xds = 6.2*3000/110 = 169 Ω (punto A).

Xds = 0.6*3000/110 = 16.36 Ω (punto B).

Ahora es fácil seleccionar los puntos de referencias que dan el círculo CD alrededor del círculo AB:

Xm < X’ds, por tanto Xm < 16.36.

Enchufe disponible: Xm: 12.5.

Φ > (Xds – Xm), por tanto Φ > 169 – 12,5 = 156.5 Ω.

Enchufe disponible: Φ: 160.


105

2.6.9. Relé 27. Mínima tensión.


El relé de subtensión tiene por objeto desconectar al generador si en sus bornes existe un valor de

tensión inferior al normal durante un periodo prolongado. En este sentido esta protección es un

respaldo de los relés de sobreintensidad y/o mínima impedancia.

En caso de generadores que alimentan un sistema industrial, que normalmente es suministrado desde

un sistema eléctrico público, debería tener los ajustes de protección de sobreintensidad del sistema por

encima de los niveles máximos de intensidad de carga del sistema con el suministro normal disponible.

Si falla el suministro público, la producción del generador podría alimentar el sistema completo.

Este relé detecta la mínima tensión y habilita un temporizador que desconecta al generador si la tensión

no se ha recuperado durante ese tiempo.

Este relé no debe disparar para los siguientes casos:

Faltas externas eliminadas por protecciones propias.

Faltas externas que ocasionen un paso a isla. Este tipo de faltas suelen durar como máximo 3

segundos, por lo tanto el relé de mínima tensión estará ajustado a más de 3 segundos.

Faltas internas despejadas en tiempos de la protección principal o de respaldo.

Figura 12. Esquema de conexionado del relé 27.


106

Cálculo del relé 27 de mínima tensión.

T2: Tiempo operativo para Curva #2 (la característica de la curva opcional #2 es de tiempo definido

suministrando el tiempo operativo a K segundos si V1 < Vpu)

Vsec trafo medida = 110 Voltios.

Se ajustará el relé al 90% de la tensión nominal en bornes del secundario del transformador de tensión.

Tensión (V) = 0,90* 110 = 99 V y un tiempo definido de 3 segundos.


107

2.6.10. Relé 21. Mínima impedancia.


Este relé es una protección de respaldo del generador tanto para faltas internas como externas.

Para faltas internas actúa como respaldo del diferencial del generador (faltas entre fases) o el de

sobreintensidad homopolar (faltas a tierra).

Para faltas externas actúa como respaldo de todo el resto de protecciones del transformador y la red,

evitando que el generador quede acoplado si la falta no es eliminada.

El relé de mínima impedancia actúa tanto si la corriente de falta es inferior a la corriente nominal, como

puede ocurrir en el caso de generadores si la falta es persistente. Este relé mide la tensión en bornes y la

corriente en cada una de las fases y manda disparo temporizado cuando el cociente U/I es menor que

un cierto valor.

Figura 13. Configuración del relé 21 de mínima impedancia.


108

Cálculos del relé 21 de mínima impedancia.

Normalmente se ajusta a la mitad o un tercio de la impedancia que puede ver el generador en

terminales para la potencia nominal.

En este caso:

Sn = 53.1 MVA

Un = 11 KV

Z = 112 KV / 53.1 MVA = 2,27 Ohmios en el primario.

Los transformadores de tension e intensidad, marcaran en el secundario una impedancia proporcional a

su relacion de transformación.

El ajuste de los valores de impedancia a la mitad y un tercio del valor de la impedancia corresponde a:


109

2.6.11. Relé 51G. Protección sobreintensidad generador.


El sistema de protección contra sobrecorrientes es un relé que detecta las corrientes en las tres fases del

estator. El circuito de desconexión produce los mismos disparos a dos niveles muy diferentes. Aquí se

utiliza como un sistema de protección contra sobrecarga para impedir un aumento en la temperatura

del estator, mientras que permite el flujo de los topes de las corrientes. Este relé funciona como sistema

de protección contra cortocircuitos, facilitando una desconexión rápida si la corriente sobrepasa el

umbral Is.

Ajuste: 1.10 A – Temporización 4 segundos.

Ajuste: 3,3 A – Temporización 1 segundo.

Acciones.

- Disparo del disyuntor de grupo.

- Disparo del disyuntor de excitación.

Figura 14. Configuración del relé 51G de sobreintensidad.


110

Cálculo del relé 51G de sobreintensidad del generador.

Siendo:

I: Intensidad de paso.

Ia: Intensidad de arranque.

T: tiempo en segundos.

Los valores de K y n para cada familia de curva son:

N.I.: Normal inversa (K = 0.14 y N = 0.02)

M.I.: Muy Inversa (K=13.5 y n=1).

E.I.: Extremadamente Inversa (K=72 y n=2).

A la curva 10 le corresponde los tiempos nominales a los

cuales se refieren el resto de curvas. Los tiempos de la

curva 1 son el 10% de la curva 1, los tiempos de la curva 2

son el 20% de la curva superior.

Elegiremos la curva normal inversa 1.


111

3. Anexos de aplicación en el ámbito del proyecto.

3.1. Organización del mantenimiento preventivo.

3.1.1. Mantenimiento preventivo.

3.1.1.1. Mantenimiento sistemático frente a las técnicas predictivas.

El mantenimiento predictivo es un tipo de mantenimiento que relaciona una variable física con el

desgaste o estado de una máquina. El mantenimiento predictivo se basa en la medición, seguimiento y

monitoreo de parámetros y condiciones operativas de un equipo o instalación. A tal efecto, se definen y

gestionan valores de pre-alarma y de actuación de todos aquellos parámetros que se considera

necesario medir y gestionar.

La información más importante que arroja este tipo de seguimiento de los equipos es la tendencia de los

valores, ya que es la que permitirá calcular o prever, con cierto margen de error, cuando un equipo

fallará; por ese el motivo se denominan técnicas predictivas.

En la figura 1 se indica la gráfica de un valor de vibración correspondiente a un cojinete, y que presenta

un tendencia alcista. Cuando se alcanza un determinado valor es conveniente reemplazar el cojinete. Si

no se realiza, el cojinete terminará fallando

Figura 15. Tendencia de un valor de amplitud de vibración en un cojinete.

Frente al mantenimiento sistemático tiene la ventaja indudable de que en la mayoría de las ocasiones

no es necesario realizar grandes desmontajes, y en muchos casos ni siquiera pararla. Si tras la inspección

se aprecia algo irregular se propone o se programa una intervención. Además de prever el fallo

catastrófico de una pieza, y por tanto, pudiendo anticiparse a éste, las técnicas de mantenimiento

predictivo ofrecen una ventaja adicional: la compra de repuestos se realiza cuando se necesita,

eliminando pues stocks (capital inmovilizado).


112

Las técnicas predictivas que habitualmente se emplean en la industria y en el mantenimiento de

edificios son las siguientes:

Análisis de vibraciones.

Boroscopias.

Termografías.

Análisis de aceites.

Control de espesores en equipos estáticos.

Inspecciones visuales.

Lectura de indicadores.

La razón fundamental por la que el mantenimiento predictivo ha tenido un notable desarrollo en los

últimos tiempos hay que buscarla en un error cometido tradicionalmente por los ingenieros de

mantenimiento para estimar la realización de tareas de mantenimiento de carácter preventivo: las

curvas de bañera. Representan la probabilidad de fallo frente al tiempo de uso de la máquina, y que se

suponían ciertas y lógicas, han resultado no corresponder con la mayoría de los elementos que

componen un equipo. En estas curvas se reconocían tres zonas:

Zona inicial, de baja fiabilidad, por averías infantiles.

Zona de fiabilidad estable, o zona de madurez del equipo.

Zona final, nuevamente de baja fiabilidad, o zona de envejecimiento.

Figura 16. Curva de bañera. Probabilidad de fallo frente al tiempo.

Como se daba por cierta esta curva para cualquier equipo, se suponía que transcurrido un tiempo (la

vida útil del equipo), éste alcanzaría su etapa de envejecimiento, en el que la fiabilidad disminuiría

mucho, y por tanto, la probabilidad de fallo aumentaría en igual proporción.


113

De esta manera, para alargar la vida útil del equipo y mantener controlada su probabilidad de fallo era

conveniente realizar una serie de tareas en la zona de envejecimiento, algo parecido a un ‘lifting’, para

que la fiabilidad aumentara.

La estadística ha demostrado que, tras estudiar el comportamiento de los equipos en una planta

industrial, el ciclo de vida de la mayoría de los equipos no se corresponde únicamente con la curva de

bañera, sino que se diferencian 6 tipos de curvas, que se indican en la figura 7.3.

Curiosamente, la mayor parte de los elementos que constituyen los equipos no se comportan siguiendo

la curva A o ‘curva de bañera’.

Los equipos complejos se comportan siguiendo el modelo E, en el que la probabilidad de fallo es

constante a lo largo de su vida, y el modelo F, en el que tras una etapa inicial con una mayor

probabilidad de fallo infantil, la probabilidad de fallo se estabiliza y permanece constante.

Eso hace que no sea identificable un momento en el que realizar una revisión sistemática del equipo,

con la sustitución de determinadas piezas, ante la imposibilidad de determinar cuál es el momento

ideal, pues la probabilidad de fallo permanece constante.

Incluso, puede ser contraproducente si curva de probabilidad sigue el modelo F, pues estaríamos

introduciendo mayor probabilidad de fallo infantil al sustituir determinadas piezas.

Figura 17. Diferentes curvas de probabilidad de fallo frente al tiempo.

Por todo ello, muchas plantas industriales prefieren abandonar la idea de un mantenimiento sistemático

para una buena parte de los equipos que la componen, por ineficaz y por representar un coste fijo

elevado y poco justificado; en cambio, ha preferido recurrir a las diversas técnicas de mantenimiento

condicional o predictivo como alternativa al mantenimiento preventivo sistemático.

Los tres objetivos al realizar el seguimiento de una variable física.

Cuando se monitoriza una variable física relacionada con el estado de la máquina, se buscan alguno de

los siguientes cuatro objetivos: vigilancia, protección, diagnóstico y pronóstico.


114

Vigilancia. Cuando se mide una variable física con este objetivo se busca que la técnica predictiva

empleada indique la existencia de un problema. Debe distinguir entre condición buena o mala para

funcionar, e incluso, si es mala, indicar cuán mala es. Es el caso de la monitorización en continuo de

las vibraciones de una turbina de vapor, por ejemplo.

Protección. Su objetivo es evitar fallas catastróficas. Una máquina está protegida, si cuando los

valores que indican su condición llegan a valores considerados peligrosos, la máquina se detiene

automáticamente.

Diagnóstico de fallos. Su objetivo es identificar cuál es el problema específico que presenta el

equipo, no sólo si existe un problema o no.

Pronóstico. El objetivo es estimar cuánto tiempo más podría funcionar la máquina sin riesgo de un

fallo catastrófico.

3.1.1.2. ¿Es el mantenimiento predictivo algo realmente útil y práctico?

Pero ¿es el mantenimiento predictivo una elucubración mental, el capricho de un técnico que deseoso

de jugar con una herramienta de alta tecnología o realmente tiene alguna aplicación práctica en un

entorno industrial real?

Probablemente, quien así lo plantea está pensando únicamente en el análisis de vibraciones. El precio

de los equipos, la baja preparación de muchos técnicos, las dificultades de formación y lo complicado

que resulta el análisis de los resultados a la hora de tomar decisiones basadas en éstos, han creado una

mala fama a dicha técnica, que ha lastrado la imagen del mantenimiento predictivo.

Y no es que el análisis de vibraciones no sea una técnica soberbia sobre el papel. Simplemente, es que es

complicada. Son tantas variables las que hay que tener en cuenta que hay que ser un gran experto para

sacar conclusiones válidas, conclusiones fiables, que por ejemplo nos hagan tomar la decisión de abrir

una máquina cara y cambiar sus rodamientos, o alinear, o rectificar un eje.

¿Pero el mantenimiento predictivo es únicamente análisis de vibraciones? Por supuesto que no. No es lo

mismo cuestionarse el análisis de vibraciones como técnica fiable que el mantenimiento predictivo en

general.

Recordemos que el alma del mantenimiento predictivo es, precisamente, la predicción. Se basa en tratar

de predecir el estado de una máquina relacionándolo con una variable física de fácil medición. Por

tanto, parece que el mantenimiento predictivo no es sólo el análisis de vibraciones. ¿Y qué variables

físicas podemos relacionar con el desgaste? Muchas: la temperatura, la presión, la composición

fisicoquímica de un aceite de lubricación, etc. Hasta el aspecto físico de una máquina puede relacionarse

con su estado.

Así, tomar lectura de la presión de descarga de una bomba, y ver su evolución en el tiempo nos puede

dar una idea del estado de ésta (posibles obstrucciones en la admisión, estado del rodete). Tomar la

temperatura de los rodamientos de un motor diariamente es también mantenimiento predictivo, por

ejemplo.


115

Pueden establecerse en dos categorías relacionadas con las tareas de mantenimiento predictivo: las

técnicas sencillas, de fácil realización, y las técnicas que requieren de ciertos conocimientos y equipos

sofisticados. Dentro de las primeras estarían las inspecciones visuales de los equipos, las tomas de datos

con instrumentación instalada de forma permanente (termómetros, manómetros, caudalímetros,

medidas de desplazamiento o vibración, etc.). Estas técnicas rara vez se subcontratan por sí solas, a no

ser que estas comprobaciones entren dentro de un contrato de mantenimiento mucho más amplio (un

contrato de mantenimiento integral, por ejemplo).

Dentro de técnicas complejas destacan cinco: las boroscopias, los análisis de vibraciones, las

termografías, los análisis de aceite y el análisis por ultrasonido. Estas requieren de conocimientos

profundos y de equipos sofisticados que además es necesario mantener actualizados, y de los que las

empresas cliente no suelen disponer.

Las boroscopias requieren del manejo de un equipo óptico sencillo, pero una formación profunda acerca

de lo que se desea observar. Parece obvio que introducir una pequeña cámara o lente en el interior de

un gran motor de combustión para observar el estado de las camisas es más útil que abrir el motor. Si

hablamos de turbinas de gas o de vapor, todavía es mucho más obvio.

Al margen de que se disponga o no del equipo óptico, la formación necesaria sobre la máquina que se

está observando, y cómo se identifica un fallo o un comportamiento anormal en una superficie del

interior de una máquina es generalmente muy alta.

Sobre los análisis de aceites, necesitan de un laboratorio bien equipado, y de químicos que interpreten

sus resultados. Es un servicio que generalmente se pone en manos de un laboratorio externo, aunque

hay que tener en cuenta que el suministrador del aceite suele prestar de forma gratuita este servicio.

Sobre el análisis de vibraciones, los equipos son caros y requieren de una formación realmente

profunda. Aún así, la interpretación de los resultados no resulta sencilla, y tomar la decisión de

programar una intervención cara o una sustitución de un elemento basándose únicamente en la

interpretación de los gráficos resultantes no suele ser sencillo.

Sobre termografías y mediciones termométricas, los equipos han bajado mucho de precio. La formación

es mucho más sencilla, ya que los defectos y fallas se ponen de manifiesto de una manera muy visual.

Por tanto, es una técnica que rara vez se externaliza, por el precio bajo de los equipos y la facilidad para

recibir la formación necesaria, a no ser que el servicio esté incluido dentro de un contrato de

mantenimiento mucho más amplio.

La medición de espesores en equipos estáticos por ultrasonidos o por corrientes de Edison es otra

técnica de aplicación en plantas industriales que lo requieran y que habitualmente se pone en manos de

un contratista especializado, por las razones ya descritas (precio de los equipos y formación

especializada de los técnicos).

Evolución del valor medido.

Es importante indicar que en la obtención de los valores obtenidos cuando se aplican técnicas

predictivas y las conclusiones que se obtienen es muy importante el histórico de esos valores y su

evolución. Eso quiere decir que para que estas técnicas puedan arrojar resultados efectivos hay que

tener en cuenta no sólo el valor actual, sino las variaciones que se van produciendo en estos valores.


116

Por tanto, cuando se contratan estos trabajos es conveniente hacerlo por un largo periodo de tiempo,

con visitas periódicas y análisis de la evolución de los valores, y no para una inspección puntual.

Equilibrio técnico – económico y la información.

Cuando se contratan este tipo de trabajos, es el especialista en vibraciones quien hace la propuesta

técnicamente idónea para los equipos a medir. Por supuesto, no se puede obviar que como en todas las

áreas de una empresa, siempre se debe buscar el equilibrio entre costes y resultados, por lo que la

propuesta técnicamente idónea, suele estar alejada de la económicamente idónea.

Por ello es importante ofrecer a la empresa que prestará el servicio información sobre:

Importancia y criticidad de los equipos dentro del proceso. Este es un factor determinante para

realizar un tipo de análisis u otro (o no hacerlo), e incluso para determinar el número de puntos a

medir, y la cantidad de veces a hacerlo.

Tipos de averías que se intentan evitar. A la hora de analizar un equipo, ayuda a simplificar el hecho

de que haya un tipo de avería que deba evitarse a toda costa, y otros tipos de fallo que no sean tan

importantes; eso nos permitirá enfocar la técnica en una dirección que verdaderamente pueda

ofrecer resultados.

Riesgos a eliminar frente a riesgos a evitar. Ligado al punto anterior, se puede crear un listado con

los riesgos asumibles por parte de la planta, y los que se desean eliminar por completo. Por ejemplo,

se puede pretender eliminar por completo una desalineación en una transmisión por correas en una

planta donde un excesivo calentamiento de estas puede poner en peligro las instalaciones o a

personas, y en otra planta con el mismo equipo, ser un tipo de avería perfectamente asumible.

Y por supuesto siempre debe suministrarse al técnico información genérica sobre el equipo:

Información técnica del equipo.

Información histórica.

Y durante las mediciones, información sobre modificaciones realizadas en el equipo, averías,

preventivos o cualquier tipo de anomalía que haya sido detectada en la máquina.

3.1.1.3. Justificación económica.

En el apartado anterior se hablaba sobre la necesidad de una justificación económica para aplicar este

tipo de herramientas, pues no hay que olvidar que son tecnologías que utilizan equipos caros y

requieren de personalmente altamente capacitado, con remuneraciones que afectan los costes de

cualquier operación.


117

Los factores que hay que considerar para justificar si económicamente una técnica determinada es

viable son los siguientes:

Valor de compra del equipo. Sin ser necesario el uso explícito de ejemplos numéricos, el valor de

compra del equipo, siempre será un referente a utilizar como comparación. Por supuesto es difícil

establecer un límite para ello, el sentido común dirá cuán representativo es el porcentaje que resulta

del coste de uso de la herramienta respecto del valor de la máquina.

Averías históricas. El tener un histórico de reparaciones de una máquina, siempre permitirá

encontrar un valor para comparar, respecto al valor de usar de la herramienta predictiva,

entendiendo que ese coste de reparación es lo que se pretende evitar o reducir con la aplicación

continuada de las técnicas predictivas.

Valor de una avería/urgencia. Como ya se ha dicho, este tipo de herramientas permite prever

cuando será necesaria la intervención del equipo de mantenimiento. Esto permite:

Eliminar costes del stock de recambios.

Eliminar costes de esperas de recambios no disponibles en el momento de la avería.

Gestionar con tiempo la compra de recambios (precios, plazos de entrega, etc.).

Valor de un paro productivo. Este suele ser un factor determinante a la hora de justificar el uso de

una herramienta predictiva.

3.1.1.4. El mantenimiento predictivo como sustituto completo del mantenimiento sistemático

Es indudable que enfocar la actividad de mantenimiento hacia el predictivo ha supuesto un avance, y

representa una alternativa al preventivo sistemático o al correctivo.

No obstante, afirmar que el predictivo puede sustituir completamente al mantenimiento sistemático es,

cuando menos, bastante arriesgado. Afirmar eso tiene tan poco rigor como afirmar que todos los

equipos hay que llevarlos a correctivo o en todos los equipos hay que hacer un mantenimiento

sistemático.

Imaginemos el caso de un equipo que debe funcionar 8760 horas al año. ¿Seguro que el predictivo es la

alternativa? Imaginemos una turbina de gas de gran tamaño. El objetivo de disponibilidad es muy alto,

por encima del 95%. Si hoy detectamos vibraciones y paramos para solucionarlo, mañana detectamos

problemas en el aceite y paramos para solucionarlo, hacemos una boroscopia y hay problemas en un

álabe, y abrimos la turbina (1 mes) para solucionarlo, otro día la bomba de lubricación tiene una

temperatura alta en un rodamiento, y paramos, poco después detectamos con termografía un problema

en el alternador o en el transformador, y paramos...

¿Sería posible conseguir más de un 95% de disponibilidad, que es por cierto una cifra muy habitual en

ese sector?


118

La respuesta es no. En instalaciones que requieren de una altísima disponibilidad el mantenimiento no

puede basarse únicamente en predictivo. Es imprescindible basarlo en un mantenimiento sistemático,

de forma que una vez al año haya una parada de mantenimiento en la que se revisen determinados

equipos, cada 2-4 años se sustituyen sistemáticamente los elementos de desgaste, se trata el aceite, se

revisa la instalación eléctrica de forma exhaustiva, etc. Además de eso, durante el tiempo de

funcionamiento la planta va a estar muy vigilada de forma predictiva, realizándose boroscópicas,

termografías, análisis de vibraciones, de aceite, medición de espesores, etc. Y si se detecta un problema,

será una gran desgracia y habrá que parar. Pero si el sistemático se hace correctamente, el diseño de la

instalación y la selección de equipos es apropiada, el preventivo sistemático suele dar un resultado

estupendo, que el predictivo por sí solo sería incapaz de ofrecer.

Hay equipos, además, que se llevan a correctivo, sin más. Es el caso de equipos duplicados de bajo coste

y poca responsabilidad. No merece la pena hacer termografías, análisis de vibraciones, análisis

amperimétricos, análisis de aceite. Si se rompe se repara, y ya está. Se observa el equipo, se mantiene

limpio y engrasado, eso sí, pero poco más.

Todo esto indica que las técnicas predictivas no son herramientas generalistas, y como se subrayó al

hablar de economía y información, se aplicará siempre que un equipo lo justifique económicamente, o

sea, en aquellos equipos cuyos fallos sean catalogados como críticos o importantes en una planta. Por

tanto, aún siendo las técnicas predictivas de gran importancia y que han supuesto un paso adelante en

el mundo del mantenimiento, no es posible afirmar que todo el mantenimiento de cualquier planta

industrial deba basarse en tareas condicionales dependiendo del resultado de las inspecciones

predictivas.

La calidad de los equipos cuando se ofrecen servicios de mantenimiento predictivo.

Un contrato de servicios de mantenimiento predictivo suele tener un coste alto, por que los

conocimientos son muy especializados y porque los equipos que se emplean son caros.

Cualquier empresa que ofrezca servicios de mantenimiento predictivo debe contar con la mejor

herramienta disponible en el mercado. Eso supone:

Tener las herramientas actualizadas, que deben reponerse y amortizarse en plazos cortos,

generalmente inferiores a dos años. En ese tiempo la tecnología suele haber dado avances muy

significativos que hacen que una empresa que no haya actualizado sus equipos tenga medios

obsoletos.

Tener un conocimiento muy exhaustivo de esa herramienta y de sus posibilidades.

Así, una empresa no puede ofrecer servicios de termografía infrarroja si no dispone de una cámara con

resolución superior a 200x200 pixel; o no puede ofrecer servicios de análisis de vibraciones si no dispone

de los mejores sensores, el mejor equipo y el mejor software de análisis; tampoco puede ofrecer

servicios de boroscopia una empresa con una máquina de observación sin posibilidad de registro de las

imágenes.


119

Por tanto, hay que distinguir claramente entre los equipos para mantenimiento que pueden formar

parte de la herramienta de un departamento y los equipos que deben tener las empresas que ofrezcan

servicios de mantenimiento predictivo.

El informe tras una inspección predictiva.

El cliente, en realidad, contrata un servicio de mantenimiento predictivo para obtener un informe que

detalle el estado exacto en que se encuentra su equipo. Hay que tener en cuenta que la mayor parte de

las técnicas predictivas son técnicas que evalúan la evolución de una máquina, por lo que no es

conveniente ni práctico contratar un servicio de inspección predictiva para una sola medida puntual,

sino que es conveniente que pueda estudiarse la evolución en el tiempo. Las conclusiones del informe

tendrán mayor rigor y validez si analizan esta evolución.

Este informe y sus conclusiones deben ser precisos y exactos. No debe contemplar vaguedades o dibujar

una situación de forma imprecisa. Un buen informe debería reflejar todos los hallazgos de

funcionamiento incorrecto encontrados, sus causas y qué debe hacer el cliente para corregirlo.

Así, un mal informe detallaría:

Que una máquina presenta, por ejemplo, un nivel de vibraciones superior al aceptable.

Que hay que parar la máquina y revisarla.

En cambio, un buen informe indicaría lo siguiente:

Que en un punto determinado, el nivel de vibraciones es alto.

Cuál ha sido la evolución de ese parámetro en las últimas mediciones efectuadas.

Cuáles son las posibles causas que pueden provocar esa situación.

A la vista de los datos estudiados, cuál es la causa exacta, de entre las expuestas, que se corresponde

con las observaciones y medidas obtenidas, descartando el resto.

Qué debe hacer el cliente para corregirla.

En la medida de lo posible, los informes que presenta una empresa contratista deben ser realizados por

un analista experto, y no debe confiarse en los análisis automáticos que hacen determinados equipos,

por muy buen software que posea el equipo. Las empresas que carecen de los equipos adecuados, de

los analistas experimentados y que entregan informes imprecisos o incorrectos acaban perdiendo sus

contratos, y lo que es peor, hacen que la confianza que tengan los clientes y los técnicos en las técnicas

de mantenimiento predictivo queden mermadas.


120

La importancia de llevar a la práctica las conclusiones de los informes.

Las técnicas de mantenimiento predictivo, contrariamente a lo que muchos piensan, no mantienen una

planta industrial. Sólo señalan una serie de anomalías que es necesario corregir. Por supuesto, si

después los hallazgos que se realizan gracias a la aplicación de estas técnicas no se corrigen, no se llevan

a la práctica los resultados de los informes, estas técnicas no tienen ninguna utilidad.

Esto es obvio, y puede parecer un comentario absurdo y vacío. Pero la realidad demuestra como en

muchas ocasiones se contrata un servicio de mantenimiento predictivo o se compran las herramientas y

se forma a los especialistas, se realizan las mediciones en los equipos que se van a vigilar y después las

conclusiones que se obtienen no se llevan a la práctica. En demasiadas ocasiones se identifica un

rodamiento en mal estado, un embarrado con una temperatura excesiva, un defecto en un álabe, un

contaminante en un aceite que indica un fallo en un cojinete, etc.

El especialista determina que hay que llevar a cabo una determinada intervención, lo refleja así en su

informe y ésta nunca se produce. Si no se tiene intención de llevar a la práctica las conclusiones de los

informes, es más interesante no aplicar estas técnicas.

Para facilitar la puesta en práctica de las conclusiones es necesario, desde luego:

Tener la firme voluntad de hacerlo.

Tener confianza en la valoración que realiza el técnico. Por ello, una vez más es necesario destacar

que los especialistas que llevan a cabo las mediciones predictivas deben estar muy formados en la

técnica que están aplicando, para poder fundamentar sus conclusiones y generar confianza en el

responsable de mantenimiento o en quien deba tomar la decisión para realizar una intervención en

un equipo.

Realizar informes claros y precisos, sin vaguedades, sin múltiples opciones que puedan ser causantes

los mismos efectos (lo que supone que podrían ser diferentes actuaciones las que se proponen, y

que por tanto dificulta la decisión a tomar) y bien fundamentados. Así, un informe no podría indicar

que un problema de vibraciones puede ser debido a desalineamiento, desequilibrio o excentricidad

del eje: debe indicar cuál es el problema y fundamentarlo correctamente.


121

3.1.2. Análisis de vibraciones.

Esta técnica del mantenimiento predictivo se basa en la detección de fallos en equipos rotativos

principalmente, a través del estudio de los niveles de vibración. El objetivo final es obtener la

representación del espectro de las vibraciones de un equipo en funcionamiento para su posterior

análisis.

Para aplicarla de forma efectiva y obtener conclusiones representativas y válidas, es necesario conocer

determinados datos de la máquina como son la velocidad de giro, el tipo de cojinetes, de correas,

número de alabes o de palas, etc., y elegir los puntos adecuados de medida. También es necesario

seleccionar el analizador más adecuado a los equipos existentes en la planta. Existen dos técnicas

diferentes:

Medición de la amplitud de la vibración: Da un valor global del desplazamiento o velocidad de la

vibración. Cuando la vibración sobrepasa el valor preestablecido el equipo debe ser revisado.

Únicamente informa de que hay un problema en el equipo, sin poderse determinar por esta técnica

donde está el problema.

Análisis del espectro de vibración: La vibración se descompone según su frecuencia. Analizando el

nivel de vibración en cada una de las frecuencias se puede determinar la causa de la anomalía. En

este caso el equipo se compone de 4 elementos:

Ordenador PC, normalmente portátil, en el que se almacenan las señales.

Interface entre el sensor de vibración y el ordenador, o tarjeta de adquisición de datos.

Elemento sensor, que es el captador de la vibración.

Software de análisis, capaz de realizar la descomposición de las señales y su representación

gráfica, e incluso en algunos casos y en base a un sistema experto (que acumula la experiencia

práctica del análisis de la compañía que lo desarrolla) es capaz de dar un primer diagnóstico del

estado de la máquina.

En general, en los equipos rotativos se admite la presencia de algunas componentes de frecuencia en los

espectros, siempre que no se observen armónicas o variaciones en el tiempo. Así, siempre es admisible

la observación de un pico de vibración a la velocidad de rotación de la máquina (1xRPM) debido a

desequilibrio, dado que la distribución de pesos a lo largo del eje de rotación nunca es absolutamente

perfecta. También estará siempre presente la frecuencia de engranajes (es decir, si una caja reductora

tiene 20 piñones, siempre se detectará un pico de vibración a 20xRPM, 20 veces la velocidad de giro), o

la frecuencia de paso de álabes (un ventilador con 8 aspas presentará un pico de vibración a 8xRPM).

En el caso de generadores, siempre se detectan picos correspondientes a fenómenos

electromagnéticos, que dependen de la frecuencia de la red eléctrica y del número de polos del

generador; así, es frecuente observar en estos equipos picos a 1.500 RPM (o 25 Hertzios), 3.000 RPM (50

Hertzios), 6.000 RPM, etc.


122

La presencia de otras componentes de frecuencias como por ejemplo las relacionadas con torbellinos de

aceite, frecuencias de paso de bolas de rodamientos, incluso la detección de ruido audible deben

constituir motivo de preocupación, y por supuesto deben ser observadas e investigadas de forma

sistemática, y una vez analizada la causa que las provoca, debe ser corregida.

Figura 18. Analizador de vibraciones.

Parámetros de las vibraciones

Los parámetros que definen la vibración son los siguientes:

Frecuencia: Es el tiempo necesario para completar un ciclo vibratorio. En los análisis de vibración se

usan los CPM (ciclos por segundo) o HZ (hercios).

Desplazamiento: Es la distancia total que describe el elemento vibrante, desde un extremo al otro

de su movimiento. Es una cantidad vectorial que describe el cambio de posición de un cuerpo o

partícula respecto a un sistema de referencia.

Velocidad: Es un valor relacionado con los parámetros anteriores. Es un vector que especifica la

derivada del desplazamiento en el tiempo.

Aceleración: Es un vector que especifica la derivada de la velocidad en el tiempo.

Dirección: Las vibraciones pueden producirse en 3 direcciones lineales y 3 rotacionales.


123

Fallos detectables por vibraciones en máquinas rotativas.

Los fallos que pueden detectarse mediante el análisis de vibraciones son los siguientes:

Desequilibrios: Es el fallo más habitual, y podría decirse que en torno al 40% de los fallos por

vibraciones que se detectan en máquinas rotativas se deben a esta causa. Las tablas de severidad

que se manejan habitualmente, y que expresan el grado de gravedad de una vibración, se refieren

exclusivamente a vibración por desequilibrio. Cuando se presenta una distribución de pesos anormal

en torno al eje de rotación se aprecia en la gráfica del análisis espectral una elevación de la velocidad

de vibración a la frecuencia equivalente a la velocidad de rotación, como la que se aprecia en la

figura adjunta.

Figura 19. Espectro típico de una máquina rotativa desequilibrada con un solo pico de vibración.

Puede verse un único pico de vibración, que corresponde a la velocidad de rotación (la máquina gira

a 1.500 RPM, la misma frecuencia a la que presenta el pico). El desequilibrio que se aprecia es

admisible, teniendo en cuenta la tabla de severidad, pero será necesario observar su evolución.

El desequilibrio es un problema resoluble, modificando o reparando los elementos que causan la

incorrecta distribución de pesos (falta de algún elemento, distribución de pesos de forma

homogénea, eliminación de residuos incrustados en los elementos móviles, deformaciones, roturas,

etc.), o añadiendo unas pesas de equilibrado en los puntos adecuados que equilibren esta

distribución.

Eje curvado: Es una forma de desequilibrio, pero que en este caso no tiene solución por equilibrado.

En este caso, se detecta la primera armónica (1xRPM) y se ve claramente la segunda.

Desalineamiento: Es una fuente de vibración fácilmente corregible, y causa más del 30% de los

problemas de vibración que se detectan en la industria.


124

Es importante alinear los equipos al instalarlos, comprobar la alineación cada cierto tiempo

(anualmente, por ejemplo) y realizarla siempre que se intervenga en el equipo. Hay que tener en

cuenta que existen ciertas tolerancias al desalineamiento, y que no es necesario que este sea

absolutamente perfecto. Cada máquina y cada fabricante suelen aportar la tolerancia en el

alineamiento. También es importante tener en cuenta que el hecho de disponer de acoplamientos

flexibles no elimina la necesidad de alinear los equipos: la mayoría de los fabricantes recomienda

alinear estos acoplamientos con el mismo cuidado y exactitud que si fueran acoplamientos rígidos.

Las siguientes referencias pueden ser útiles a la hora de estudiar el espectro de vibración:

Si las tres primeras armónicas son significativas en las mediciones efectuadas en la dirección

radial horizontal, es muy posible que el desalineamiento sea del tipo paralelo y esté presente en

el plano vertical.


radial vertical, es muy posible que el desalineamiento sea del tipo paralelo y esté presente en el

plano horizontal.


axial, entonces es muy posible que el desalineamiento sea del tipo angular .

Si las tres primeras armónicas son significativas en las tres direcciones (radial horizontal, radial

vertical y axial) podemos afirmar que el alineamiento que presenta el equipo es un verdadero

desastre.

Es importante destacar que el nivel de vibración puede ser considerado bajo según la tabla de

severidad anterior, pero si están presentes esas tres armónicas posiblemente haya un problema de

desalineamiento que puede traducirse en una rotura, independientemente del nivel.

Problemas electromagnéticos: Los motores y alternadores, además de todos los problemas

asociados al resto de equipos rotativos, son susceptibles de sufrir toda una serie de problemas de

origen electromagnético, como son los siguientes: desplazamiento del centro magnético estator

respecto del centro del rotor; barras del rotor agrietadas o rotas; cortocircuito o fallos de

aislamiento en el enrollado del estator; o deformaciones térmicas. Suelen apreciarse picos a la

frecuencia de red (50 o 60 Hz), a la velocidad de rotación (1xRPM) y armónicos proporcionales al

número de polos.

También es fácil apreciar en los espectros la presencia de bandas laterales que acompañan a la

vibración principal. En general, tienen poca amplitud, por lo que suelen pasar desapercibidos. Es

necesaria gran experiencia para identificarlos y no confundirlos con otros problemas, como

desalineamiento, desequilibrio, etc.

Problemas de sujeción a bancada: Es otro de los problemas habituales en máquinas rotativas. Puede

manifestarse como mala sujeción general a la bancada, o como es más habitual, con uno de sus

apoyos mal fijado.


125

En este caso, se denomina ‘pedestal cojo’, y es un problema más frecuente de lo que pudiera

parecer. Se identifica en general por presentar altos niveles de vibración en la primera y segunda

armónica de la frecuencia de rotación (1XRPM y 2XRPM).

Es curioso que, cuando se presenta el problema, aflojando uno de los apoyos la vibración

DISMINUYE, en vez de aumentar. Ese suele ser uno de los principales indicativos de la presencia de

este problema.

Holguras excesivas: En ocasiones las tolerancias de holgura en la unión de elementos mecánicos de

la máquina han sido excedidas, o sencillamente, se han aflojado debido a la dinámica de operación

de la máquina.

Presenta las mismas frecuencias de vibración que el desalineamiento o el desequilibrio, pero cuando

se intenta alinear o equilibrar la máquina se observa que los niveles de vibración no disminuyen.

Mal estado de rodamientos y cojinetes: Los fallos en rodamientos y cojinetes se detectan en general

a frecuencias altas, por lo que son fácilmente identificables observando las vibraciones en el rango

alto, es decir, a frecuencias elevadas (20xRPM o más). Para su análisis es conveniente tener en

cuenta en número de elementos rodantes, el tipo (bolas, rodillos), etc.

Torbellinos de aceite: Es un problema curioso y de fácil detección por análisis. Tienen su origen en

una mala lubricación, que hace que la capa de lubricante varíe en espesor en el cojinete o

rodamiento, dando lugar a una vibración que en general se sitúa por debajo de la frecuencia de giro

de la máquina, y que suele aparecer típicamente a 0,5xRPM. Es muy frecuente que el fallo en la

lubricación tenga dos orígenes:

Alto contenido de agua en el aceite. Es sencillo comprobarlo, pues cuando este problema ocurre

el contenido en agua suele ser especialmente alto, por encima de 10%.

Mal estado de cojinetes, que provocan irregularidades en la capa de lubricante.

Resonancia: La resonancia está relacionada con la velocidad crítica y la frecuencia natural de la

máquina. A esa frecuencia, que es diferente para cada equipo, las vibraciones se ven amplificadas de

10 a 30 veces. En general, los fabricantes de máquinas rotativas garantizan que la velocidad crítica de

sus rotores sea suficientemente diferente de la velocidad de operación de éstos, por lo que es difícil

encontrar un problema de velocidad crítica en una máquina correctamente diseñada.


126

3.1.3. Termografía

La termografía como técnica predictiva.

Junto con el análisis de vibraciones detallado en el punto anterior, las técnicas termográficas son las

estrellas del mantenimiento predictivo. Las inspecciones termográficas se basan en que todo equipo y/o

elemento emite energía desde su superficie. Esta energía se emite en forma de ondas electromagnéticas

que viajan a la velocidad de la luz a través del aire o por cualquier otro medio de conducción. La

termografía infrarroja es la técnica de producir una imagen visible a partir de radiación infrarroja

invisible para el ojo humano, emitida por objetos de acuerdo a su temperatura superficial. La cámara

termográfica, como la mostrada en la figura 7.9, es la herramienta que realiza esta transformación.

Figura 20. Cámara termográfica.

La cantidad de energía está en relación directa con su temperatura. Cuanto más caliente está el objeto,

mayor cantidad de energía emite, y menor longitud de onda tiene esa energía. En general, esa emisión

se hace en longitudes de onda mayor que la correspondiente al color rojo, que es la mayor que es capaz

de captar el ojo humano. El espectro de emisión, es pues, infrarrojo y por tanto invisible. La cámara

termográfica permite “ver” esa energía, transformándola en imágenes visibles. La imagen producida por

una cámara infrarroja es llamada termografía o termograma.

Esta técnica, de haber sido asociada a costosas aplicaciones militares y científicas, se ha convertido en

una técnica común y con una gran cantidad de aplicaciones industriales. A través de imágenes térmicas

es posible "observar" el escape de energía de una tubería o edificio, detectar e impedir el fallo de un

circuito eléctrico o de un rodamiento. La termografía permite detectar, sin contacto físico con el

elemento bajo análisis, cualquier falla que se manifieste en un cambio de la temperatura, midiendo los

niveles de radiación dentro del espectro infrarrojo.

En general, un fallo electromecánico antes de producirse se manifiesta generando e intercambiando

calor. Este calor se traduce habitualmente en una elevación de temperatura que puede ser súbita, pero,

por lo general y dependiendo del objeto, se presenta de forma gradual, manifestando pequeñas

variaciones con el tiempo.

Si es posible detectar, comparar y determinar dicha variación, entonces se pueden detectar fallos que

comienzan a gestarse y que pueden producir en el futuro cercano o a mediano plazo una parada de

planta y/o un siniestro afectando personas e instalaciones.


127

Esto permite la reducción de los tiempos de parada al minimizar la probabilidad de paradas imprevistas,

no programadas, gracias a su aporte en cuanto a la planificación de las reparaciones y del

mantenimiento.

Aplicaciones de la termografía.

Las termografías pueden ser aplicadas en cualquier situación donde un problema o condición pueda ser

visualizado por medio de una diferencia de temperatura. Una termografía puede tener aplicación en

cualquier área siempre y cuando esta tenga que ver con variación de temperatura.

Los puntos de aplicación más importantes de una termografía son los siguientes:

Inspección de la subestación eléctrica.

Inspección de transformadores.

Inspección de las líneas eléctricas de alta tensión.

Inspección de embarrados y de cabinas de control de motores (CCM).

Localización de fallas internas laminares en el núcleo del estator del alternador.

Inspección del estado de los equipos de excitación del alternador.

Inspección del estado de escobillas, en motores y en alternador.

Inspección de motores eléctricos en el sistema de refrigeración, de alimentación de caldera y sistema

compresión de gas (rodamientos, cojinetes, acoplamientos y alineación.

Inspección de tuberías del ciclo agua-vapor de caldera, para comprobar daños o defectos de

aislamiento.

Inspección del aislamiento del cuerpo de la caldera.

Inspección de intercambiadores de calor.

Inspección del condensador.

Inspección de trampas de vapor.

Detección de fugas de gas


128

3.1.4. Otras técnicas predictivas

3.1.4.1. Inspecciones boroscópicas.

Las inspecciones boroscópicas son inspecciones visuales en lugares inaccesibles para el ojo humano con

la ayuda de un equipo óptico, el boroscopio. Se desarrolló en el área industrial a raíz del éxito de las

endoscopias en humanos y animales.

Figura 21. Boroscopio y elementos auxiliares.

El boroscopio, también llamado videoscopio o videoboroscopio, es un dispositivo largo y delgado en

forma de varilla flexible. En el interior de este tubo hay un sistema telescópico con numerosas lentes,

que aportan una gran definición a la imagen. Además, está equipado con una poderosa fuente de luz.

La imagen resultante puede verse en la lente principal del aparato, en un monitor, o ser registrada en un

videograbador para su análisis posterior. El boroscopio es sin duda otra de las herramientas

imprescindibles para acometer trabajos de inspección en las partes internas de determinadas máquinas

sin realizar grandes desmontajes.

Así, se utiliza ampliamente para la observación de las partes internas de motores térmicos (motores

alternativos de combustión interna, turbinas de gas y turbinas de vapor), y para observar determinadas

partes de calderas, como haces tubulares o domos.

Se usa no sólo en tareas de mantenimiento predictivo rutinario, sino también en auditorias técnicas,

para determinar el estado interno del equipo ante una operación de compra, de evaluación de una

empresa contratista o del estado de una instalación para acometer una ampliación o renovar equipos.

Entre las ventajas de este tipo de inspecciones están la facilidad para llevarla a cabo sin apenas tener

que desmontar nada y la posibilidad de guardar las imágenes, para su consulta posterior.


129

3.1.4.2. Inspecciones por ultrasonidos.

El análisis por ultrasonido estudia las ondas de sonido de alta frecuencia producidas por determinados

equipos e instalaciones y que no son audibles por estar fuera del rango de captación del oído humano

(20 a 20000 Hz). El análisis y la detección de estos sonidos de alta frecuencia permiten, entre otras

cosas:

Detección de fricción en maquinas rotativas.

Detección de fallas y/o fugas en válvulas.

Detección de fugas de fluidos.

Detección de pérdidas de vacío.

Detección de "arco eléctrico".

Verificación de la integridad de juntas de recintos estancos.

Esta tecnología se basa en que casi todas las fricciones mecánicas, arcos eléctricos y fugas de presión o

vacío producen ultrasonido en frecuencias cercanas a los 40.000 Hz, y de unas características que lo

hacen muy interesante para su aplicación en mantenimiento predictivo: las ondas sonoras son de corta

longitud atenuándose rápidamente sin producir rebotes. Por esta razón, el ruido ambiental por más

intenso que sea, no interfiere en la detección del ultrasonido. Además, la alta direccionalidad del

ultrasonido en 40 KHz. permite con rapidez y precisión la ubicación del fallo.

Figura 22. Equipo de inspección por ultrasonidos.

La aplicación del análisis por ultrasonido se hace indispensable especialmente en la detección de fallas

existentes en equipos rotativos que giran a velocidades inferiores a las 300 RPM, donde la técnica de

medición de vibraciones es un procedimiento poco eficiente.


130

3.1.4.3. Análisis del aceite.

El análisis de aceites de lubricación, técnica aplicable a transformadores y a equipos rotativos,

suministra numerosa información utilizable para diagnosticar el desgaste interno del equipo, el estado

del lubricante y el ambiente en el que trabaja la máquina.

En general se aplica a los siguientes equipos:

Motores de combustión interna: grupos electrógenos, motogeneradores, motores de gasoil del

sistema contraincendios, etc.

Turbina de gas y de vapor.

Reductores o multiplicadores de gran tamaño.

Sistemas hidráulicos.

Alternadores.

Transformadores.

Bombas de gran tamaño.

Reductores de ventiladores.

El estado del equipo se determina estableciendo el grado de contaminación del aceite debido a la

presencia de partículas de desgaste o sustancias ajenas a este. El estado del aceite se determina

comprobando la contaminación del aceite y la degradación que ha sufrido, es decir, la pérdida de

capacidad de lubricar causada por una variación de sus propiedades físicas y químicas y sobre todo, las

de sus aditivos.

La contaminación del aceite se puede determinar cuantificando en una muestra del lubricante, el

contenido de partículas metálicas, agua, materias carbonosas y partículas insolubles. La degradación se

puede evaluar midiendo la viscosidad, la acidez y la constante dieléctrica.


131

Es conveniente indicar que la contaminación y la degradación no son fenómenos independientes, ya que

la contaminación es causante de degradación y esta última puede propiciar un aumento de la

contaminación.

Figura 23. Tres informaciones que proporciona el análisis del aceite.

Análisis de partículas de desgaste.

Las técnicas que se utilizan actualmente para identificar y cuantificar el contenido de partículas de

desgaste son principalmente la espectrometría de emisión, la espectrometría de absorción y la

ferrografía, aunque también existen una serie de técnicas complementarias, como son el contaje de

partículas y la inspección microscópica.

La espectrometría de emisión resulta muy útil, pues en menos de un minuto se analizan muchos

elementos distintos. Se basa en que los átomos, al ser excitados, emiten una radiación cuyas longitudes

de onda son función de su configuración electrónica. Por ello, cada elemento emite unas longitudes de

onda características diferentes, y es posible identificar esos elementos a partir del análisis del espectro

de emisión. El resultado del análisis es la concentración en ppm (partes por millón) o incluso ppb (partes

por billón) de los diferentes metales presentes en una muestra de aceite usado.

La espectrometría de absorción es una técnica más laboriosa, pues necesita un análisis por cada un

átomo determinado es proporcional a la concentración de ese átomo. La ferrografía es la más compleja

de las tres técnicas y requiere de grandes conocimientos y experiencia para aprovechar todas sus

posibilidades y toda la información que brinda. La muestra a analizar se diluye y se pasa por un cristal

inclinado, que tiene un tratamiento superficial específico y está sometido a un fuerte campo magnético.

Las fuerzas magnéticas retienen las partículas en el cristal, y se alinean en tiras.

Las partículas se distribuyen por tamaños, de manera que las más grandes quedan junto al borde

superior y las más pequeñas en la parte inferior. Las partículas poco magnéticas no se alinean en tiras,

sino que se depositan al azar a lo largo del ferrograma permitiendo una rápida distinción entre

partículas férreas y no férreas. Calentando el ferrograma se puede distinguir entre fundición de hierro,

acero de alta y baja aleación, diferentes metales no ferrosos y materiales orgánicos e inorgánicos.


132

El contaje de partículas aporta información sobre la distribución de los distintos elementos presentes en

la muestra de aceite por tamaños. La muestra pasa lentamente a través de un sensor donde las

partículas contenidas son iluminadas por un rayo láser que produce en un fotodiodo un pico de

corriente de altura proporcional al tamaño de la partícula; un sistema electrónico separa las señales en

categorías.

Figura 24. Contaminantes del aceite. Partículas de desgaste.

La microscopía es la inspección con un microscopio de las partículas recogidas en colectores magnéticos,

depósitos de aceite o filtros; es una técnica lenta pero relativamente económica. Una vez determinado

el contenido de partículas de desgaste, es necesario conocer su origen, para identificar dónde hay un

problema potencial. La tabla siguiente puede servir de referencia en la búsqueda del origen de esas

partículas.

Análisis de otros contaminantes.

Los contaminantes que se suelen analizar son el contenido en agua y la presencia de sustancias

insolubles.

El agua en el aceite normalmente tiene dos orígenes. Puede, en primer lugar, proceder del sistema de

refrigeración, por fugas en los intercambiadores; pero también puede provenir de contacto directo

entre el vapor y el aceite, por defectos en los sellos de vapor o por fallos en válvulas.

Por regla general puede decirse que el contenido de humedad del aceite no debe superar un 0.5%. El

método más sencillo para detectarlo es el llamado de crepitación, que consiste en dejar caer una gota

sobre una plancha metálica a 200 ºC y escuchar si se produce el ruido característico de la crepitación. La

intensidad del ruido es indicativa de la cantidad de agua contaminante. Hay otros métodos rápidos de

detección como el polvo Hidrokit y los papeles Watesmo, utilizados por los mini laboratorios contenidos

en maletas portátiles. En grandes laboratorios se utiliza el método del reactivo Karl Fischer que permite

detectar concentraciones muy pequeñas. La presencia de insolubles en el aceite es principalmente

síntoma de degradación por oxidación, principalmente por temperatura excesiva.


133

Como norma general, puede establecerse que el contenido en insolubles no debe sobrepasar el 3%.

Para su determinación, se deposita una gota de aceite usado sobre un papel de filtro de alta porosidad,

y se observar al cabo de varias horas. La mancha que se forma presenta tres zonas concéntricas:

Una zona planta oscura, por el alto contenido en carbón y rodeada de una aureola donde se

depositan las partículas más pesadas.

La zona intermedia o de difusión, más o menos oscura, que con su extensión indica el poder

dispersante del aceite.

La zona exterior o translúcida, que no tiene materias carbonosas y es donde llegan las fracciones más

volátiles del aceite. Una extensión exagerada puede deberse a la presencia de combustible auxiliar

(gasoil, fuel, etc.).

Para cada aceite se recomienda hacer dos manchas, una a 20 ºC y otra a 200 ºC, comprobando el estado

del aceite (dispersividad y detergencia) en ambas condiciones.

Análisis de las propiedades del aceite.

Las propiedades que se analizan son la viscosidad (principal característica de un lubricante), detergencia,

acidez y constante dieléctrica La determinación de la viscosidad se hace midiendo el tiempo que tarda

una bola en caer de un extremo a otro de un tubo lleno de aceite y convertirlo a unidades de viscosidad

con la ayuda de un gráfico (viscosímetro de bolas).

La viscosidad de un aceite usado puede aumentar debido a su degradación (insolubles, agua, oxidación)

o puede disminuir por dilución con un combustible líquido. Se considera que un aceite ha superado su

límite de variación de la viscosidad si a 100ºC ésta ha variado más de un 30%. El método más utilizado

para la evaluación de la detergencia (capacidad para limpiar y disolver suciedad en el circuito hidráulico)

es el de la mancha de aceite vista en el apartado anterior, por su rapidez y sencillez. Cuando un

lubricante posee una buena detergencia la zona de difusión de la mancha es bastante extensa, y va

disminuyendo a medida que pierde su poder detergente, desapareciendo cuando la detergencia está

por agotarse.

La acidez no puede determinarse en campo o con métodos sencillos. Se evalúa con el número de

basicidad total (TBN) y se determina según las ASTM D664 Y D2896; la primera usa el método de

dosificación potenciométrica de ácido clorhídrico y la segunda el de dosificación potenciométrica de

ácido perclórico. La basicidad del aceite permite neutralizar los productos ácidos que se forman en el

circuito y que pueden atacar las piezas lubricadas. Por esta razón la pérdida de reserva alcalina es uno

de los síntomas más utilizados para determinar la degradación del aceite y el periodo de cambio óptimo;

en ningún caso el TBN de un aceite usado puede ser menor del 50% del correspondiente al aceite nuevo.

La determinación de la constante dieléctrica es muy importante, pues representa la capacidad aislante

del aceite y es una medida de la magnitud de la degradación del aceite usado. Existen en el comercio

equipos portátiles destinados al uso en taller y que utilizan la medición, con sensores capacitivos, de la

variación de la constante dieléctrica del aceite usado con respecto al aceite nuevo.


134

Análisis de aceite en transformadores.

El aceite en un transformador tiene como principales funciones el aislamiento dieléctrico y la evacuación

de calor del núcleo del bobinado. La capacidad aislante de un aceite se ve afectada por muchos factores,

que actúan solos o en conjunto, y muchas veces unos son catalizadores de los otros. Los catalizadores

más importantes del proceso de oxidación son el hierro y el cobre. Hay una serie de factores también

influyen en ese proceso oxidativo del aceite: la humedad, el calor, la tensión eléctrica, y la vibración.

Si el transformador no es llenado al vacío y sellado con respecto a la atmósfera, se necesitan inhibidores

a la oxidación. Estos inhibidores pueden estar presentes en el aceite ya sea desde su fabricación o

agregados posteriormente. Estos inhibidores son los llamados BHT / DBPC y son agregados al aceite a

razón del 0,3% ppm. Es importante destacar que los inhibidores no tienen eficacia cuando el proceso de

oxidación ha comenzado, por lo que el aceite tiene que ser inhibido, cuando no hay presencia de

compuestos óxidos en el aceite.

Los ensayos fisicoquímicos que se realizan en el aceite son los siguientes:

Acidez: Medida de acuerdo a la cantidad de hidróxido de potasio que es necesario para neutralizar

los compuestos ácidos en una muestra de aceite.

TIF: Indica la presencia de compuestos polares disueltos en el aceite con mucha sensibilidad.

Rigidez dieléctrica: Es medida en una celda entre dos electrodos, y mide en kilovoltios la capacidad

de resistir la descarga disruptiva en el medio aceitoso.

Color: Medido con un colorímetro ubica la muestra en una escala preestablecida. El cambio de color

es más importante que el color mismo. Por ello, es necesario comparar el aceite analizado con un

aceite de las mismas características sin usar.

Gravedad específica, o densidad relativa: Medida a 15° C.

Visual: Con esta inspección el aceite puede diferenciarse en nublado, claro, brillante, refulgente, etc.

Sedimentos: Es también una inspección visual, y para ser aceptable no debería detectarse ningún

tipo de sedimento.

Contenido de inhibidor: En aceites aditivados con productos inhibidores de humedad como el BHT o

el DBPC, este ensayo determina el porcentaje de inhibidor que contiene. Cuando el inhibidor

comienza a agotarse, el proceso de oxidación puede comenzar, y las características dieléctricas del

aceite pueden verse alteradas.


135

Factor de Potencia o tangente delta: Mide las corrientes de fuga a través de los contaminantes en

suspensión en el aceite. Se mide a 25°C y a 100 °C. Es uno de los ensayos más importantes puesto

que es capaz de detectar leves contaminaciones de compuestos polares.

Humedad: Mide el agua presente en el aceite, que puede estar en suspensión, solución, o emulsión.

La humedad también es responsable de la variación de la capacidad aislante.

Cromatografía gaseosa: La cromatografía gaseosa es una herramienta muy valiosa en el

mantenimiento predictivo, puesto que con una correcta evaluación de los gases presentes en el

aceite puede diagnosticarse con cierta precisión lo que puede estar pasando dentro del

transformador. Pueden deducirse a partir de los datos de una cromatografía la presencia de puntos

calientes, efecto corona, arcos de alta o baja energía, etc.

Presencia de metales: Con este ensayo se determina la presencia de aluminio, hierro y cobre

disueltos en el aceite, generalmente por Absorción Atómica. De acuerdo al resultado del ensayo se

puede comprobar qué parte del transformador está dañada. Si es el núcleo se destacará el hierro, y

si es el bobinado se destacará el cobre, o el aluminio.

Análisis de PCB: El PCB o Bifenilo policlorado es una sustancia utilizada como refrigerante, que ha

resultado ser un poderoso cancerígeno y que figura entre los 12 contaminantes más poderosos. Es

necesario realizar el análisis de PCB en aceites de los que se desconozca su procedencia o en

aquellos que se sepa que han sido contaminados con este producto.

El valor límite aceptable de contaminación por PCB es de 50 PPM. Por encima de este límite el aceite

debe ser destruido por su impacto ambiental. Cuando se ha llegado a un punto donde el aceite se

encuentra fuera de sus especificaciones, y en consecuencia deja de cumplir sus funciones con

eficacia es necesario iniciar el tratamiento de regeneración que le devuelva al aceite todos sus

parámetros originales, extendiendo así la vida del transformador.

3.1.4.4. Análisis de los gases de escape.

El analizador de gases es el instrumento que se utiliza para determinar la composición de los gases de

escape en calderas y en motores térmicos de combustión interna. Consta básicamente de un elemento

sensor que puede llevar integrada la medición de varios gases o uno sólo, y un módulo de análisis de

resultado, donde el instrumento interpreta y muestra los resultados de la medición. El equipo es capaz

de medir la concentración en los gases de escape de un número determinado de compuestos gaseosos.


136

Utilidad del control de los gases de escape.

La concentración de esas sustancias en los gases de escape se mide con dos finalidades:

Asegurar el cumplimiento de los condicionantes ambientales del motor, en base a los permisos y

normativas legales que deba cumplir la planta.

Asegurar el buen funcionamiento de caldera, el motor o la turbina.

El primero de esos objetivos parece claro. La planta en la que está instalado el equipo de combustión

debe cumplir una serie de normas, y para asegurarlo, las propias normas establecen la periodicidad con

la que deben medirse determinados gases.

Figura 25. Diagnóstico de fallos en equipos de combustión.

En cuanto al segundo, la composición de los gases revelará la calidad del combustible, el estado del

motor y el correcto ajuste de determinados parámetros, como la regulación de la mezcla de admisión, la

relación de compresión y la eficacia de la combustión. La tabla 7.4 detalla los problemas que se pueden

diagnosticar si se detectan concentraciones anormales de los gases analizados.

Es recomendable que el plan de mantenimiento de un equipo de combustión o de un motor térmico

contemple análisis periódicos de los gases de escape, siendo aconsejable que se realicen con una

frecuencia inferior a tres meses.


137

3.2. Organización del mantenimiento correctivo.

No es posible gestionar adecuadamente el mantenimiento de una planta de cogeneración si no se

establece un sistema que permita atender las necesidades de mantenimiento correctivo (la reparación

de averías) de forma eficiente. De poco sirven nuestros esfuerzos para tratar de evitar averías si cuando

se producen no somos capaces de proporcionar una respuesta adecuada. Debemos recordar, además,

que un alto porcentaje de las horas/hombre dedicadas al mantenimiento se emplea en la solución de

fallos en los equipos que no han sido detectados por mantenimiento, sino comunicados por el personal

de operación de planta. En la industria en general, este porcentaje varía mucho entre empresas: desde

aquellas en las que el 100% del mantenimiento es correctivo, no existiendo ni tan siquiera un plan de

lubricación, hasta aquellas, muy pocas, en las que todas las intervenciones son programadas.

Gestionar con eficacia el mantenimiento correctivo significa:

Realizar intervenciones con rapidez, que permitan la puesta en marcha del equipo en el menor

tiempo posible (MTTR, tiempo medio de reparación, bajo).

Realizar intervenciones fiables, y adoptar medidas para que no se vuelvan a producir éstas en un

período de tiempo suficientemente largo (MTBF, tiempo medio entre fallos, grande).

Consumir la menor cantidad posible de recursos (tanto de mano de obra como materiales).

3.2.1. Distribución del tiempo en la resolución de un fallo.

El tiempo necesario para la puesta a punto de un equipo tras una avería se distribuye de la siguiente

manera:

Tiempo de detección. Es el tiempo que transcurre entre el origen del problema y su detección. Hay

una relación entre el tiempo de detección y el tiempo de resolución total: cuanto antes se detecte la

avería, en general, habrá causado menos daño y será más fácil y más económica su reparación. Es

posible reducir este tiempo si se desarrollan sistemas que permitan detectar fallos en su fase inicial,

como inspecciones rutinarias diarias, comprobación de parámetros de funcionamiento, y formación

adecuada del personal de operación.

Tiempo de comunicación. Es el tiempo que transcurre entre la detección del problema y localización

del equipo de mantenimiento. Este período se ve muy afectado por los sistemas de información y de

comunicación con el personal de mantenimiento y con sus responsables. Una buena organización de

mantenimiento hará que este tiempo sea muy corto, incluso despreciable en el total de tiempo

transcurrido. Para reducir este tiempo, debe existir un sistema de comunicación ágil, que implique al

menor número de personas posibles, y debe disponerse de medios que permitan comunicarse con el

personal de mantenimiento sin necesidad de buscarlo físicamente.


138

Tiempo de espera. Es el tiempo que transcurre desde la comunicación de la avería hasta el inicio de

la reparación. Incluye el tiempo de espera hasta disponer de operarios que puedan atender la

incidencia, los trámites necesarios para realizar las comprobaciones de seguridad y obtener los

permisos de trabajo, y el traslado del personal desde donde se encuentre hasta el lugar donde se ha

producido el incidente. Este tiempo se ve afectado por varios factores: número de operarios de

mantenimiento que se disponga, complicación o simplicidad del sistema de gestión de órdenes de

trabajo, medidas de seguridad que sea necesario adoptar, y distancia del taller de mantenimiento a

la planta, entre otras.

Es posible reducir este tiempo si se dispone de una plantilla adecuadamente dimensionada, si se

dispone de un sistema ágil de gestión de órdenes y de obtención de permisos de trabajo, y si la

distancia del taller hasta los equipos es mínima (la ubicación óptima del taller de mantenimiento es,

por ello, el centro de la planta).

Diagnóstico de la avería. Es el tiempo necesario para que el operario de mantenimiento determine

que está ocurriendo en el equipo y como solucionarlo. Este tiempo se ve afectado por varios

factores: formación y experiencia personal, y por la calidad de la documentación técnica disponible

(planos, históricos de averías, listas de averías y soluciones, etc.). Es posible reducir este tiempo si se

dispone de planos y manuales en las proximidades de los equipos (no siempre es posible) y si se

elaboran listas de averías en las que se detallen síntoma, causa y solución de las averías que se han

producido en el pasado o que puedan producirse.

Acopio de herramientas y medios técnicos necesarios. Una vez determinado qué hay que hacer, el

personal encargado de la reparación puede necesitar un tiempo para situar en el lugar de

intervención los medios que necesite. Este tiempo suele verse afectado por la distancia del taller o

lugar de almacenamiento de las herramientas al lugar de intervención, por la previsión de los

técnicos a la hora de llevar consigo el herramental que creen puedan necesitar cuando se les

comunica la necesidad de intervención y por la cantidad de medios disponibles en planta. Para

reducir este tiempo, es conveniente situar adecuadamente los talleres, adquirir costumbres

“saludables”, como acudir a las averías portando una caja de herramientas estándar, y dotando el

taller con todos los medios que puedan ser necesarios.

Acopio de repuestos y materiales. Es el tiempo que transcurre hasta la llegada del material que se

necesita para realizar la intervención. Incluye el tiempo empleado en localizar el repuesto en el

almacén (en el caso de tenerlo en stock), realizar los pedidos pertinentes (en caso de no tenerlo),

acondicionarlos (en caso de que haya que realizar algún trabajo previo), que alcanzan sus

especificaciones y situarlos en el lugar de utilización. Este tiempo se ve afectado por la cantidad de

material que haya en stock, por la organización del almacén, por la agilidad del departamento de

compras, y por la calidad de los proveedores. Para optimizar este tiempo, se debe tener un almacén

adecuadamente dimensionado con una organización eficiente, un servicio de compras rápido, y

contar con unos proveedores de calidad con vocación de servicio.


139

Reparación de la avería. Es el tiempo necesario para solucionar el fallo de manera que el equipo

quede nuevamente en servicio. Se ve muy afectado por el alcance del problema y por los

conocimientos y habilidad del personal encargado para su resolución. Para optimizar este tiempo es

necesario disponer de un sistema de mantenimiento preventivo que evite averías de grande alcance,

y disponer de un personal eficaz, motivado y muy bien formado.

Pruebas funcionales. Es el tiempo necesario para comprobar que el equipo ha quedado

adecuadamente reparado. El tiempo empleado en realizar pruebas funcionales suele ser una buena

inversión: si un equipo no entra en servicio hasta haber comprobado que alcanza todas sus

especificaciones, el número de órdenes de trabajo disminuye, y con él, todo los tiempos detallados

en los anteriores puntos. Depende fundamentalmente de las pruebas que se determine que deben

realizarse. Para optimizar este tiempo es conveniente determinar qué pruebas deben realizarse para

comprobar que el equipo ha quedado en perfectas condiciones, y redactar protocolos o

procedimientos en que se detalle claramente dichas pruebas y como llevarlas a cabo.

Puesta en servicio. Es el tiempo que transcurre entre la solución completa de la avería y la puesta en

servicio del equipo. Está afectado por la rapidez y agilidad de las comunicaciones. Para su

optimización es necesario disponer de sistemas de comunicación eficaces y de sistemas burocráticos

ágiles que no supongan un obstáculo a la puesta en marcha de los equipos.

Redacción de informes. El sistema documental de mantenimiento debe recoger al menos los

incidentes más importantes de la planta, con un análisis en el que se detallen los síntomas, la causa,

la solución y las medidas preventivas adoptadas.

La forma de gestionar este mantenimiento correctivo influye decisivamente en este tiempo: al

menos 7 de los 10 tiempos anteriores se ven afectados por cuestiones organizativas.

3.2.2. Asignación de prioridades.

Uno de los problemas a plantearse a la hora de gestionar adecuadamente el trabajo correctivo es

asignar prioridades a las diferentes órdenes que se generan. El número de técnicos de mantenimiento

en una planta de cogeneración tiende a ser cada vez menor, buscando un lógico ahorro en costes. Por

ello, no es posible tener personal esperando en el taller de mantenimiento a que llegue una orden de

trabajo para intervenir. Cuando se produce una avería, el personal generalmente está trabajando en

otras, y tiene una cierta carga de trabajo acumulada. Se hace pues necesario crear un sistema que

permita identificar que averías son más urgentes y deben ser atendidas de forma prioritaria.

Los niveles de prioridad pueden ser muchos y muy variados, pero en casi todas las plantas que poseen

un sistema de asignación de prioridades se establecen al menos estos tres niveles:

Averías urgentes. Son aquellas que deben resolverse inmediatamente, sin esperas, pues causan un

grave perjuicio a las empresas.


140

Averías importantes. Aunque causan un trastorno al normal funcionamiento de la planta, pueden

esperar a que todas las averías urgentes estén resueltas.

Averías cuya solución puede programarse. Puede que sea conveniente esperar a una parada del

equipo, o simplemente que el trastorno que causan es pequeño, y es más interesante acumular

otras órdenes sobre el mismo equipo.

Estos niveles pueden subdividirse en tantos como pueda ser más aconsejable para una buena gestión

del mantenimiento correctivo.

Una vez definidos los niveles de prioridad, es necesario definir un sistema para asignar prioridades en

cada avería. Muchas empresas no definen con claridad este sistema, dejándolo al juicio subjetivo de

alguien (operador, jefe de mantenimiento, un administrativo, etc.). La consecuencia en muchos casos es

que la mayor parte de las averías que se comunican tienen la prioridad máxima. El sistema de asignación

de prioridades debe ser diseñado al establecer los niveles, pero al menos debería tener en cuenta, lo

siguiente:

Una avería que afecte a la seguridad e las personas debe ser considerada urgente. Así, si se detecta

que una seta de emergencia ha dejado de funcionar, o el soporte de un elemento que puede caer

ofrece dudas sobre su resistencia, su prioridad debería ser máxima.

Las averías que puedan suponer una parada de planta deben ser atendidas de forma preferente.

En aquellos equipos en los que se detecte un problema cuya resolución suponga la parada de planta,

pero que puedan seguir funcionando con alguna medida provisional, la reparación del problema

debería esperar a una parada programada.

En equipos redundantes, en caso de sufrir una avería el equipo duplicado se pasa a una situación de

criticidad temporal del equipo que presta servicio. Es el caso de las bombas de alimentación de la

caldera. Normalmente, estas bombas están duplicadas, manteniéndose una de ellas en servicio y la otra

parada por si se produce un fallo de la bomba en servicio. En estos casos, la bomba que queda en

funcionamiento pasa a ser crítica. La reparación de la bomba averiada no tiene la máxima criticidad,

pero debe ser reparada en cuanto se acabe con las averías urgentes.

Asignación de prioridades en un sistema de cuatro niveles de prioridad:

Nivel 1: Averías urgentes. Reparación inmediata. Es prioritaria frente a cualquier otra avería, a

excepción de otras urgentes.

Nivel 2: Averías importantes. No es necesario que la reparación sea inmediata, pero debe realizarse

cuanto antes.

Nivel 3: Averías a programar con fecha determinada.


141

Nivel 4: Averías a programar con fecha no determinada. Son averías cuya reparación debe esperar a

que se produzca una parada de planta, sin que se conozca con antelación cuando puede producirse

ésta.

3.2.3. Causas de fallos.

Cuando un equipo o una instalación fallan, siempre generalmente lo hacen por uno de estos cuatro

motivos:

Por un fallo en el material.

Por un error humano del personal de operación.

Por un error humano del personal de mantenimiento.

Condiciones externas anómalas.

En ocasiones, confluyen en una avería más de una de estas causas, lo que complica en cierto modo el

estudio del fallo, pues a veces es complicado determinar cuál fue la causa principal y cuales tuvieron una

influencia menor en el desarrollo de la avería. Estudiemos cada una de estas causas de fallo con

detenimiento.

Fallos en el material.

Decimos que se ha producido un fallo en el material cuando, trabajando en condiciones adecuadas una

determinada pieza queda imposibilitada para prestar su servicio. Un material puede fallar de múltiples

formas:

Por desgaste. Se da en piezas que pierden sus cualidades con el uso, pues cada vez que entran en

servicio pierden una pequeña porción de material. Es el caso, por ejemplo, de los cojinetes anti-

fricción.

Por rotura. Se produce cuando aplicamos fuerzas de compresión o de estiramiento a una pieza

sobrepasando su límite elástico. Es el caso del hundimiento de un puente por sobrepeso, por

ejemplo. Las roturas a su vez pueden ser dúctiles o frágiles, dependiendo de que exista o no

deformación durante el proceso de rotura.

Así, las cerámicas, en condiciones normales presentan roturas frágiles (las piezas pueden encajarse

perfectamente tras la rotura), mientras que el aluminio presenta una rotura dúctil, con importantes

deformaciones en el proceso que nos impedirían recomponer la pieza rota por simple encaje de los

restos.


142

Por fatiga. Determinadas piezas se encuentran sometidas a esfuerzos cíclicos de presión y/o

estiramiento, en el que la fuerza aplicada no es constante, sino que cambia con el tiempo. Estas

fuerzas, además, están por debajo del límite elástico, por lo que en principio no tendrían que

provocar roturas. Pero provocan el desarrollo de defectos en el material, generalmente desde la

superficie hacia el interior de la pieza. De forma teórica es posible estimar su cantidad de ciclos que

puede resistir una pieza antes de su rotura por fatiga, en función del tipo de material y de la

amplitud de la tensión cíclica, aunque el margen de error es grande. Determinados fenómenos como

la corrosión o las dilataciones del material por temperatura afectan a los procesos de fatiga del

material.

Tanto en el caso de fallo de material como en el de condiciones externas anómalas subyace a veces un

error de diseño: la pieza o el sistema no han sido adecuadamente diseñados o dimensionados para las

condiciones de trabajo.

Error humano del personal de producción.

Otras causas por las que una avería puede darse es por un error del personal de producción. Este error a

su vez, puede tener un origen en:

Error de interpretación. Error a la hora de interpretar un indicador durante la operación normal del

equipo, que hace al operador o conductor de la instalación tomar una decisión equivocada.

Actuación incorrecta ante un fallo de la máquina. Por ejemplo, introducir agua en una caldera

caliente en la que se ha perdido el nivel visual; al no conocerse qué cantidad de agua hay en su

interior, es posible que esté vacía y caliente, con el consiguiente aumento de presión que puede

provocar incluso la explosión de la caldera.

Factores físicos del operador. Este puede no encontrarse en perfectas condiciones para realizar su

trabajo, por mareos, sueño, cansancio acumulado por jornada laboral extensa, enfermedad, etc.

Factores psicológicos del operador. Como la desmotivación, los problemas externos al trabajo, etc.,

influyen enormemente en la proliferación de errores de operación.

Falta de instrucciones sistemáticas claras. Procedimientos, instrucciones técnicas, etc.

Falta de formación.


143

Errores del personal de mantenimiento.

El personal de mantenimiento también comete errores que desembocan en una avería, una parada de

producción, una disminución del rendimiento de los equipos, etc. Estos errores pueden darse:

Durante inspecciones o revisiones normales. En forma de observaciones erróneas de los parámetros

inspeccionados.

Durante las reparaciones. Por fallo en el diagnóstico o en la reparación del fallo.

Factores físicos, psicológicos, por la falta de procedimientos y por la falta de formación. Como en el

caso anterior, los errores del personal de mantenimiento también se ven afectados por estos puntos.

Condiciones externas anómalas.

Cuando las condiciones externas son diferentes a las condiciones en que se ha diseñado el equipo o

instalación pueden sobrevenir fallos favorecidos por esas condiciones anormales. Es el caso de equipos

que funcionan en condiciones de temperatura, humedad ambiental, o suciedad diferentes a aquellas

para las que fue fueron diseñados. También es el caso de equipos que funcionan con determinados

suministros (electricidad, agua de refrigeración, agua de alimentación, aire comprimido) que no

cumplen unas especificaciones determinadas, especificaciones en las que se ha basado el fabricante a la

hora de diseñar sus equipos.

Puede ocurrir que haya un error de diseño, al no haber considerado adecuadamente en éste las

condiciones normales o puntuales de trabajo.

3.2.4. La externalización del mantenimiento correctivo.

Las empresas deciden externalizar la reparación de averías en los siguientes casos:

Cuando está incluido en el contrato. El servicio está incluido dentro de un contrato de gran alcance,

como un contrato integral o un contrato de operación y mantenimiento, por ejemplo.

Cuando no existe un departamento de mantenimiento. Cuando no se dispone de ningún tipo de

estructura de mantenimiento. En estos casos, cualquier problema ha de ser contratado a una

empresa de mantenimiento.

Cuando supone una carga inadmisible de trabajo adicional. Cuando disponiendo de una estructura

de mantenimiento, ésta está infradimensionada, está desbordada de trabajo o cuando supone un

aumento puntual de la carga de trabajo insostenible.


144

Cuando no se tienen los medios o conocimientos necesarios. Cuando no se dispone de

conocimientos o medios técnicos suficientes para abordar la reparación, por ser tecnologías

novedosas y desconocidas en la planta o por no haber recibido formación y entrenamiento

necesario.

Cuando el equipo está en garantía. En el caso de equipos en garantía se prefiere contar con el

servicio técnico del suministrador para evitar conflictos de responsabilidad.

Los contratos que se pueden establecer para la reparación de averías pueden ser los siguientes:

Contratación de una reparación puntual sin presupuesto previo. Se trata en general de averías

graves y urgentes, de un coste menor que las pérdidas de producción que provoca. Por esa razón se

encarga el trabajo a una empresa con capacidad para dar la asistencia técnica sin conocer siquiera el

importe de la reparación: el factor más importante es el tiempo de intervención.

Contratación de una reparación puntual con presupuesto previo. O bien no se trata de

intervenciones tan urgentes como las anteriores o bien se prevé un importe elevado que es

necesario conocer con antelación. La preparación del presupuesto y su posterior aceptación supone

retrasar mucho la intervención, ya que será necesario que el contratista compruebe el trabajo, haga

su valoración, redacte una oferta, la envíe al cliente, que éste la estudie y la acepte y le comunique la

aceptación al contratista. El factor más importante en este tipo de contratación es el precio, por

encima del tiempo de inicio de los trabajos o de intervención.

Contratación de asistencias técnicas puntuales pero a precio pactado, bien por servicio (también

llamado por “precios unitarios”) o bien por hora de intervención y materiales empleados. Las fases

de presupuesto y aceptación de éste se realizan una sola vez para muchas intervenciones, de manera

que cuando se necesita un servicio se solicita sin más, conociendo el cliente más o menos que coste

supondrá. El factor importante vuelve a ser el precio, pero el cliente trata de evitar los tiempos

muertos derivados del proceso de oferta, y aceptación, negociando de una vez todos los servicios

que pueda necesitar en un período determinado.

Contratación de un número de servicios de reparación anual. Es decir, por un precio pactado se

incluyen una serie de intervenciones anuales de un determinado tipo, o horas de intervención.

Contratación del mantenimiento correctivo dentro de un contrato de mayor alcance. Como un

contrato integral o un contrato de operación y mantenimiento.


145

3.2.5. Principales averías en plantas de cogeneración.

Aunque los fallos típicos de cada planta dependen de los modelos específicos de cada uno de los

equipos que componen la planta, es posible generalizar una serie de fallos que pueden considerarse

habituales en las plantas de cogeneración. Cada uno de estos fallos puede estudiarse con una

profundidad muy alta.

3.2.5.1. Fallos en turbinas de gas.

La mayor parte de los fallos en turbinas de gas están relacionados con las altas temperaturas que se

emplean en la cámara de combustión y en las primeras filas de álabes en la turbina de expansión. Otro

gran grupo se refiere al ajuste del proceso de combustión, y así al rendimiento y estabilidad de llama se

ven relacionadas con estos ajustes. Otra parte de las averías, son las típicas de los equipos rotativos:

vibraciones, desalineaciones, etc. Y por último, al igual que ocurre en los motores de gas, las

negligencias de operación y mantenimiento están detrás de muchos problemas que se viven con

turbinas de gas, y especialmente, detrás de las averías más grandes.

Averías en la entrada de aire.

La entrada de aire comburente requiere un complejo sistema para condicionarlo a las necesidades

de la turbina y obtener el mejor rendimiento. El sistema de aire de admisión tiene principalmente

dos funciones: filtrar el aire, de manera que el polvo ambiental o cualquier otro residuo nocivo no

entre en la turbina, y aumentar la densidad del aire enfriándolo y/o humedeciéndolo.

Las averías que se detectan en el sistema de aire de admisión son las siguientes:

Corrosión en la estructura que soporta los filtros (casa de filtros). Generalmente por una mala

elección de los materiales de dicha estructura, de las pinturas y recubrimientos protectores o por

no atajar a tiempo la corrosión en sus etapas iniciales.

Figura 26. Problemas de corrosión en la casa de filtros.


146

Incendios en filtros. Son un material altamente inflamable. Los trabajos de soldadura y corte, o

negligencias diversas suelen estar detrás de este grave problema.

Pérdida de estanqueidad. Parte del aire que ingresa en la turbina lo hace sin atravesar los filtros.

Rotura de filtros. Hará que el aire no atraviese el material filtrante y acceda a la turbina sin

eliminar las partículas sólidas en suspensión.

Bloqueo de los filtros por obstrucción total de sus poros. Una falta de caudal de aire de entrar

puede provocar a su vez otros problemas como la entrada en bombeo del compresor o el colapso

de la casa de filtros por excesivo vacío.

Averías en el compresor.

Los problemas más habituales en el compresor están relacionados con la pérdida de características

aerodinámicas, con las presiones de trabajo y con la velocidad de giro. Por tanto, los problemas más

habituales son los indicados en los apartados siguientes:

Suciedad (foulding). Las partículas que atraviesan el sistema de filtrado se pueden depositar en

los álabes y provocar dos efectos: Cambian la aerodinámica del álabe, y por tanto, afectan

negativamente al rendimiento del compresor, y desequilibran la turbina. Por ello, las turbinas

deben ir dotadas de sistemas de limpieza automáticos, que periódicamente introduzcan una

mezcla de agua y detergente en el compresor y retiren esta suciedad.

Figura 27. Álabes fijos de posición variable, que componen las primeras filas de álabes.


147

Congelación de agua en las primeras filas de álabes fijos. Cuando la temperatura ambiental baja

por debajo de un determinado valor y la humedad es alta, puede producirse la congelación de la

humedad contenida en el aire de entrada a la turbina. El hielo formado se deposita en los

primeros álabes de la turbina, que en muchos casos son de ángulo variable, provocando una

dificultad para su movimiento y un cambio en su forma aerodinámica.

El fallo se evita fácilmente utilizando adecuadamente el sistema anti-hielo que consiste en la

elevación de la temperatura del aire introduciendo calor (vapor o gases de escape de la turbina).

Entrada en bombeo (compressor surge). El fenómeno de bombeo aparece cuando por algún

problema en la admisión de aire (bloqueo de filtros, por ejemplo) la admisión de la turbina queda

con un nivel de vacío alto, de manera que el aire comprimido en el compresor retorna hacia la

entrada hasta hacer aumentar la presión; en pocos segundos vuelve a originarse un fuerte vacío y

el aire vuelve a retornar, repitiéndose el proceso de forma intermitente. Cuando ocurre, la avería

que puede llegar a originarse es grave, y por ello la turbina debe ir equipada con los sistemas

rompevacío correspondientes.

Entrada de un objeto extraño o rotura de un elemento interno. Uno de los fallos más dañinos y

fáciles de prevenir es el provocado por la entrada de un objeto externo. Los efectos que puede

tener la entrada de un objeto extraño y los riesgos asociados varían en función del tamaño y

localización del objeto. Así, objetos pequeños y blandos provocarán pequeños daños o incluso

nulos. Por el contrario, si un objeto de cierto tamaño ingresa en el interior de la turbina, los

daños pueden conducir incluso a la destrucción completa de los álabes, por la reacción en cadena

que pueden provocar.

Prevenir este fallo es sencillo. En primer lugar, la entrada de aire debe conservarse siempre en

perfecto estado, y debe realizarse una inspección periódica para asegurar que ningún objeto

extraño puede pasar al interior de la turbina. Pero sobre todo, al realizar mantenimientos

programados que supongan la apertura de la turbina o la entrada en la casa de filtros es

necesario observar una serie de precauciones:

Es conveniente retirar de los bolsillos cualquier objeto que pueda caerse.

Es necesario tener una lista de las herramientas usadas, y controlar que todas ellas estén en

su sitio una vez finalizada la inspección, realizando si es preciso un inventario.

Limpiar y controlar la casa de filtros antes de abandonar el recinto.

La limpieza y el orden en los alrededores de la turbina y en la casa de filtros son otro aspecto

a cuidar.


148

En otras ocasiones es un objeto de la propia turbina el que ingresa en la zona rotativa y causa

daños. Normalmente se trata de una parte rota o desprendida de una zona de la turbina que

golpea los álabes o la cámara de combustión.

Figura 28. Álabe dañado en el compresor de la turbina.

Las revisiones internas periódicas mediante boroscopio, identificando posibles daños, fracturas y

cualquier señal de posibles desprendimientos son la mejor estrategia de prevención. La mayoría

de los daños no ocurren de forma súbita, sino que son consecuencia de la evolución de un fallo

que puede detectarse mucho tiempo atrás. El control de la corrosión, mediante el uso de

técnicas apropiadas es otro de los factores importantes a tener en cuenta.

Fractura en álabes. Por efecto de la velocidad, de impactos, de fallos en la construcción o el

diseño, o de cualquier otro problema estructural, pueden producirse grietas longitudinales o

transversales en los álabes del compresor de una turbina. Si la grieta progresa, el fallo puede

llegar a ser muy grave si una parte del álabe se desprende e impacta con el resto de las filas de

álabes, que giran a gran velocidad. El fallo en cadena, puede llegar a suponer la destrucción

completa de la turbina.

Figura 29. Diferentes fisuras en un álabe.


149

Roce entre álabes móviles y estator. Como consecuencia de una dilatación no prevista, una

curvatura o un desplazamiento del rotor, se puede producir un roce entre partes fijas y partes

móviles. El roce en sí mismo no es un gran problema, pero puede ser indicativo de otros

problemas mayores:

Pueden indicar que hay dilataciones no consideradas que pueden originar un problema

mayor.

Puede indicar que hay deformaciones en el eje o en determinadas partes (álabes o cierres)

que pueden suponer una pérdida de la forma inicial. La deformación puede ser indicativa de

un problema en el material o de un sobrecalentamiento de alguna zona concreta, cuyo

origen será necesario conocer.

Un roce siempre puede degenerar en una grieta o fractura, por lo que es necesario hacer un

seguimiento de cualquier roce que so observe para estudiar su evolución.

Averías en la cámara de combustión.

Temperatura excesiva. Se produce por un deficiente control de la temperatura en cámaras o de

la longitud de la llama. Hay que tener en cuenta que la temperatura de la llama puede alcanzar

los 3000 K, mientras que los materiales rara vez pueden soportar temperaturas superiores a

1500K, así que la atenuación de la temperatura jugando en el exceso de aire de admisión es vital

para la cámara de combustión y los álabes en la turbina de expansión.

Pulsación de llama. La inestabilidad, provocada generalmente por defectos en las presiones de

gas y aire, por temperaturas inadecuadas o por una mezcla entre ambos gases deficiente,

provoca una fuerte vibración parecida a la que se observa en una llama piloto de un calentador

de gas butano cuando la bombona está a punto de acabarse. La vibración puede provocar daños

estructurales, además de producir una disminución del rendimiento y un aumento de las

emisiones de CO.

Apagado de llama. El apagado de llama puede producirse si las condiciones de combustión no se

logran mantener. El fallo suele estar relacionado con defectos en los quemadores, con baja

temperatura en la cámara, o con una mezcla inadecuada, normalmente pobre en gas.

Fallos en ignitores. Suelen aparecer por deformaciones o roturas asociadas a defectos de

diseño o de materiales, o a un ajuste de temperaturas inadecuado.

Fallos en los sensores de detección de llama. Como cualquier instrumento, estos sensores son

susceptibles de sufrir averías súbitas o desajustes.


150

Rotura en la pieza de transición. En las turbinas con cámara de combustión tuboanular, la pieza

que conduce los gases de la combustión a alta temperatura hasta la primera fila de álabes sufre

una alta tasa de fallos debido a las temperaturas y al flujo de gases con gran energía. Esta pieza,

llamada pieza de transición, se vuelve una de las piezas más críticas de este tipo de turbinas. Así

las deformaciones, pérdida de material cerámico y las roturas son fallos habituales en esta pieza.

Figura 30. Transición de la cámara de combustión a la turbina de expansión.

Averías típicas en la turbina de expansión.

Los fallos en los álabes de la turbina de expansión de gas son muy parecidas a los que se

producen en los álabes del compresor: impactos y roturas. A esos fallos hay que añadirles los

propios de la alta temperatura a la que se ven expuestos.

Rotura de álabes. Por problemas estructurales, de materiales, de refrigeración, de fabricación,

por impactos o por sobretemperatura, los álabes pueden sufrir grietas que terminan

evolucionando a roturas. Cuando se produce la rotura, surgen tres problemas de forma

inmediata: una degradación acelerada de la zona que presenta la rotura, un aumento súbito de

vibraciones por desequilibrio y el impacto de trozos rotos en otros álabes. De esta forma, cuando

se detecta por alguna circunstancia un comportamiento anormal en vibraciones debe

investigarse la causa lo antes posible, pues puede tratarse de un problema mayor.


151

Fisuras en los álabes. Antes de producirse la rotura, normalmente aparece una fisura que en el

caso de progresar acaba en fractura. Durante las revisiones programadas es habitual realizar

inspecciones en todos los álabes por líquidos penetrantes para tratar de identificar incluso

pequeñas fisuras, y poder repararlas si aún se está a tiempo de hacerlo.

Figura 31. Fisuras identificadas por el método de líquidos penetrantes.

Temperatura excesiva. Afecta por igual a la cámara de combustión y a las primeras filas de

álabes de la turbina de expansión. Pueden estar provocadas bien por temperatura excesiva o

bien por una refrigeración en álabes insuficiente.

Pérdida de material cerámico. Por efecto de temperatura o de impactos, parte del recubrimiento

cerámico que protege de la alta temperatura a los álabes de la turbina puede deteriorarse, y

dejar al descubierto el metal, que sufrirá una rápida degradación.

Vibración en la turbina de gas.

La vibración es uno de los problemas más habituales en turbinas de gas, puesto que la mayoría

de los problemas de la turbina se refleja en el espectro de vibración. Las grandes turbinas suelen

ir equipadas con un complejo sistema tanto de medición de amplitud como de medición de

espectro, para poder determinar con rapidez y claridad la causa que origina la vibración.

La vibración se hace especialmente evidente durante el proceso de arranque, ya que durante

este período se atraviesan una o varias velocidades críticas de la turbina, velocidades en las que

la vibración, por resonancia molecular, se ve notablemente amplificada. Es un error muy habitual

no estudiar y corregir el problema que está provocando ese alto nivel de vibraciones y limitarse a

tomar alguna medida puntual que facilite el arranque; los daños que puedan producirse pueden

llegar a ser muy altos.

Las causas más habituales que provocan un alto nivel de vibración se estudian con mayor detalle

en las turbinas de vapor, ya que las causas y la solución son comunes en ambos casos.


152

El origen de las vibraciones en turbinas de gas suele ser el siguiente:

Desequilibrio.

Desalineación.

Fallos en la nivelación.

Provocadas por otro equipo, como el reductor o el generador.

Fallos en la lubricación.

Mal estado de cojinetes.

Mal estado de la bancada.

Deficiente sujeción de la turbina a la bancada.

Inestabilidad de la combustión.

3.2.5.2. Fallos en turbinas de vapor.

La turbina de vapor es un equipo sencillo, bien conocido y en general con un sistema de control

que tiene como objetivo evitar las averías grandes.

Igual que sucede en otras máquinas térmicas, detrás de cada avería grave suele haber una

negligencia de operación, ya que las turbinas suelen ser equipos diseñados a prueba de

operadores.

Dentro de estas negligencias graves están: repetir el arranque de la turbina una y otra vez a pesar

de que el sistema esté indicando un problema; desconectar seguridades o elevar los límites de

disparo de éstas; entrada de agua por la entrada de vapor, debido a fallo en el control de

temperatura de vapor vivo y del enclavamiento oportuno; y por último, no llevar un control

adecuado de la calidad del vapor.

Entre las negligencias de mantenimiento que conducen a averías más o menos importantes

están: no analizar el aceite o no hacer caso a las recomendaciones del analista, no analizar las

vibraciones o no hacer caso de las recomendaciones del informe realizado tras el análisis, no

reparar averías menores y esperar a que se conviertan en graves y no realizar adecuadamente

determinadas tareas, como el alineamiento o el mantenimiento de válvulas.


153

Alto nivel de vibraciones.

La vibración en una turbina de vapor no es una avería en sí misma, sino un síntoma de un problema

que existe en la turbina y que puede derivar en graves consecuencias. Por esta razón, las turbinas de

vapor están especialmente protegidas para detectar un alto nivel de vibraciones y provocar la parada

de ésta antes de que lleguen a producirse graves daños.

La vibración tiene muy diversas causas, por lo que cuando se presenta es necesario estudiar cuál es

la que está provocando el fenómeno, para, por supuesto, corregirlo.

La vibración se hace especialmente evidente durante el proceso de arranque, ya que durante este

período se atraviesan una o varias velocidades críticas de la turbina, velocidades en las que la

vibración, por resonancia molecular, se ve notablemente amplificada. Es un error muy habitual no

estudiar y corregir el problema que está provocando ese anormalmente nivel de vibraciones y

limitarse a tomar alguna medida puntual que facilite el arranque; los daños que pueden producirse

pueden llegar a ser muy altos. Igual que en el caso del gripado de motores, detrás de una avería

grave de turbina suele estar una negligencia grave de operación y/o mantenimiento.

Las causas más habituales que provocan un alto nivel de vibraciones son las siguientes:

Figura 32. Espectro de vibración de una turbina de vapor ligeramente desequilibrada.

Mal estado de los sensores de vibración o de las tarjetas acondicionadoras de señal. Es posible

que lo que estemos considerando como una vibración sea en realidad una falsa señal, que tenga

como origen el mal funcionamiento del sensor encargado de detectarlo. Cuando se produce un

disparo por altas vibraciones es conveniente estudiar detenidamente la gráfica de vibraciones del

sensor que ha provocado el disparo del período anterior a éste (quizás 2-4 horas antes). Una

indicación del mal estado de un sensor suele ser que el aumento de vibración no se produce de

forma gradual, sino que en la gráfica se refleja un aumento momentáneo muy alto de la

vibración.


154

Mecánicamente es muy difícil que este fenómeno se produzca (el aumento instantáneo del nivel

de vibración), por lo que si esto se observa, probablemente es debido a una señal errónea

provocada por el mal estado del sensor o por la influencia de un elemento externo que está

provocando una alteración en la medición.

Desalineación entre turbina y caja de engranajes desmultiplicadora (reductor). Es la causa de al

menos el 20% de los casos de los altos niveles de vibración en la turbina. A pesar de que el

acoplamiento es elástico y en teoría soporta cierta desalineación, casi todos los fabricantes de

acoplamientos elásticos recomiendan alinear éste como si fuera un acoplamiento rígido. Es

importante respetar las tolerancias indicadas por el fabricante, tanto las horizontales como

verticales, con el reductor. También hay que tener en cuenta que la alineación en caliente y en

frio puede variar. Por ello, es necesario realizar una alineación inicial en frío, preferentemente

con un alineador láser (por su precisión), y realizar después una alineación en caliente para ver la

variación. Si en esta segunda es necesario corregir algo, es conveniente anotar la desalineación

que es necesario dejar en frío (en el eje horizontal y/o eje vertical) por si en el futuro hay que

realizar un desmontaje y es necesario repetir estas alineaciones.

Mal estado del acoplamiento elástico entre turbina y desmultiplicador. Es conveniente realizar

una inspección visual periódica del acoplamiento (al menos una vez al año) y vigilar sobre todo la

evolución de las vibraciones.

Mal estado del acoplamiento desmultiplicador-alternador. Este es un caso típico de vibración

inducida por un equipo externo a la turbina pero unido a ésta. La vibración no es realmente de la

turbina, sino que proviene de una causa externa. Igual que en el caso anterior, es conveniente

realizar inspecciones visuales periódicas del acoplamiento y vigilar la evolución del nivel de

vibración.

Vibración del alternador o del desmultiplicador, que se transmite a la turbina. Es otro caso de

vibración detectada en la turbina pero proveniente de un equipo externo a ésta.

Problema en la lubricación de cojinetes, que hace que el aceite de lubricación no llegue

correctamente (en caudal o presión) a dichos cojinetes. Hay que diferenciar los problemas

relacionados con caudal y presión con los problemas relacionados con la calidad del aceite. En

referencia a los primeros, la obstrucción de los conductos por los que circula el aceite, el mal

estado de los filtros y una avería en las bombas de lubricación (recordemos que una turbina suele

llevar varias: una bomba mecánica cuya fuerza motriz la proporciona el propio eje de la turbina;

una bomba de pre-lubricación eléctrica, para arranques; y una bomba de emergencia, que se

pone en marcha ante un fallo eléctrico). Al ser la cantidad de aceite insuficiente, la posición del

eje y el cojinete varían de forma cíclica, dando lugar a la vibración. En casos más graves, el eje y el

cojinete se tocan sin película lubricante, provocando una degradación del eje de forma bastante

rápida.


155

Mala calidad del aceite. El aceite lubricante, con el tiempo, pierde algunas de sus propiedades

por degradación de sus aditivos y se contamina con partículas metálicas y agua. La presencia de

agua, de espumas, la variabilidad de la viscosidad con la temperatura, el cambio de viscosidad en

un aceite degradado suelen ser las causas que están detrás de una vibración provocada por la

mala calidad del aceite.

De ellas, es la presencia de agua la más habitual, por lo que el análisis periódico del aceite, el

purgado de agua y la reparación de la causa que hace que el agua entre en el circuito de

lubricación son las mejores medidas preventivas.

Mal estado de cojinetes. Los tres cojinetes de los que suele disponer una turbina de vapor de las

usadas en plantas de cogeneración (delantero, trasero o de empuje, o axial) sufren un desgaste

con el tiempo, aún con una lubricación perfecta. Estos cojinetes están recubiertos de una capa de

material antifricción, que es la que se pierde. Por esta razón, es necesario medir periódicamente

las holguras entre eje y cojinete, y el desplazamiento del eje, para comprobar que los cojinetes

aún están en condiciones de permitir un funcionamiento correcto de la turbina. Estas tolerancias

están indicadas siempre en el libro de operación y mantenimiento que el fabricante entrega, y es

necesario respetar los intervalos de medida de estas holguras y el cambio si esta comprobación

revela la existencia de un problema. El adecuado mantenimiento del sistema de lubricación

contribuye de manera innegable a alargar la vida de estos cojinetes, y de la misma forma, un

mantenimiento incorrecto del aceite, sus presiones y sus caudales provocan una degradación

acelerada de éstos.

Mal estado del eje en la zona del cojinete. Si en una turbina ha estado funcionando con el aceite

en mal estado, o con una lubricación deficiente, es posible que sus cojinetes estén en mal estado,

pero también es posible que hayan terminado por afectar al eje. Si uno y otro rozan en algún

momento, es posible que este último presente arañazos o marcas que provocarán vibraciones y

pueden dañar el nuevo cojinete. En caso de detectarse daños en el eje, es necesario repararlos,

con un lijado y un rectificado in situ o en el taller, aporte de material, etc. La mejor forma de

prevenir este daño es análisis periódico de la calidad del aceite, y en caso necesario su

sustitución, el adecuado mantenimiento del sistema de lubricación, y la sustitución del cojinete

cuando se detecta que la holgura supera los límites indicados por el fabricante o cuando una

inspección visual de éste así lo aconseja.

Desequilibrio del rotor por suciedad o incrustaciones en los álabes. El desequilibrio es la causa

más habitual de vibraciones en máquinas rotativas, representando aproximadamente el 40% de

los casos de vibración. Un tratamiento químico inadecuado del agua de caldera y del vapor que

impulsa la turbina termina dañando no solo ésta, sino también el ciclo agua-vapor y la propia

caldera. El tratamiento químico del agua de caldera es tan importante como el control del aceite

de lubricación: sin estos dos puntos perfectamente resueltos es imposible mantener

adecuadamente una instalación de cogeneración equipada con una turbina de vapor. El primer

problema que se manifestará por un tratamiento químico inadecuado será la presencia de

partículas extrañas depositadas en los álabes de la turbina. Como esta deposición no se hará

nunca por igual en todos los elementos rotativos, el rotor presentará un desequilibrio que se

traducirá en un alto nivel de vibraciones.


156

Las incrustaciones en los álabes de la turbina pueden estar provocadas por niveles inadecuados

de carbonatos, sílice, hierro, sodio u otros metales. Para eliminarlas, será necesaria una limpieza

de los álabes, y si el problema es grave, puede significar el chorreado de éste. Posteriormente a la

limpieza, será necesario realizar un equilibrado dinámico de la turbina.

Desequilibrio en el rotor por rotura de un álabe. No es frecuente, pero si una partícula extraña

entra en la turbina y golpea un álabe puede provocar una pérdida de material o un daño que

afectará al equilibrado del rotor. Para evitarlo, se colocan unos filtros que retienen objetos de

cierto tamaño que puedan estar en circulación por las tuberías de vapor.

Si este filtro está dañado o se ha retirado, partículas grandes podrían dañar los álabes. La

reparación significa sustituir los álabes dañados, realizar una limpieza interior de la turbina y

equilibrar. Se trata de una avería cara. Para evitarla, hay que asegurarse de que no puede

desprenderse ningún elemento que pueda estar en circulación por las tuberías de vapor y que el

filtro de vapor se encuentra en condiciones de realizar perfectamente su función. Es conveniente

realizar inspecciones visuales con un boroscopio o endoscopio, para poder observar el estado de

la superficie de los álabes sin necesidad de desmontar la carcasa de la turbina.

En otras ocasiones el daño a los álabes puede estar provocado por roce entre éstos y partes fijas

de la turbina. En estos casos el origen del fallo pudo ser un mal estado de cojinetes de apoyo o de

empuje que hicieron que la posición del eje rotor estuviera fuera de su especificación. El síntoma

que revela que está habiendo un problema es el alto nivel de vibración. Si se detecta un nivel

elevado y aún así se mantiene la turbina en marcha, se está dejando la puerta abierta a que se

produzca este grave fallo.

Desequilibrio en rotor por mal equilibrado dinámico. O por pérdida o daño en algún elemento

que gira (tornillos, arandelas, tuercas). El desequilibrado puede ser un fallo de origen (el

equilibrado inicial de la turbina fue deficiente) o puede ser un fallo sobrevenido. En ese segundo

caso, es importante que al efectuar reparaciones en el rotor de la turbina no quede ningún

elemento sin montar o montado de forma inadecuada. Es incluso conveniente numerar los

tornillos y arandelas que se desmontan para montarlos exactamente igual. Si es el eje el que está

dañado, hay que reparar el daño aportando material, rectificando, limpiando, lijando, etc. Es

conveniente tener un espectro de vibraciones desde la puesta en servicio del equipo. Este primer

espectro será de gran utilidad, y siempre será una referencia para saber si hay problema inicial o

sobrevenido.

Curvatura del rotor debido a una parada en caliente con el sistema virador parado. Las turbinas

de vapor están equipadas con un sistema virador que facilita que el eje no se curve cuando está

caliente. La misión de este sistema es redistribuir los pesos uniformemente sobre el eje de

rotación, y evitar curvaturas que desequilibrarían el rotor. Si la turbina se para en caliente y el

sistema virador no entra en marcha es posible que el eje se curve hacia arriba. El problema se

detecta siempre al intentar arrancar, y comprobar que el nivel de vibración es más alto del

permitido. Si es así, la solución más adecuada es mantener la turbina girando sin carga y a una

velocidad inferior a la nominal durante varias horas. Transcurrido ese tiempo, si ésta es la causa

del problema, la vibración habrá desaparecido y volverá a valores normales.


157

Eje curvado de forma permanente. El eje puede estar curvado de forma permanente, es decir,

con una deformación no recuperable siguiendo el procedimiento indicado en el apartado

anterior. No es fácil que esto suceda después de la puesta en marcha inicial de la turbina, y

habitualmente se debe a un fallo preexistente, y que proviene del proceso de fabricación. Es

habitual que el equilibrado dinámico haya enmascarado el problema, aunque el espectro inicial

de vibración, el que es recomendable realizar al inicio de la operación del equipo, es seguro que

estará presente.

Fisura en el eje. En ocasiones, un defecto superficial del eje avanza y termina convirtiéndose en

una fisura o grieta, que provoca un desequilibrio en el eje. Puede ocurrir por un defecto de

fabricación del eje (lo más habitual) o puede estar relacionado con corrosiones que el rotor

puede estar sufriendo.

Cuando esto ocurre, se detecta a través del análisis de vibraciones, y en la mayoría de los son

visibles a simple vista o con ayuda de algún elemento de aumento. La solución suele ser cambiar

el eje del rotor, aunque en algunos casos es posible la reparación en empresas especializadas en

este tipo de trabajos en metales especiales, mediante saneamiento, aportación de material,

rectificado y tratamiento de alivio de tensiones. Será necesario volver a realizar un equilibrado

del eje. Como medida preventiva para evitar corrosiones que convierten un defecto superficial en

una grieta o fisura, está el control químico del vapor a turbina.

Corrosión o incrustaciones en el eje, álabes, etc. Si el acondicionamiento del vapor no ha sido

adecuado, pueden producirse corrosiones en los álabes o deposiciones de materiales extraños a

la turbina en éstos. Estas incrustaciones y corrosiones desequilibran la turbina al modificar el

reparto de pesos a lo largo del eje de rotación. Cuando esto se produce la solución es la limpieza

del conjunto rotor por chorreado o por limpieza mecánica. Habitualmente hay que extraer el

rotor y realizar esta limpieza fuera de la turbina. En caso de incrustación, es conveniente tomar

muestras de los materiales depositados y analizarlos, para conocer el origen de las partículas

extrañas y tomar medidas correctoras oportunas. Una vez limpiado el eje, será necesario

equilibrarlo de nuevo. La mejor medida preventiva es realizar un cuidadoso control químico en el

agua de aportación, en el desgasificador, en los condensados, en el agua del calderín y en el

vapor.

Presencia de agua o partículas en el vapor. Si el vapor a la entrada tiene partículas de agua

líquida, el choque de las gotas contra la turbina puede provocar vibraciones y desequilibrios. El

vapor puede contener agua líquida por fallo en el sobrecalentamiento, por una atemperación

excesiva, porque la válvula de atemperación esté en mal estado, o porque en el camino entre la

válvula de atemperación y la entrada de la turbina sufra un enfriamiento anormal. Si esto se

produce es necesario detectarlos y corregirlo cuanto antes, pues provocará una erosión en los

álabes de la turbina y se dañarán. El análisis de vibración y las inspecciones boroscópicas

ayudarán en la tarea de detección temprana del problema. La solución consiste inevitablemente

en corregir el problema que esté causando la presencia de agua en el vapor.


158

Defecto de bancada. Una bancada mal diseñada o mal ejecutada puede provocar vibración.

Cuando se detecta una vibración, es conveniente en primer lugar verificar el estado de la

bancada, intentando descubrir grietas, falta de material, etc.

Si la vibración está presente desde la puesta en marcha y se han descartado otras causas, es muy

probable que el problema esté relacionado con el diseño o con la ejecución de la bancada. La

solución en este caso será, revisar el diseño de la bancada, y si éste es correcto, volver a

ejecutarla.

Defecto en la sujeción a la bancada. A pesar de que la bancada pueda estar bien ejecutada, la

turbina puede no estar convenientemente sujeta a ésta. Esto puede ocurrir porque los tornillos

de sujeción no tengan el par de apriete apropiado o porque los tornillos no anclen correctamente

a la bancada. Este fallo es mucho más habitual de lo que pueda parecer. Algunos denominan a

este fallo “pedestal cojo”, y el análisis de vibraciones revela este fallo con relativa facilidad.

Cuando este problema ocurre, se observa que aflojando uno de los tornillos de sujeción (el que

causa el problema) el nivel de vibraciones extrañamente disminuye.

Tensión de tuberías de vapor. Si el alineamiento de tuberías no es perfecto o no se han

considerado correctamente los efectos térmicos de la dilatación, pueden provocarse tensiones

en tuberías que hagan que se ejerza una fuerza extraña sobre la carcasa de la turbina. Estas

fuerzas pueden provocar vibraciones, entre otras cosas. La tubería de entrada de vapor en

turbinas pequeñas suele ser flexible, y la salida suele ir equipada con un compensador que une la

carcasa de la turbina a la tubería de salida. Para comprobar si existe algún problema en este

sentido, es conveniente soltar las tuberías de entrada y salida y comprobar cuál es su posición

natural sin estar unidas a la turbina.

Desplazamiento excesivo del rotor por mal estado del cojinete de empuje o axial.

Si el cojinete de empuje, es decir, el cojinete sobre el que la turbina ejerce una fuerza en dirección

axial, se encuentra en mal estado, con un desgaste en exceso, el eje de la turbina puede desplazarse

en la dirección axial más de su límite permitido, aplicando una fuerza adicional sobre el

acoplamiento del reductor y sobre el propio reductor. Un tope que forma parte del eje apoya sobre

este cojinete. Para evitar que se aplique sobre el acoplamiento esta fuerza adicional, un sensor

inductivo mide la posición del eje, y especialmente de ese tope en todo momento, y cuando éste

supera el valor previsto por el fabricante, se produce en primer lugar una alarma en el sistema de

control de la turbina. Si el desplazamiento aumenta todavía más, la alarma se transforma en disparo,

y el sistema de control para la turbina por seguridad.

La correcta lubricación del espacio que hay entre el cojinete de empuje o axial y el citado tope, el

análisis de aceite, la comprobación de la instrumentación y la medición periódica del desplazamiento

son las tareas de mantenimiento a aplicar para evitar este fallo.


159

Cuando este fallo se produce, la reparación consiste en la sustitución de cojinete de empuje. Es

conveniente observar el estado de la superficie del tope del eje que apoya sobre el cojinete de

empuje, vigilando que no contenga irregularidades, arañazos o marcas que terminarán reduciendo la

vida del cojinete. Si tuviera defectos, sería necesario rectificar el tope para eliminar cualquier

irregularidad en la superficie.

Figura 33. Cojinete axial en una turbina de vapor de 7,5 MW.

Fallos diversos en la instrumentación.

Un fallo erróneo de la instrumentación suele estar detrás de uno de cada tres problemas detectados

por el sistema de control. Entre los fallos habituales detectados erróneamente por la turbina de

vapor están los siguientes:

Alto nivel de vibraciones.

Desplazamiento del eje superior al límite.

Temperaturas y/o presiones del vapor fuera de límites.

Temperaturas y/o presiones del aceite de lubricación fuera de límites.

Indicación incorrecta de la velocidad de la turbina.

El fallo de la señal puede provenir del elemento sensor o del acondicionador de señal (transmisor de

señal). Tanto uno como otro tienen una probabilidad de fallo similar.


160

Para evitar estos fallos erróneos, los modelos más caros de sistemas de control de turbinas vienen

provistos con sistemas 2/3, de forma que toda la instrumentación esta triplicada, y para enviar una

señal de alarma o de disparo es necesario que al menos 2 de los 3 sensores estén dando una señal

fuera del rango especificado. La posibilidad de detección de un fallo por error baja muchísimo, pero

el sistema de control también se encarece enormemente. Por ello, estos sistemas solo se instalan si

económicamente es justificable.

Por desgracia estos fallos tan habituales de la instrumentación son los que provocan que el operador

de la turbina tenga la impresión que muchos fallos se arreglan “solos”. Por ello, cuando el equipo

para porque ha detectado un fallo, el operador suele arrancar de forma inmediata, sin más

comprobación. Y esto a veces lo repite una y otra vez, en la esperanza de que se trate simplemente

de un fallo irreal. Pero a pesar de que en muchos casos es así, en otros no, y se trata de medidas

reales y de paradas por seguridad. El rearranque en condiciones de fallo real puede traer

consecuencias nefastas, y como ya se ha dicho en repetidas ocasiones, detrás de cada fallo grave de

un equipo suele estar una negligencia de operación o de mantenimiento, grave y repetida.

Vibración en el reductor.

El reductor no es más que un conjunto de engranajes de diferentes diámetros y número de dientes

cuya función es reducir y adaptar el número de revoluciones por minuto de la turbina de vapor y el

alternador.

Figura 34. Reductor acoplado a una turbina de alta presión con relación entre ejes 3:1.


161

Por tanto, cualquiera de las causas que provoca vibración en una máquina rotativa puede provocar la

vibración del reductor, que puede transmitirse a la turbina y provocar el paro de ésta. Entre las

causas comunes del aumento del nivel de vibración en un reductor están:

Mal estado de cojinetes o rodamientos de uno de los dos ejes (eje rápido o de entrada y/o eje

lento o de salida). Esta es la causa más frecuente de este fallo.

Desequilibrios, debidos a efectos en los dientes de piñones, mal estado del eje, etc.

Problemas en la lubricación (falta de caudal o de presión, presencia de partículas extrañas o

presencia de agua).

Mal alineamiento con cualquiera de los otros dos elementos del conjunto generador (turbina o

alternador).

Mal estado de algunos de los dos ejes (el de entrada o el de salida).

Problemas en la bancada o problemas de sujeción del reductor a ésta.

Vibración en el alternador.

El alternador es una máquina muy sencilla, y por tanto, el número de problemas que suele dar es

pequeño. Una vibración en el alternador puede estar provocada por:

El centro magnético del alternador no coincide con el centro mecánico.

Mal estado de cojinetes y rodamientos del eje (ésta es con diferencia la causa más frecuente).

Curvatura del eje.

Defecto en el eje.

Problemas de lubricación, como exceso de grasa en el rodamiento, no renovación de grasa del

rodamiento, mal estado de ésta, grasa inadecuada o presencia de partículas extrañas en la grasa.

Problemas en la bancada o de sujeción del alternador a ésta.

Fugas de vapor.

Una fuga de vapor por los sellos de la turbina, que pueden ser de carbón o laberínticos, además de

provocar una pérdida de rendimiento (se escapa energía útil) puede provocar otras averías mayores:

el vapor puede entrar en el circuito de lubricación o la fuga de vapor puede calentar excesivamente

algún elemento que no esté preparado para soportar ese calor adicional (la instrumentación, por

ejemplo).


162

La inspección periódica de los sellos y la reparación inmediata del problema en cuanto se detecta la

fuga son las mejores tareas de mantenimiento para prevenir este fallo.

Funcionamiento incorrecto de la válvula de control.

La válvula de control, que regula el caudal de entrada de vapor a la turbina, y su sistema hidráulico

suele ser responsables de un gran número de incidencias, que provocan intervenciones correctivas y

pérdidas de disponibilidad. Se observa en el equipo un funcionamiento errático de la turbina,

abriendo la entrada de vapor o cerrándolo cuando no corresponde, o vibrando de forma anormal.

Es conveniente mantener en buen estado el grupo hidráulico al que suele estar conectado el aceite

de control de ésta válvula. Un mantenimiento programado periódico se hace imprescindible para el

buen funcionamiento de la turbina, así como un análisis del aceite hidráulico de control.

Un aceite inadecuado o una temperatura muy alta o muy baja de éste aceite también pueden causar

problemas en esta válvula.

Por último, en muchas ocasiones el problema no está en la válvula, sino en el sistema de control, que

da orden de abrir o cerrar de acuerdo a otras señales que está recibiendo. Se hace necesario, pues,

un conocimiento muy exhaustivo del sistema de control y sus señales. Así, el mal estado del detector

inductivo que mide las revoluciones de la turbina a veces puede estar detrás de un funcionamiento

errático de la válvula de control.

Dificultad o imposibilidad de la sincronización.

Para que se produzca el acoplamiento entre el alternador accionado por la turbina y la red eléctrica

es necesario que ambos estén sincronizados. Para ello, es necesario que ambos giren a la misma

velocidad. Cuando hay problemas en el proceso de sincronización, puede deberse a un problema

cuyo origen está en la válvula de admisión de vapor.

Si revisada, ésta se comprueba que su funcionamiento es correcto, puede ser debido a un problema

de ajuste del PID (Proporcional Integral Derivativo) de la válvula de admisión. Es posible igualmente

que el problema esté localizado en el equipo de sincronización. También es posible que el problema

tenga su origen en el alternador porque las tensiones de generación y red no coincidan. Por último,

es posible que haya un problema en el control, que la turbina gire a una velocidad distinta

(ligeramente superior o inferior) a la velocidad de sincronismo.

Funcionamiento incorrecto de la válvula de cierre.

Esta válvula, que suele estar antes de la válvula de control es una válvula todo-nada. En su posición

“cerrado”, puede dejar pasar algo de vapor que puede afectar al equipo. Es conveniente comprobar

periódicamente, aprovechando una revisión de la instalación, que esta válvula y sus elementos

internos de cierre se encuentran en buen estado.


163

Bloqueo del rotor por curvatura del eje.

Las holguras entre los álabes fijos (toberas) y móviles de la turbina son muy pequeñas. Si el eje se

curva por cualquier razón, especialmente por paradas de la turbina sin mantener el sistema virador

en marcha, la curvatura del eje puede ser suficiente para que álabes fijos y móviles topen y se impida

el movimiento del rotor.

La mejor medida preventiva es mantener siempre el sistema virador perfectamente operativo y

correctamente mantenido, para que pueda entrar en marcha si se produce una parada de turbina. Si

esto ocurre, como la solución es dejar enfriar el eje hasta que éste se libere. Es necesario comprobar

constantemente que éste se ha liberado, lo que puede suponer muchas horas. Una vez liberado, es

necesario conectar el sistema virador y mantenerlo en marcha durante varias horas, para asegurar

que la forma del eje se ha recuperado; de otro modo, se tendrán altos niveles de vibración que

impedirán o dificultarán el arranque.

Gripaje del rotor.

No es una avería en absoluto habitual, por suerte. Como todo gripaje, supone la unión o

agarrotamiento de dos metales movimiento que friccionan, y que son los cojinetes de apoyo y el eje.

No es nada habitual porque el eje seguiría girando y destrozaría los cojinetes. La turbina pararía por

altas vibraciones, y al abrir la máquina el eje estaría dañado, los cojinetes destrozados y

posiblemente los álabes tendrían daños irreparables.

3.2.5.3. Fallos en la caldera.

Los fallos más habituales en calderas suelen ser los siguientes:

Fugas en válvulas. Las más propensas son las que soportan unas condiciones de trabajo más difíciles,

esto es, las válvulas de control de la zona de alta presión, en caso de que la turbina tenga varios

niveles de presión. Las fugas en las válvulas de seguridad y en las de drenaje son también habituales.

Fallos en la instrumentación. En lazos de control de nivel de agua en los calderines, lazos de presión,

lazos de caudal y lazos de temperatura.

Fugas de vapor y de agua por tuberías externas.

Roturas internas en los haces tubulares (pinchazos) y colectores. Estas roturas suelen tener su

origen en corrosiones, fatiga del material, defectos de construcción y defectos de diseño.

Obstrucción de filtros.

Fallo en los motores y las bombas de agua de alimentación.


164

Desprendimiento y deterioro de material aislante. Hace que los humos, con energía térmica

aprovechable, salgan al exterior por sitios inapropiados.

Fallos relacionados con la calidad del agua, y especialmente con el pH. PH bajos pueden provocar

que se desprenda la capa de maquetita, pH altos pueden provocar incrustaciones y corrosión

caústica).

3.2.5.4. Fallos en el ciclo agua-vapor.

Los fallos habituales relacionados con el ciclo agua-vapor son los siguientes:

Fugas en tuberías.

Fallos en válvulas motorizadas.

Fallos en válvulas manuales.

Mal funcionamiento de las válvulas de derivación (bypass).

Obstrucción de válvulas de atemperación.

Fallos en válvulas de purga.

Suciedad en el condensador.

3.2.5.5. Fallos en el sistema de agua de refrigeración.

En las plantas con un sistema de refrigeración semiabierto (con torre de refrigeración), los principales

fallos que pueden ocurrir son los siguientes:

Fallos en las bombas de agua de reposición a la torre.

Roturas y obstrucciones en el circuito de reposición y en el de purga de la torre, y en válvulas de

dichos circuitos.

Fallos en válvulas en el circuito de reposición y en el de purga de la torre.

Fallos en bombas de impulsión al condensador.

Roturas y obstrucciones en el circuito de impulsión al condensador, y en las válvulas de dicho

circuito.

Desequilibrio de las aspas de los ventiladores.

Fallos en el sistema de transmisión de movimiento desde el motor al ventilador.


165

Fallos en los variadores electrónicos que controlan los ventiladores.

Fallos en el control de nivel de la torre.

Corrosiones e incrustaciones en el circuito.

En las plantas con sistema de refrigeración basado en aerocondensadores los fallos más habituales son:

Desequilibrio en las aspas de los ventiladores.

Fallos en el sistema de transmisión de movimiento desde el motor al ventilador.

Fallos en los variadores que controlan los ventiladores.

Fallos en la instrumentación de control de temperatura.

Roturas en tuberías de los haces tubulares.

Incrustaciones en el interior de tuberías del aerocondensador.

Fallos en válvulas del aerocondensador.

3.2.5.6. Fallos en la estación de gas (ERM).

Los fallos más comunes son los siguientes:

Válvulas que no funcionan correctamente.

Fallos en el sistema de calentamiento de gas.

Fugas de gas por soldaduras de tubos o por válvulas. El fallo más importante que puede ocurrir es la

fuga de gas con incendio de éste.

3.2.5.7. Fallos en el alternador.

Los fallos que suelen presentarse en los alternadores de las plantas de cogeneración suelen ser:

Fallo en el ventilador que refrigera el equipo.

Vibraciones en el rotor.

Alta temperatura en los cojinetes.

Bloqueo del eje rotor, como caso extremo del fallo anterior.


166

Fallos en el sistema de excitación.

Cortocircuito en bobinados, por defectos o deterioro del aislamiento.

3.2.5.8. Fallos en sistemas eléctricos.

A continuación, se exponen las averías más típicas a que están sometidos los sistemas eléctricos, tanto

de alta tensión como de baja, de una planta de cogeneración:

Fallos en las protecciones del transformador principal, de servicio o auxiliares.

Alta temperatura de los transformadores principales, por fallo en la ventilación.

Fallo en el cambiador de carga de transformadores.

Fallo mecánico en el interruptor principal o en los seccionadores.

Fallo en la medida de energía importada/exportada.

Fallo en las protecciones de la línea.

Rotura o derivación de la línea de alta tensión desde el interruptor principal hasta la subestación de

la red eléctrica.

3.2.5.9. Fallos en el sistema de control.

El sistema de control de la planta suele ser un elemento robusto y fiable. No obstante, pueden

producirse algunos fallos achacables a este sistema:

Fallos en la alimentación eléctrica de los sistemas de control.

Fallos provocados por unas condiciones ambientales en la sala de control inadecuadas, como son

temperatura, humedad, suciedad, vibración.

Bloqueo del sistema de control por causas informáticas.

Deficiente calibración de lazos de control.


167

PLANOS



168

Índice Planos

1. Plano de situación. 169

2. Plano de emplazamiento. 170

3. Plano de detalle del emplazamiento. 171

4. Plano de esquema de proceso 172

5. Plano de vista de planta. 173

6. Plano de esquema de protecciones. 174

7. Plano de esquema interconexión. 175

8. Plano de detalle de turbina de gas 176

9. Plano de distribución de turbina de gas 177


170


171


172


173


174


175


176


177

PLIEGO DE CONDICIONES



179

Índice Pliego de condiciones

1. Disposiciones Generales. 180

1.1. Naturaleza y objeto del Pliego General. 180

1.2. Documentación del Contrato de Obra. 180

2. Capítulo I: Condiciones Facultativas. 180

2.1. Epígrafe 1: Delimitación General de Funciones Técnicas. 180

2.2. Epígrafe 2: De las obligaciones y derechos generales del Contratista. 182

2.3. Epígrafe 3: Prescripciones generales relativas a los trabajos,

los materiales y los medios auxiliares. 185

2.4. Epígrafe 4: de las recepciones de las obras e instalaciones. 190

3. Capítulo II: Condiciones Económicas. 192

3.1. Epígrafe 1: Principio general. 192

3.2. Epígrafe 2: Fianzas. 192

3.3. Epígrafe 3: De los precios. 193

3.4. Epígrafe 4: Obras por administración. 196

3.5. Epígrafe 5: De la valoración y abono de los trabajos. 199

3.6. Epígrafe 6: De las indemnizaciones mutuas. 203

3.7. Epígrafe 7: Varios. 203


180

1. Disposiciones Generales.

1.1. Naturaleza y objeto del Pliego General

El presente Pliego General de Condiciones tiene carácter supletorio del Pliego de

Condiciones particulares del Proyecto. Ambos, como parte del proyecto tienen como

finalidad regular la ejecución de las obras fijando sus niveles técnicos y de calidad exigibles,

precisando las intervenciones que corresponden, según el contrato y de acuerdo con la

legislación aplicable, al Promotor o dueño de la obra, al Contratista o constructor de la obra,

a sus técnicos y encargados, al Proyectista, así como las relaciones entre ellos y sus

obligaciones correspondientes en orden al cumplimiento del contrato de obra.

1.2. Documentación del Contrato de Obra

Integran el contrato los siguientes documentos relacionados por orden de relación por lo

que se refiere al valor de sus especificaciones en caso de omisión o aparente contradicción:

Las condiciones fijadas en el mismo documento de contrato de empresa o

arrendamiento de obra si es que existe.

El Pliego de Condiciones Particulares.

El presente Pliego General de Condiciones.

El resto de la documentación del Proyecto (memoria, planos, mediciones y

presupuesto).

Las órdenes e instrucciones de la Dirección facultativa de las obras se incorporan al Proyecto

como interpretación, complemento o precisión de sus determinaciones. En cada

documento, las especificaciones literales prevalecen sobre las gráficas y en los planos, la

cota prevalece sobre la medida a escala.

2. Capítulo I: Condiciones Facultativas.

2.1. Epígrafe 1: Delimitación General de Funciones Técnicas

2.1.1. El Proyectista.

Artículo 3. Corresponde al Proyectista:

a) Redactar los complementos o rectificaciones del proyecto que sean necesarias.

b) Asistir a las obras, tantas veces como lo requiera su naturaleza y complejidad, a fin de

resolver las contingencias que se produjeran e impartir las instrucciones

complementarias que sean necesarias para conseguir la solución correcta.


181

c) Coordinar la intervención en obra de otros técnicos que, en su caso, concurran a la

dirección con función propia en aspectos parciales de su especialidad.

d) Aprobar las certificaciones parciales de obra, la liquidación final y asesorar al

promotor en el acto de la recepción.

e) Preparar la documentación final de la obra y expedir y suscribir el certificado de final

de obra.

2.1.2. El Constructor.

Artículo 4. Corresponde al Constructor:

a) Organizar los trabajos de construcción, redactando los planes de obra que se precisen

y proyectando o autorizando las instalaciones provisionales y medios auxiliares de la

obra.

b) Elaborar el Plan de Seguridad y Salud en el trabajo en el que se analicen, estudien,

desarrollen y complementen las previsiones contempladas en el estudio o estudio

básico, en función de su propio sistema de ejecución de la obra.

c) Suscribir con el Proyectista el acto de replanteo de la obra.

d) Ostentar la jefatura de todo el personal que intervenga en la obra y coordinar las

intervenciones de los subcontratistas.

e) Asegurar la idoneidad de todos y cada uno de los materiales y elementos

constructivos que se utilizan, comprobando sus preparados en obra y rechazando, por

iniciativa propia o por prescripción del Proyectista, los suministros o prefabricados que

no cuenten con las garantías o documentos de idoneidad requeridos por las normas de

aplicación.

e) Custodiar el Libro de órdenes y seguimiento de la obra, y dar el visto bueno a las

anotaciones que se practiquen.

f) Facilitar al Proyectista, con tiempo suficiente, los materiales necesarios para el

desempeño de su cometido.

g) Preparar las certificaciones parciales de obra y la propuesta de liquidación final.

h) Suscribir con el Promotor las actas de recepción provisional y definitiva.

j) Concertar los seguros de accidentes de trabajo y de daños a terceros durante la obra.


182

2.2. Epígrafe 2: De las obligaciones y derechos generales del Contratista.

2.2.1. Verificación de los documentos del proyecto.

Antes de comenzar las obras, el Contratista consignará por escrito que la documentación

aportada le resulta suficiente para la comprensión de la totalidad de la obra contratada, o

en caso contrario, solicitará las aclaraciones pertinentes.

2.2.2. Plan de Seguridad y Salud.

El Contratista, a la vista del Proyecto que contenga el Estudio de Seguridad y Salud o bien el

Estudio básico, presentará el Plan de Seguridad y Salud que se deberá aprobar, antes del

inicio de la obra, por coordinador en materia de seguridad y salud o por la dirección

facultativa en caso de no ser necesaria la designación de coordinador.

Será obligatoria la designación, por parte del promotor, de un coordinador en materia de

seguridad y salud durante la ejecución de la obra siempre que en la misma intervenga más

de una empresa, o una empresa y trabajadores autónomos o diversos trabajadores

autónomos.

Los contratistas y subcontratistas serán responsables de la ejecución correcta de las

medidas preventivas fijadas en el plan de seguridad y salud, relativo a las obligaciones que

les correspondan a ellos directamente o, en todo caso, a los trabajadores autónomos

contratados por ellos. Los contratistas y subcontratistas responderán solidariamente de las

consecuencias que se deriven del incumplimiento de las medidas previstas en el plan, en los

términos del apartado 2 del artículo 42 de la Ley 31/1995 de Prevención de Riesgos

Laborales.

2.2.3. Oficina en la obra.

El Contratista habilitará en la obra una oficina en la que habrá una mesa o mostrador

adecuado, donde puedan extender y consultar los planos.

En dicha oficina tendrá siempre el Contratista a disposición de la Dirección Facultativa:

El proyecto completo, incluidos los complementos que en su caso, redacte el

proyectista.

La Licencia de obras.

El Libro de Órdenes y Asistencias.

El Plan de Seguridad y Salud.

La documentación de los seguros mencionados en el artículo 4.j).


183

Dispondrá además el Contratista una oficina para la Dirección Facultativa,

convenientemente acondicionada para trabajar con normalidad a cualquier hora de la

jornada.

El Libro de Incidencias, que deberá permanecer siempre en la obra, se encontrará en poder

del coordinador en materia de seguridad y salud o, en el caso de no ser necesaria la

designación de coordinador, en poder de la Dirección Facultativa.

2.2.4. Representación del Contratista.

El Contratista está obligado a comunicar a la propiedad la persona designada como

delegado suyo en la obra, que tendrá el carácter de Jefe de la misma, con dedicación plena

y con facultades para representar y adoptar en todo momento aquellas decisiones que se

refieren a la contrata.

Sus funciones serán las del Contratista según se especifica en el artículo 5.

Cuando la importancia de las obras lo requiera y así se consigne en el Pliego de "Condiciones

particulares de índole facultativa" el Delegado del Contratista será un facultativo de grado

superior o grado medio, según los casos.

El Pliego de Condiciones particulares determinará el personal facultativo o especialista que

el Contratista se obligue a mantener en la obra como mínimo, y el tiempo de dedicación

comprometida.

El incumplimiento de esta obligación o, en general, la falta de cualificación suficiente por

parte del personal según la naturaleza de los trabajos, facultará al proyectista para ordenar

la paralización de las obras, sin derecho a reclamación, hasta que sea subsanada la

deficiencia.

2.2.5. Presencia del Contratista en la obra.

El Jefe de obra, por sí mismo oa través de sus técnicos o encargados, estará presente

durante la jornada legal de trabajo y acompañará a la Dirección Facultativa en las visitas que

hagan a las obras, poniéndose a su disposición para la práctica los reconocimientos que se

consideren necesarios y suministrándoles los datos precisos para la comprobación de

mediciones y liquidaciones.


184

2.2.6. Trabajos no estipulados expresamente.

Es obligación de la contrata ejecutar todo lo que sea necesario para la buena construcción y

aspecto de las obras, aunque no se halle expresamente determinado en los documentos de

Proyecto, siempre que, sin separarse de su espíritu y recta interpretación, lo disponga el

proyectista dentro de los límites de posibilidades que los presupuestos habiliten para cada

unidad de obra y tipo de ejecución.

En caso de defecto de especificación en el Pliego de Condiciones particulares, se entenderá

que es necesario un reformado de proyecto requiriendo consentimiento expreso de la

propiedad toda variación que suponga incremento de precios de alguna unidad de obra en

más del 20 por 100 o del total del presupuesto en más de un 10 por 100.

2.2.7. Interpretaciones, aclaraciones y modificaciones de los documentos del proyecto.

Cuando se trate de aclarar, interpretar o modificar preceptos de los Pliegos de Condiciones

o indicaciones de los planos o croquis, las órdenes e instrucciones correspondientes se

comunicarán precisamente por escrito al Contratista que estará obligado a devolver los

originales o las copias suscribiendo con su firma el , que figurará al pie de todas las órdenes,

avisos o instrucciones que reciba, tanto de la Dirección Facultativa.

Cualquier reclamación que en contra de las disposiciones de la Dirección Facultativa quiera

hacer el Contratista, deberá dirigir, dentro precisamente del plazo de tres días, a aquel que

la hubiere dictado, el cual dará al Contratista el correspondiente recibo si así lo pidiera.

El Contratista podrá requerir de la Dirección Facultativa, las instrucciones o aclaraciones que

sean necesarias para la correcta interpretación y ejecución del proyecto.

2.2.8. Reclamaciones contra las órdenes de la Dirección Facultativa.

Las reclamaciones que el Contratista quiera hacer contra las órdenes o instrucciones

dimanadas de la Dirección Facultativa, sólo podrá presentar las, a través de Proyectista,

ante la Propiedad, si son de orden económico y de acuerdo con las condiciones estipuladas

en los pliegos de condiciones correspondientes. Contra disposiciones de orden técnico de la

dirección facultativa, no se admitirá ninguna reclamación, y el Contratista podrá salvar su

responsabilidad, si lo estima oportuno, mediante exposición razonada dirigida al

Proyectista, el cual podrá limitar su contestación al acuse de recepción que en todo caso

será obligatorio para este tipo de reclamaciones.

2.2.9. Recusación por el Contratista del personal nombrado por Proyectista.

El Contratista no podrá recusar a los Proyectistas o personal encargado por éstos de la

vigilancia de la obra, ni pedir que por parte de la propiedad se designen otros facultativos

para los reconocimientos y mediciones.


185

Cuando se crea perjudicado por su labor, procederá de acuerdo con lo estipulado en el

artículo precedente, pero sin que por ello no se puedan interrumpir ni perturbar la marcha

de los trabajos.

2.2.10. Faltas del personal.

El Proyectista, en el caso de desobediencia a sus instrucciones, manifiesta incompetencia o

negligencia grave que comprometan o perturben la marcha de los trabajos, podrá requerir

al Contratista para que aparte de la obra a los dependientes u operarios causantes de la

perturbación.

El Contratista podrá subcontratar capítulos o unidades de obra a otros contratistas e

industriales, sujetando en su caso, a lo estipulado en el Pliego de Condiciones particulares y

sin perjuicio de sus obligaciones como Contratista general de la obra.

2.3. Epígrafe 3: Prescripciones generales relativas a los trabajos, a los materiales y a los medios

auxiliares.

2.3.1. Caminos y accesos.

El Contratista dispondrá por su cuenta los accesos a la obra, la señalización y su cierre o

vallado. La Dirección Facultativa podrá exigir su modificación o mejora.

2.3.2. Replanteo.

El Contratista iniciará las obras replanteando en el terreno y señalando sus referencias

principales que mantendrá como base de ulteriores replanteos parciales. Estos trabajos se

considerarán a cargo del Contratista e incluidos en su oferta.

El Contratista someterá el replanteo a la aprobación de la Dirección Facultativa y una vez

ésta haya dado su conformidad preparará un acta acompañada de un plano que deberá ser

aprobado por Proyectista, y será responsabilidad del Contratista la omisión de este trámite.

2.3.3. Comienzo de la obra. Ritmo de ejecución de los trabajos.

El Contratista comenzará las obras en el plazo marcado en el Pliego de Condiciones

Particulares, desarrollando en la forma necesaria para que dentro de los períodos parciales

señalados en el pliego mencionado queden ejecutados los trabajos correspondientes y, en

consecuencia, la ejecución total se lleve a cabo dentro del plazo exigido en el Contrato.

Obligatoriamente y por escrito, el Contratista deberá dar cuenta a la Dirección Facultativa

del comienzo de los trabajos al menos con tres días de anticipación.


186

2.3.4. Orden de los trabajos.

En general, la determinación del orden de los trabajos es facultad de la contrata, salvo

aquellos casos en que, por circunstancias de orden técnico, la Dirección Facultativa estime

conveniente variar.

2.3.5. Facilidad para otros Contratistas.

De acuerdo con lo que requiera la Dirección Facultativa, el Contratista General deberá dar

todas las facilidades razonables para la realización de los trabajos que sean encomendados

a todos los demás Contratistas que intervengan en la obra. Ello sin perjuicio de las

compensaciones económicas que tengan lugar entre Contratistas por utilización de medios

auxiliares o suministros de energía u otros conceptos.

En caso de litigio, ambos Contratistas estarán a lo que resuelva la Dirección Facultativa.

2.3.6. Ampliación del proyecto por causas imprevistas o de fuerza mayor.

Cuando sea preciso por motivo imprevisto o por cualquier accidente ampliar el Proyecto, no

se interrumpirán los trabajos, continuándose según las instrucciones dadas por la Dirección

Facultativa en tanto se formula o se tramita el Proyecto Reformado.

El Contratista está obligado a realizar con su personal y sus materiales cuanto la Dirección

de las obras disponga para hacer calzados, apuntalamientos, derribos, recalces, andamios o

cualquier obra de carácter urgente, anticipando de momento este servicio, cuyo importe le

será consignado en un presupuesto adicional o abonado directamente, de acuerdo con lo

que estipule.

2.3.7. Prórroga por causa de fuerza mayor.

Si por causa de fuerza mayor e independiente de la voluntad del Contratista, éste no

pudiese comenzar las obras, o tuviese que suspender las, o no le fuera posible terminar en

los plazos prefijados, se le otorgará una prórroga proporcionada para el cumplimiento de la

contrata, previo informe favorable del Proyectista. Por ello, el Contratista expondrá, en

escrito dirigido a la Dirección Facultativa la causa que impide la ejecución o la marcha de los

trabajos y el retraso que por ello se originaría en los plazos acordados, razonando

debidamente la prórroga que por la dicha causa solicita.

2.3.8. Responsabilidad de la Dirección Facultativa en el retraso de la obra.

El Contratista no podrá excusarse de no haber cumplido los plazos de obras estipulados,

alegando como causa la carencia de planos u órdenes de la Dirección Facultativa, a

excepción del caso en que habiéndolo solicitado por escrito no se le hubiera proporcionado.


187

2.3.9. Condiciones generales de ejecución de los trabajos.

Todos los trabajos se ejecutarán con estricta sujeción al Proyecto, a las modificaciones que

previamente hayan sido aprobadas ya las órdenes e instrucciones que bajo la

responsabilidad de la Dirección Facultativa y por escrito, entreguen los Proyectistas al

Contratista, dentro de las limitaciones presupuestarias y de conformidad con lo especificado

en el artículo 11.

Durante la ejecución de la obra se tendrán en cuenta los principios de acción preventiva de

conformidad con la Ley de Prevención de Riesgos Laborales.

2.3.10. Obras ocultas.

De todos los trabajos y unidades de obra que hayan de quedar ocultos a la terminación del

edificio, se levantarán los planos precisos para que queden perfectamente definidos; estos

documentos se extenderán por triplicado y se entregarán: uno a los Técnicos Proyectistas y

el otro al Contratista. Estos documentos irán firmados por los técnicos directores y

contratista. Los planos, que deberán ir suficientemente acotados, se considerarán

documentos indispensables e irrecusables para efectuar las mediciones.

2.3.11. Trabajos defectuosos.

El Contratista deberá emplear materiales que cumplan las condiciones exigidas en las

"Condiciones generales y particulares de índole técnica" del Pliego de Condiciones y

realizará todos y cada uno de los trabajos contratados de acuerdo con lo especificado

también en dicho documento.

Por ello, y hasta que tenga lugar la recepción definitiva del edificio, es responsable de la

ejecución de los trabajos que ha contratado y de las faltas y defectos que en los trabajos

pudieran existir por su mala ejecución o por la deficiente calidad los materiales empleados o

aparatos colocados sin que le exonere de responsabilidad el control que compete a los

técnicos Proyectistas, ni tampoco el hecho de que estos trabajos hayan sido valorados en las

certificaciones parciales de obra, que siempre se entenderán extendidas y abonadas a

buena cuenta.

Como consecuencia de lo expresado anteriormente, cuando el Técnico Proyectista detecte

vicios o defectos en los trabajos ejecutados, o que los materiales empleados o los aparatos

colocados no reúnan las condiciones preceptuadas, ya sea en el curso de la ejecución de los

trabajos , o una vez finalizados, y antes de verificarse la recepción definitiva de la obra,

podrá disponer que las partes defectuosas sean demolidas o desmontados y reconstruidas o

instalados de acuerdo con lo que se haya contratado, y todo ello a cargo de la contrata.

Si ésta no estimase justa la decisión y se negase a la demolición o desmontaje y

reconstrucción ordenadas, se planteará la cuestión ante el Proyectista de la obra, que lo

resolverá.


188

2.3.12. Vicios ocultos.

Si el Técnico Proyectista tuviera razones de peso para creer en la existencia de vicios ocultos

de construcción en las obras ejecutadas, ordenará efectuar en cualquier momento, y antes

de la recepción definitiva, los ensayos, destructivos o no, que crea necesarios para

reconocer los trabajos que suponga defectuosos. Los gastos que ocasionen serán a cuenta

del Contratista, siempre y cuando los vicios existan realmente, en caso contrario serán a

cargo de la Propiedad.

2.3.13. Los materiales y los aparatos. Su procedencia.

El Contratista tiene libertad de proveerse de los materiales y aparatos de todas clases en los

puntos que él crea conveniente, excepto en los casos en que el Pliego Particular de

Condiciones Técnicas preceptúe una procedencia determinada.

Obligatoriamente, y antes de proceder a su utilización y acopio, el Contratista deberá

presentar al Técnico Proyectista una lista completa de los materiales y aparatos que vaya a

emplear en la que se especifiquen todas las indicaciones sobre marcas, calidades,

procedencia y idoneidad de cada uno.

2.3.14. Presentación de muestras.

A petición de la Dirección Facultativa, el Contratista le presentará las muestras de los

materiales con la anticipación prevista en el Calendario de la Obra.

2.3.15. Materiales no utilizables.

El Contratista, a su costa, transportará y colocará, agrupándolos ordenadamente y en el

lugar adecuado, los materiales procedentes de las excavaciones, derribos, etc., Que no sean

utilizables en la obra.

Se retirarán de la obra o se llevará al vertedero, cuando así se establezca en el Pliego de

Condiciones particulares vigentes en la obra.

Si no se hubiese preceptuado nada sobre el particular, se retirarán de ella cuando así lo

ordene la Dirección Facultativa, pero acordando previamente con el Contratista su justa

tasación, teniendo en cuenta el valor de estos materiales y los gastos de su transporte.


189

2.3.16. Materiales y aparatos defectuosos.

Cuando los materiales, elementos instalaciones o aparatos no fuesen de la calidad prescrita

en este Pliego, o no tuvieran la preparación en él exigida o, en fin, cuando la falta de

prescripciones formales del Pliego, se reconociera o demostrara que no eran adecuados

para su objeto, la Dirección Facultativa dará orden al Contratista de sustituir por otros que

satisfagan las condiciones o cumplan el objetivo al que se destinan.

Si el Contratista a los quince (15) días de recibir órdenes que retire los materiales que no

estén en condiciones no lo ha hecho, podrá hacer lo la Propiedad cargando los gastos a la

contrata.

Si los materiales, elementos instalaciones o aparatos fueran defectuosos, pero aceptables a

criterio de la Dirección Facultativa, se recibirán, pero con la rebaja de precio que él

determine, a no ser que el Contratista prefiera sustituirlos por otros en condiciones.

2.3.17. Gastos ocasionados por pruebas y ensayos.

Todos los gastos de los ensayos, análisis y pruebas realizados por el laboratorio y, en

general, por personas que no intervengan directamente en la obra serán por cuenta del

propietario o del promotor (art. 3.1. Del Decreto 375/1988. Generalitat de Catalunya).

2.3.18. Limpieza de las obras.

Es obligación del Contratista mantener limpias las obras y sus alrededores, tanto de

escombros como de materiales sobrantes, hacer desaparecer las instalaciones provisionales

que no sean necesarias, así como adoptar las medidas y ejecutar todos los trabajos que

sean necesarios para que la obra ofrezca buen aspecto.

2.3.19. Obras sin prescripciones.

En la ejecución de trabajos que entran en la construcción de las obras e instalaciones y por

los que no existan prescripciones consignadas explícitamente en este Pliego ni en la

restante documentación del Proyecto, el Contratista atenderá, en primer lugar, a las

instrucciones que dicte la Dirección Facultativa de las obras y, en segundo lugar, a las reglas

y prácticas de la buena construcción.


190

2.4. Epígrafe 4: De las recepciones de las obras e instalaciones.

2.4.1. De las recepciones provisionales.

Treinta días antes de finalizar las obras, la Dirección Facultativa comunicará a la Propiedad

la proximidad de su terminación a fin de convenir la fecha para el acto de recepción

provisional.

Esta recepción se hará con la intervención de la Propiedad, del Constructor y la Dirección

Facultativa. Se convocará también a los técnicos restantes que, en su caso, hubieran

intervenido en la dirección con función propia en aspectos parciales o unidades

especializadas.

Practicado un detenido reconocimiento de las obras, se extenderá un acta con tantos

ejemplares como intervinientes y firmados por todos ellos. Desde esa fecha comenzará a

correr el plazo de garantía, si las obras se encontraran en estado de ser admitidas.

Seguidamente, los Técnicos de la Dirección Facultativa extender el correspondiente

Certificado de final de obra.

Cuando las obras no se hallen en estado de ser recibidas, se hará constar en el acta y se dará

al Contratista las oportunas instrucciones para remediar los defectos observados, fijando un

plazo para subsanar los, finalizado el cual, se efectuará un nuevo reconocimiento a fin de

proceder a la recepción provisional de la obra.

Si el Contratista no hubiese cumplido, podrá declararse resuelto el contrato con pérdida de

la fianza.

2.4.2. Documentación final de obra.

La Dirección Facultativa facilitará a la Propiedad la documentación final de las obras, con las

especificaciones y contenido dispuestos por la legislación vigente y, si se trata de viviendas,

con lo que se establece en los párrafos 2, 3, 4 y 5, del apartado 2 del artículo 4 º. del Real

Decreto 515/1989, de 21 de abril.

2.4.3. Medición definitiva de los trabajos y liquidación provisional de la obra.

Recibidas provisionalmente las obras, se procederá inmediatamente por el técnico

proyectista a su medición definitiva, con la asistencia precisa del Contratista o de su

representante. Extenderá la oportuna certificación por triplicado que, aprobada por la

Dirección Facultativa con su firma, servirá para el abono por parte de la Propiedad del saldo

resultante salvo la cantidad retenida en concepto de fianza.


191

2.4.4. Plazo de garantía.

El plazo de garantía deberá estipularse en el Pliego de Condiciones Particulares y en

cualquier caso nunca deberá ser inferior a nueve meses.

2.4.5. Conservación de las obras recibidas provisionalmente.

Los gastos de conservación durante el plazo de garantía comprendido entre las recepciones

provisional y definitiva, correrán a cargo del Contratista.

Si el edificio fuese ocupado o utilizado antes de la recepción definitiva, la vigilancia, limpieza

y reparaciones causadas por el uso correrán a cargo del propietario y las reparaciones por

vicios de obra o por defectos en las instalaciones, serán a cargo de la contrata.

2.4.6. De la recepción definitiva.

La recepción definitiva se verificará después de transcurrido el plazo de garantía en igual

forma y con las mismas formalidades que la provisional, a partir de cuya fecha cesará la

obligación del Contratista de reparar a su cargo aquellos desperfectos inherentes a la

normal conservación de los edificios y quedarán sólo subsistentes todas las

responsabilidades que pudieran afectar le por vicios de construcción.

2.4.7. Prórroga del plazo de garantía.

Si al proceder al reconocimiento para la recepción definitiva de la obra, no se encontrase en

las condiciones debidas, aplazará dicha recepción definitiva y la Dirección Facultativa

marcará al Contratista los plazos y formas en que deberán realizarse las obras necesarias y,

de no efectuarse dentro de estos plazos, podrá resolverse el contrato con pérdida de la

fianza.

2.4.8. De las recepciones de trabajos cuya contrata de las cuales haya sido rescindida.

En el caso de resolución del contrato, el Contratista estará obligado a retirar, en el plazo que

se fije en el Pliego de Condiciones Particulares, la maquinaria, medios auxiliares,

instalaciones, etc., A resolver los subcontratos que tuviese concertados ya dejar la obra en

condiciones de ser reanudada por otra empresa.

Las obras y trabajos terminados por completo se recibirán provisionalmente con los

trámites establecidos en el artículo 35.

Transcurrido el plazo de garantía se recibirán definitivamente según lo dispuso en los

artículos 39 y 40 de este Pliego. Para las obras y trabajos no terminados pero aceptables a

criterio de la Dirección Facultativa, se efectuará una sola y definitiva recepción.


192

3. Capítulo II: Condiciones Económicas.

3.1. Epígrafe 1: Principio general.

Todos los que intervienen en el proceso de construcción tienen derecho a percibir

puntualmente las cantidades acreditadas por su correcta actuación con arreglo a las

condiciones contractualmente establecidas.

La propiedad, el contratista y, en su caso, los técnicos pueden exigirse recíprocamente las

garantías adecuadas al cumplimiento puntual de sus obligaciones de pago.

3.2. Epígrafe 2: Fianzas.

El Contratista prestará fianza de acuerdo con algunos de los siguientes procedimientos,

según se estipule:

a) Depósito previo, en metálico o valores, o aval bancario, por importe entre el 3 por 100

y 10 por 100 del precio total de contrata (art.53).

b) Mediante retención en las certificaciones parciales o pagos a cuenta en la misma

proporción.

3.2.1. Fianza provisional.

En caso de que la obra se adjudique por subasta pública, el depósito provisional para tomar

parte en especificará en el anuncio de dicha subasta y su cuantía será de ordinario, y salvo

estipulación distinta en el Pliego de Condiciones particulares vigente en la obra, de un tres

por ciento (3 por 100) como mínimo, del total del presupuesto de contrata.

El Contratista al que se haya adjudicado la ejecución de una obra o servicio para la misma,

deberá depositar en el punto y plazo fijados en el anuncio de la subasta o el que se

determine en el Pliego de Condiciones particulares del Proyecto , la fianza definitiva que se

señale y, en su defecto, su importe será del diez por ciento (10 por 100) de la cantidad por

la que se realice la adjudicación de la obra, fianza que puede constituir en cualquiera de las

formas especificadas en el apartado anterior.

El plazo señalado en el párrafo anterior, y salvo condición expresa establecida en el Pliego

de Condiciones Particulares, no excederá de treinta días naturales a partir de la fecha en

que sea comunicada la adjudicación y en este plazo deberá presentar el adjudicatario la

carta de pago o recibo que acredite la constitución de la fianza a la que se refiere el mismo

párrafo.

El incumplimiento de este requisito dará lugar a que se declare nula la adjudicación, y el

adjudicatario perderá el depósito provisional que hubiese hecho para tomar parte en la

subasta.


193

3.2.2. Ejecución de trabajos con cargo a la fianza.

Si el Contratista se negase a hacer por su cuenta los trabajos precisos para ultimar la obra

en las condiciones contratadas, la Dirección Facultativa, en nombre y representación del

Propietario, los ordenará ejecutar a un tercero o, podrá realizar directamente por

administración, abonando su importe con la fianza depositada, sin perjuicio de las acciones

a las que tenga derecho el propietario, en caso de que el importe de la fianza no fuera

suficiente para cubrir el importe de los gastos efectuados en las unidades de obra que no

fueran de recepción.

3.2.3. De su devolución en general.

La fianza retenida será devuelta al Contratista en un plazo que no exceda treinta (30) diez

una vez firmada el Acta de Recepción Definitiva de la obra. La propiedad podrá exigir que el

Contratista le acredite la liquidación y saldo de sus deudas causadas por la ejecución de la

obra, tales como salarios, suministros, subcontratos.

3.2.4. Devolución de la fianza en caso de que se hagan recepciones parciales.

Si la propiedad, con la conformidad de la Dirección Facultativa, accediera a hacer

recepciones parciales, tendrá derecho el Contratista a que le sea devuelta la parte

proporcional de la fianza.

3.3. Epígrafe 3: De los precios.

3.3.1. Composición de los precios unitarios.

El cálculo de los precios de las distintas unidades de obra es el resultado de sumar los costes

directos, los indirectos, los gastos generales y el beneficio industrial.

Se consideran costes directos:

a) La mano de obra, con sus pluses, cargas y seguros sociales, que intervengan

directamente en la ejecución de la unidad de obra.

b) Los materiales, a los precios resultantes a pie de obra, que queden integrados en la

unidad de que se trate o que sean necesarios para su ejecución.

c) Los equipos y sistemas técnicos de seguridad e higiene para la prevención y

protección de accidentes y enfermedades profesionales.

d) Los gastos de personal, combustible, energía, etc. que tengan lugar por el

accionamiento o funcionamiento de la maquinaria e instalación utilizadas en la ejecución

de la unidad de obra.


194

e) Los gastos de amortización y conservación de la maquinaria, instalaciones, sistemas y

equipos anteriormente citados.

Se considerarán costes indirectos:

Los gastos instalación de oficinas a pie de obra, comunicaciones, edificación de

almacenes, talleres, pabellones temporales para obreros, laboratorios, seguros, etc., Los

del personal técnico y administrativo adscritos exclusivamente a la obra y los

imprevistos. Todos estos gastos, se cifrarán en un porcentaje de los costes directos.

Se considerarán gastos generales:

Los gastos generales de empresa, gastos financieros, cargas fiscales y tasas de la

administración, legalmente establecidas. Se cifrarán como un porcentaje de la suma de

los costes directos e indirectos (en los contratos de obras de la Administración pública

este porcentaje se establece entre un 13 por 100 y un 17 por 100.).

Beneficio industrial.

El beneficio industrial del Contratista se establece en el 6 por 100 sobre la suma de las

partidas anteriores.

Precio de Ejecución material.

Denominará Precio de Ejecución material el resultado obtenido por la suma de los

anteriores conceptos excepto el Beneficio Industrial.

Precio de Contrata.

El precio de Contra es la suma de los costes directos, los indirectos, los Gastos Generales

y el Beneficio Industrial. El IVA gira sobre esta suma, pero no integra el precio.

3.3.2. Precios de contrata. Importe de contrata.

En caso de que los trabajos a realizar en un edificio u obra ajena cualquiera se contratasen a

riesgo y ventura, se entiende por Precio de Contrata el que importa el coste total de la

unidad de obra, es decir, el precio de ejecución material más el tanto por ciento (%) sobre

este último precio en concepto de Beneficio Industrial de Contratista. El beneficio se estima

normalmente, en un 6 por 100, salvo que en las Condiciones Particulares se establezca otro

distinto.


195

3.3.3. Precios contradictorios.

Se producirán precios contradictorios sólo cuando la Propiedad por medio del Arquitecto

decida introducir unidades o cambios de calidad en alguna de las previstas, o cuando sea

necesario afrontar alguna circunstancia imprevista.

El Contratista estará obligado a efectuar los cambios. Si no hay acuerdo, el precio se

resolverá contradictoriamente entre la dirección facultativa y el Contratista antes de

comenzar la ejecución de los trabajos y en el plazo que determine el Pliego de Condiciones

Particulares. Si subsiste la diferencia se acudirá, en primer lugar, al concepto más análogo

dentro del cuadro de precios del proyecto, y en segundo lugar al banco de precios de uso

más frecuente en la localidad.

Los contradictorios que hubiere se referirán siempre a los precios unitarios de la fecha del

contrato.

3.3.4. Reclamaciones de aumento de precios por causas diversas.

Si el Contratista antes de la firma del contrato, no hubiese hecho la reclamación u

observación oportuna, no podrá bajo ningún pretexto de error u omisión reclamar aumento

de los precios fijados en el cuadro correspondiente del presupuesto que sirva de base para

la ejecución de las obras (con referencia a Facultativas).

3.3.5. Formas tradicionales de medir o de aplicar los precios.

En ningún caso podrá alegar el Contratista los usos y costumbres del país respecto a la

aplicación de los precios o de la forma de medir las unidades de obra ejecutadas, se

respetará lo previsto en primer lugar, al Pliego General de Condiciones Técnicas, y en

segundo lugar, al Pliego General de Condiciones Particulares.

3.3.6. De la revisión de los precios contratados.

Si se contratan obras por su cuenta y riesgo, no se admitirá la revisión de los precios en

tanto que el incremento no alcance, en la suma de las unidades que faltan por realizar de

acuerdo con el Calendario, un montante superior al tres por 100 (3 por 100) del importe

total del presupuesto de Contrato.

En caso de producirse variaciones en alza superiores a este porcentaje, se efectuará la

revisión correspondiente de acuerdo con la fórmula establecida en el Pliego de Condiciones

Particulares, recibiendo el Contratista la diferencia en más que resulte por la variación del

IPC superior al 3 por 100.


196

No habrá revisión de precios de las unidades que puedan quedar fuera de los plazos fijados

en el Calendario de la oferta.

3.3.7. Almacenamiento de materiales.

El Contratista está obligado a hacer los almacenamientos de materiales o aparatos de obra

que la Propiedad ordene por escrito.

Los materiales almacenados, una vez abonados por el Propietario son, de la exclusiva

propiedad de éste; de su cuidado y conservación será responsable el Contratista.

3.4. Epígrafe 4: Obrs para la administración

3.4.1. Administración.

Se llaman "Obras por Administración" aquellas en las que las gestiones que sean necesarias

para su realización las lleve directamente al propietario, sea él personalmente, sea un

representante suyo o bien mediante un constructor.

Las obras por administración se clasifican en las dos modalidades siguientes:

a) Obras por administración directa.

b) Obras por administración delegada o indirecta.

3.4.2. Obras por administración directa.

Se llaman "Obras por Administración directa" aquellas en las que el Propietario por sí mismo

o mediante un representante suyo, que puede ser la Dirección Facultativa, autorizado

expresamente por este tema, lleve directamente las gestiones precisas para la ejecución del

La obra, adquiriendo sus materiales, contratando su transporte a la obra y, en definitiva,

interviniendo directamente en todas las operaciones precisas para que el personal y los

obreros contratados por él puedan realizar, en estas obras el constructor, si fundido, o el

encargado de su realización, es un mero dependiente del propietario, ya sea como

empleado suyo o como autónomo contratado por él, que es el que reúne, por tanto, la

doble personalidad de Propiedad y Contratista.

3.4.3. Obras por administración delegada o indirecta.

Se entiende por "Obra por administración delegada o indirecta" la que convienen un

Propietario y un Constructor para que este último, por cuenta de aquél y como delegado

suyo, realice las gestiones y los trabajos necesarios y se convengan.


197

Son, por tanto, características peculiares de las "Obras por Administración delegada o

indirecta" las siguientes:

a) Por parte del Propietario, la obligación de abonar directamente o por medio del

Constructor todos los gastos inherentes a la realización de los trabajos convenidos,

reservándose el Propietario la facultad de poder ordenar, bien por sí mismo o mediante

la Dirección Facultativa en su representación, el orden y la marcha de los trabajos, la

elección de los materiales y aparatos que en los trabajos han de emplearse y, al fin,

todos los elementos que crea necesarios para regular la realización de los trabajos

convenidos.

b) Por parte del Contratista, la obligación de llevar la gestión práctica de los trabajos,

aportando sus conocimientos constructivos, los medios auxiliares necesarios y, en

definitiva, todo aquello que, en armonía con su cometido, se requiera para la La

ejecución de los trabajos, recibiendo por ello del Propietario un tanto por ciento (%)

prefijado sobre el importe total de los gastos efectuados y abonados por el Contratista.

3.4.4. Liquidación de obras por administración.

Para la liquidación de los trabajos que se ejecuten por administración delegada o indirecta,

regirán las normas que a tal fin se establezcan en las "Condiciones particulares de índole

económica" vigentes en la obra, en caso de que no hubieran , los gastos de administración

las presentará el Contratista al Propietario, en relación valorada a la que se adjuntarán en el

orden expresado más adelante los siguientes documentos conformados todos ellos por la

Dirección facultativa:

a) Las facturas originales de los materiales adquiridos para los trabajos y el documento

adecuado que justifique el depósito o la utilización de dichos materiales en la obra.

b) Las nóminas de los jornales abonados, ajustadas a lo establecido en la legislación

vigente, especificando el número de horas trabajadas en la obra por los operarios de

cada oficio y su categoría, acompañando dichas nóminas con una relación numérica de

los encargados, capataces, jefes de equipo, oficiales y ayudantes de cada oficio, peones

especializados y sueltos, listeros, guardas, etc., que hayan trabajado en la obra durante

el plazo de tiempo al que correspondan las nóminas que se presenten.

c) Las facturas originales de los transportes de materiales puestos en la obra o de

retirada de escombros.

d) Los recibos de licencias, impuestos y demás cargas inherentes a la obra que hayan

pagado o en la gestión de la que haya intervenido el Constructor, ya que su abono es

siempre de cuenta del Propietario.


198

A la suma de todos los gastos inherentes a la propia obra en la gestión o pago de la que

hayan intervenido el Constructor se le aplicará, si no hay convenio especial, un quince por

ciento (15 por 100), entendiéndose que en este porcentaje están incluidos los medios

auxiliares y los de seguridad preventivos de accidentes, los gastos generales que originen al

Constructor los trabajos por administración que realice el Beneficio Industrial del mismo.

3.4.5. Abono a constructor de las cuentas de administración delegada.

Salvo pacto distinto, los abonos al Constructor de las cuentas de Administración delegada,

los realizará el Propietario mensualmente según los partes de trabajo realizados aprobados

por el propietario o por su delegado representante.

Independientemente, la dirección facultativa Técnico redactará, con igual periodicidad, la

medición de la obra realizada, valorando la de acuerdo con el presupuesto aprobado. Estas

valoraciones no tendrán efectos para los abonos al Contratista sino que se hubiera pactado

lo contrario contractualmente.

3.4.6. Normas para la adquisición de los materiales y aparatos.

No obstante, las facultades que en estos trabajos por Administración delegada se reserva el

Propietario para la adquisición de los materiales y aparatos, si al Contratista se le autoriza

para gestionar los y adquirir mismos, deberá presentar al Propietario, o en su

representación a la Dirección Facultativa, los precios y las muestras de los materiales y

aparatos ofrecidos, necesitando su previa aprobación antes de adquirir mismos.

3.4.7. Responsabilidad del constructor en el bajo rendimiento de los obreros.

Si la Dirección Facultativa advirtiera en los comunicados mensuales de obra ejecutada que

preceptivamente debe presentar le el Contratista, que los rendimientos de la mano de obra,

en todas o en alguna de las unidades de obra ejecutadas fueran notablemente inferiores a

los rendimientos normales admitidos generalmente para unidades de obra iguales o

similares, se lo notificará por escrito al Contratista, con el fin de que éste haga las gestiones

precisas para aumentar la producción en la cuantía señalada por la Dirección Facultativa.

Si una vez hecha esta notificación al Contratista, en los meses sucesivos, los rendimientos

no llegasen a los normales, el Propietario queda facultado para resercir de la diferencia,

rebajando su importe del quince por ciento (15 por 100) que por los conceptos antes

expresados correspondería abonar le al Contratista en las liquidaciones quincenales que

preceptivamente deban efectuarse le. En caso de no llegar ambas partes a un acuerdo en

cuanto a los rendimientos de la mano de obra, se someterá el caso a arbitraje.


199

3.4.8. Responsabilidades del contratista.

En los trabajos de "Obras por Administración delegada" el Contratista sólo será responsable

de los defectos constructivos que pudieran tener los trabajos o unidades ejecutadas por él y

también los accidentes o perjuicios que pudieran sobrevenir a los obreros oa terceras

personas por no haber tomado las medidas necesarias y que en las disposiciones legales

vigentes establecen. En cambio, y exceptuando lo expresado en el artículo 63 precedente,

no será responsable del mal resultado que pudiesen dar los materiales y aparatos elegidos

según las normas establecidas en este artículo.

En virtud de lo consignado anteriormente, el Contratista está obligado a reparar por su

cuenta los trabajos defectuosos ya responder también de los accidentes o perjuicios

expresados en el párrafo anterior.

3.5. Epígrafe 5: De la valoración y abono de los trabajos.

3.5.1. Formas diferentes de abono de las obras.

Según la modalidad elegida para la contratación de las obras y salvo que en el Pliego

Particular de Condiciones Económicas se preceptúa otra cosa, el abono de los trabajos se

efectuará así:

Primero. Tipo fijo o tanto alzado total. Se abonará la cifra previamente fijada como base

de la adjudicación, disminuida en su caso al importe de la baja efectuada por el

adjudicatario.

Segundo. Tipo fijo o tanto alzado por unidad de obra, el precio invariable se haya fijado

de antemano, pudiendo su variar solamente el número de unidades ejecutadas.

Previa medición y aplicando al total de las unidades diversas de obra ejecutadas, del

precio invariable estipulado de antemano para cada una de ellas, se abonará al

Contratista el importe de las comprendidas en los trabajos ejecutados y ultimados con

arreglo a los documentos que constituyen el Proyecto, los cuales servirán de base para la

medición y valoración de las diversas unidades.

Tercero. Tanto variable por unidad de obra, según las condiciones en que se realice y los

materiales diversos empleados en su ejecución de acuerdo con las órdenes de la

Dirección Facultativa.

Abonará al Contratista en idénticas condiciones al caso anterior.

Cuarto. Por listas de jornales y recibos de materiales autorizados en la forma que el

presente "Pliego General de Condiciones económicas" determina.

Quinto. Por horas de trabajo, ejecutado en las condiciones determinadas en el contrato.


200

3.5.2. Relaciones valoradas y certificaciones.

En cada una de las épocas o fechas que se fijen en el contrato o en los "Pliegos de

Condiciones Particulares" que rijan en la obra, formará el Contratista una relación valorada

de las obras ejecutadas durante los plazos previstos, según la medición que habrá

practicado la Dirección Facultativa.

El trabajo ejecutado por el Contratista en las condiciones preestablecidas, se valorará

aplicando al resultado de la medición general, cúbica, superficial, lineal, ponderal o numeral

correspondiente para cada unidad de obra, los precios señalados en el presupuesto para

cada una de ellas, teniendo presente además lo establecido en el presente "Pliego General

de Condiciones económicas" respecto a mejoras o sustituciones de materiales oa las obras

accesorias y especiales, etc.

Al Contratista, que podrá presenciar las mediciones necesarias para extender esta relación,

la Dirección Facultativa le facilitará los datos correspondientes de la relación valorada,

acompañando las de una nota de envío, al objeto de que, dentro del plazo de diez (10 ) días

a partir de la fecha de recepción de esta nota, el Contratista pueda en examinar las y

devolver las firmadas con su conformidad o hacer, en caso contrario, las observaciones o

reclamaciones que considere oportunas. Dentro de los diez (10) días siguientes a su

recepción, la Dirección Facultativa aceptará o rechazará las reclamaciones del Contratista si

las hubiere, dando le cuenta de su resolución y pudiendo el Contratista, en el segundo caso,

acudir ante el Propietario contra la Resolución de la Dirección Facultativa en la forma

prevista en los "Pliegos Generales de Condiciones Facultativas y Legales".

Tomando como base la relación valorada indicada en el párrafo anterior, la Dirección

Facultativa expedirá la certificación de las obras ejecutadas.

Del importe se deducirá el tanto por ciento que para la constitución de la financia haya

preestablecido.

El material almacenado a pie de obra por indicación expresa y por escrito del Propietario,

podrá certificarse hasta el noventa por ciento (90 por 100) de su importe, a los precios que

figuran en los documentos del Proyecto, sin afectar los del tanto por ciento de contrata.

Las certificaciones se remitirán al Propietario, dentro del mes siguiente al período al que se

refieren, y tendrán el carácter de documento y entregas a buena cuenta, sujetos a las

rectificaciones y variaciones que se deriven de la liquidación final, no suponiendo tampoco

dichas certificaciones ni aprobación ni recepción de las obras que comprenden.

Las relaciones valoradas contendrán solamente la obra ejecutada en el plazo a que la

valoración se refiere. En caso de que la Dirección Facultativa lo exigiera, las certificaciones

se extenderán al origen.


201

3.5.3. Mejoras de obras libremente ejecutadas.

Cuando el Contratista, incluso con autorización de la Dirección Facultativa, utilizara

materiales de más esmerada preparación o de tamaños más grandes que el señalado en el

Proyecto o sustituyese una clase de fábrica por otra de precio más alto, o ejecutase con

mayores dimensiones cualquier parte de la obra o, en general introdujera en la obra sin

pedir le, cualquier otra modificación que sea beneficiosa a juicio del Técnico Director, no

tendrá derecho, sin embargo, más que al abono de lo que pudiera corresponder en el caso

de que hubiera construido la obra con estricta sujeción a la proyectada y contratada o

adjudicada.

3.5.4. Abono de trabajos presupuestados con partida alzada.

Exceptuando lo preceptuado en el "Pliego de Condiciones Particulares de índole

económica", vigente en la obra, el abono de los trabajos presupuestados en partida alzada,

se efectuará de acuerdo con el procedimiento que corresponda entre los que a

continuación se expresan:

a) Si existen precios contratados para unidades de obra iguales, las presupuestadas

mediante partida alzada, se abonarán previa medición y aplicación del precio

establecido.

b) Si existen precios contratados para unidades de obra similares, se establecerán

precios contradictorios para las unidades con partida alzada, deducidos de los similares

contratados.

c) Si no existen precios contratados para unidades de obra iguales o similares, la partida

alzada se abonará íntegramente al Contratista, exceptuando el caso de que en el

Presupuesto de la obra se exprese que el importe de esta partida debe justificarse, en

este caso, el Técnico Director indicará al Contratista y con anterioridad a la ejecución, el

procedimiento a seguir para llevar esta cuenta que, en realidad será de administración,

valorando sus materiales y jornales a los precios que figuran en el Presupuesto aprobado

o, en su defecto, a los que anteriormente a la ejecución convengan ambas partes,

incrementando el importe total con el porcentaje que se fije en el Pliego de Condiciones

Particulares en concepto de Gastos Generales y Beneficio Industrial del Contratista.

3.5.5. Abono de agotamientos y otros trabajos especiales no contratados.

Cuando fueran necesarios efectuar agotamientos, inyecciones u otros trabajos de cualquier

índole especial u ordinaria, que por no haber sido contratados no fueran por cuenta del

Contratista, y si no fueran contratados con tercera persona, el Contratista tendrá la

obligación de hacer los y de pagar los gastos de todo tipo que ocasionen, y le serán

abonados por el Propietario por separado de la contrata.


202

Además de reintegrar mensualmente estos gastos al Contratista, se le abonará juntamente

con ellos el tanto por ciento del importe total que, en su caso, se especifique en el pliego de

condiciones particulares.

3.5.6. Pagos.

El Propietario pagará en los plazos previamente establecidos.

El importe de estos plazos corresponderá precisamente al de las certificaciones de obra

conformadas por el Técnico Director, en virtud de las cuales se verificarán los pagos.

3.5.7. Abono de trabajos ejecutados durante el plazo de garantía.

Efectuada la recepción provisional y si durante el plazo de garantía se hubieran ejecutado

trabajos, para su abono se procederá así:

Primero. Si los trabajos que se realizan estuvieran especificados en el Proyecto y, sin

causa justificada, no se hubieran realizado por el Contratista a su tiempo, y la Dirección

Facultativa exigiera su realización durante el plazo de garantía, serán valorados los

precios que figuran en el presupuesto y abonados de acuerdo con lo que se estableció

en los "Pliegos Particulares" o en su defecto en los Generales, en el caso de que estos

precios fueran inferiores a los vigentes en la época de su realización, en caso contrario,

se aplicarán estos últimos.

Segundo. Si se han ejecutado trabajos precisos para la reparación de desperfectos

ocasionados por el uso del edificio, debido a que éste ha sido utilizado durante este

tiempo por el Propietario, se valorarán y abonarán los precios del día, previamente

acordados.

Tercero. Si se han realizado trabajos para la reparación de desperfectos ocasionados por

deficiencia de la construcción o de la calidad de los materiales, no se abonará por estos

trabajos nada al Contratista.


203

3.6. Epígrafe 6: De las indemnizaciones mutuas.

3.6.1. Importe de la indemnización por retraso no justificado en el plazo de finalización

de las obras.

La indemnización por retraso en la terminación se establecerá en un tanto por mil (0/000)

del importe total de los trabajos contratados, por cada día natural de retraso, contados a

partir del día de finalización fijado en el calendario obra.

Las sumas resultantes se descontarán y retendrán con cargo a la fianza.

3.6.2. Demora de los pagos.

Si el propietario no pagara las obras ejecutadas, dentro del mes siguiente al que

corresponde el plazo convenido, el Contratista tendrá además el derecho de percibir el

abono de un cuatro y medio por ciento (4,5 por 100) anual, en concepto de intereses de

demora, durante el espacio de tiempo de retraso y sobre el importe de dicha certificación.

Si aún transcurrieran dos meses a partir de la finalización de dicho plazo de un mes sin

realizarse éste pago, tendrá derecho el Contratista a la resolución del contrato,

procediéndose a la liquidación correspondiente de las obras ejecutadas y de los materiales

almacenados, siempre que éstos reúnan las condiciones preestablecidas y que su cantidad

no exceda de la necesaria para la finalización de la obra contratada o adjudicada.

No obstante lo anteriormente expuesto, se rechazará toda solicitud de resolución del

contrato fundado en la demora de pagos, cuando el Contratista no justifique que en la fecha

de dicha solicitud ha invertido en obra o en materiales almacenados admisibles la parte de

presupuesto correspondiente al plazo de ejecución que tenga señalado en el contrato.

3.7. Epígrafe 7: Varios.

3.7.1. Mejoras y aumentos de obra. Casos contrarios.

No se admitirán mejoras de obra, sólo en el caso de que el Técnico Director haya mandado

por escrito la ejecución de trabajos nuevos o que mejoren la calidad de los contratados, así

como la de los materiales y aparatos previstos en el contrato.

Tampoco se admitirán aumentos de obra en las unidades contratadas, salvo en caso de

error en las mediciones del Proyecto, a menos que la Dirección Facultativa ordene, también

por escrito, la ampliación de las contratadas.

En todos estos casos será condición indispensable que ambas partes contratantes, antes de

su ejecución o utilización, convengan por escrito los importes totales de las unidades

mejoradas, los precios de los nuevos materiales o aparatos ordenantes utilizar y los

aumentos que todas estas mejoras o aumentos de La obra supongan sobre el importe de las

unidades contratadas.


204

Se seguirá el mismo criterio y procedimiento, cuando el Técnico Director introduzca

innovaciones que supongan una reducción apreciable en los importes de las unidades de

obra contratadas.

3.7.2. Unidades de obras defectuosas pero aceptables.

Cuando por cualquier causa fuera necesario valorar obra defectuosa, pero aceptable según

la Dirección Facultativa de las obras, éste determinará el precio o partida de abono después

de oír al Contratista, el cual deberá conformarse con dicha resolución, salvo el caso en los

que, estando dentro del plazo de ejecución, prefiera demoler la obra y rehacerla con arreglo

a condiciones, sin exceder dicho plazo.

3.7.3. Seguro de las obras.

El Contratista estará obligado a asegurar la obra contratada durante todo el tiempo que

dure su ejecución hasta la recepción definitiva, la cuantía del seguro coincidirá en cada

momento con el valor que tengan por contrata los objetos asegurados. El importe abonado

por la Sociedad Aseguradora, en el caso de siniestro, se ingresará en cuenta a nombre del

Propietario, para que con cargo a ella se abone la obra que se construya, ya medida que

ésta se vaya haciendo. El reintegro de dicha cantidad al Contratista se hará por

certificaciones, como el resto de los trabajos de la construcción. En ningún caso, salvo

conformidad expresa del Contratista, hecho en documento público, el Propietario podrá

disponer de dicho importe para menesteres distintos del de reconstrucción de la parte

siniestrada; la infracción de lo que anteriormente se ha expuesto será motivo suficiente

para que el Contratista pueda resolver el contrato, con devolución de fianza, abono

completo de gastos, materiales acopiados, etc., y una indemnización equivalente al importe

de los daños causados al Contratista por el siniestro y que no se le hubieran abonado, pero

sólo en proporción equivalente a lo que represente la indemnización abonada por la

Compañía Aseguradora, respecto al importe de los daños causados por el siniestro, que

serán tasados con esta finalidad por el Técnico Director.

En las obras de reforma o reparación, se fijará previamente la parte de edificio que deba ser

asegurada y su cuantía, y si nada se prevé, se entenderá que el seguro ha de comprender

toda la parte del edificio afectada por la obra.

Los riesgos asegurados y las condiciones que figuran en la póliza o pólizas de Seguros, los

pondrá el Contratista, antes de contratar mismos, en conocimiento del Propietario, al

objeto de recabar de éste su previa conformidad o reparos.


205

3.7.4. Conservación de la obra.

Si el Contratista, aun siendo su obligación, no atiende la conservación de la obra durante el

plazo de garantía, en caso de que el edificio no haya sido ocupado por el Propietario antes

de la recepción definitiva, el Técnico Director, en representación del Propietario, podrá

disponer todo lo necesario para que se atienda la vigilancia, limpieza y todo lo que hubiera

menester para su buena conservación, abonándose a todo por cuenta de la contrata.

Al abandonar el Contratista el edificio, tanto por buena terminación de las obras, como en el

caso de resolución del contrato, está obligado a dejar lo desocupado y limpio en el plazo

que la Dirección Facultativa fije.

Tras la recepción provisional del edificio y en el caso de que la conservación del edificio

corra a cargo del Contratista, no se guardarán más herramientas, útiles, materiales,

muebles, etc. que los indispensables para la vigilancia y limpieza y los trabajos que fuera

necesario ejecutar.

En todo caso, tanto si el edificio está ocupado o no, el Contratista está obligado a revisar y

reparar la obra, durante el plazo expresado, procediendo en la forma prevista en el

presente "Pliego de Condiciones Económicas".

3.7.5. Utilización por el contratista de edificios o bienes del propietario.

Cuando durante la ejecución de las obras ocupe el Contratista, con la necesaria y previa

autorización del Propietario, edificios o utilice materiales o útiles pertenecientes al

Propietario, tendrá obligación de abonar y conservarlos para hacer su entrega a la

finalización del contrato , en estado de perfecto conservación, reponiendo sus que se

hubieran inutilizado, sin derecho a indemnización por esta reposición ni por las mejoras

hechas en los edificios, propiedades o materiales que haya utilizado.

En caso de que al terminar el contrato y hacer entrega del material, propiedades o

edificaciones, no hubiese cumplido el Contratista con lo previsto en el párrafo anterior, lo

realizará el Propietario a costa de aquél y con cargo a la fianza.

ESTADO DE MEDICIONES



207

Índice Estado de Mediciones

1. Estado de Mediciones. 208

1.1. Parte eléctrica unidades. 208

1.2. Parte proceso unidades. 209


208

1. Estado de las Mediciones.

1.1. Parte eléctrica unidades.

Código Descripción Unidades Parciales Cantidades

1 Generador eléctrico 43,158 MVA, 11 KV, 50 Hz 2 2 2

11 Relé digital LGPG 111 2 2 2

12 Relé diferencial KBCH 2 2 2

13 Relé analógico generador TUG042 2 2 2

14 Transformador corriente

3000/1/1 A

4 4 4

15 Transformador corriente 3000/5 A 2 2 2




19 Transformador corriente 35 VA 5P 6 6 6

100 Transformador corriente 10 VA 2 2 2

101 Transformador tensión 11 kV/110 V 6 6 6

102 Transformador tensión 11 kV/ 57,72 kV / 33 kV 2 2 2

103 Transformador potencia 11 kV/66 kV 2 2 2

104 Transformador alimentación excitación

11 KV/160 V

2 2 2

105 Interruptor de corte 50 kA, 17,5 kV 4 4 4

106 Interruptor 2A, 57,72 kV 12 12 12

107 Embarrado 11kv 2 2 2

108 Fusibles de 6.3 A transformadores de medida 6 6 6

109 Fusible de 10 A 6 6 6

110 Resistencia de 635 Ω 6 6 6


209

1.2. Parte proceso unidades.

Código Descripción Unidades Parciales Cantidades

2 Turbina de gas 2 2 2

20 Caldera de recuperación 2 2 2

21 Ventilador aire turbina 4 4 4

22 Ventilador aire postcombustión 2 2 2

23 Ventilador aire sello Diverter 2 2 2

24 Calderín de Muy alta presión 1 1 1

25 Calderín de Alta presión 1 1 1

26 Calderín de Media presión 2 2 2

27 Inyección de vapor 2 2 2

28 Estación de regulación y medida 2 2 2

29 Diverter 1 1 1

PRESUPUESTO



211

Índice Presupuesto

1. Precios unitarios. 212

2. Presupuesto. 214

2.1. Parte eléctrica. 214

2.2. Parte proceso. 215

3. Resumen del presupuesto. 216


212

1. Precios unitarios.

Código Descripción Unidades Precio

1G Generador eléctrico 43,158 MVA, 11 KV, 50 Hz Ud. 7.000.000. Siete Millones

Euros

11RDIG Relé digital LGPG 111 Ud. 6.000. Seis Mil Euros.

12RDIF Relé diferencial KBCH Ud. 1.580. Mil Quinientos

Ochenta Euros.

13RAN Relé analógico generador TUG042 Ud. 2.100. Dos Mil Cien Euros.

14TC1 Transformador corriente

3000/1/1 A

Ud. 4.000. Cuatro Mil Euros.

15TC2 Transformador corriente 3000/5 A Ud. 4.000. Cuatro Mil Euros.

16TC3 Transformador corriente 600/1 A Ud. 3.800. Tres Mil Ocho

Cientos Euros.

17TC4 Transformador corriente 160/1 A Ud. 3.500. Tres Mil Quinientos

Euros.

18TC5 Transformador corriente 5/1 A Ud. 4.000. Cuatro Mil Euros.

19TC6 Transformador corriente 35 VA 5P Ud. 2.800. Dos Mil Ocho

Cientos Euros.

100TC7 Transformador corriente 10 VA Ud. 2.200. Dos Mil Dos Cientos

Euros.

101TT1 Transformador tensión 11 kV/110 V Ud. 3.700. Tres Mil Siete

Cientos Euros.

102TT2 Transformador tensión 11 kV/ 57,72 kV / 33 kV Ud. 5.400. Cinco Mil

Cuatrocientos Euros.

103TP1 Transformador potencia 11 kV/66 kV Ud. 800.000. Ocho Cientos mil

Euros.

104TEX Transformador alimentación excitación

11 KV/160 V

Ud. 3.700. Tres Mil Siete

Cientos Euros.

105IC1 Interruptor de corte 50 kA, 17,5 kV Ud. 13.190€. Trece Mil Ciento

Noventa Euros

106IC2 Interruptor 2A, 57,72 kV Ud. 900. Nueve Cientos Euros.

107EMB Embarrado 11kv Ud. 28.100. Veinte y Ocho Mil

Cien Euros.

108FUS Fusibles de 6.3 A transformadores de medida Ud. 375. Tres Cientos Setenta y

Cinco Euros.

109FUS Fusible de 10 A Ud. 290. Dos Cientos Noventa

Euros.

110RES Resistencia de 635 Ω Ud. 90. Noventa Euros.

2TUR Turbina de gas Ud. 15.000.000. Quince

Millones de Euros.

20HRSG Caldera de recuperación Ud. 1.000.000. Un Millón de

Euros.

21VETU Ventilador aire turbina Ud. 9.000. Nueve Mil Euros.

22VEPOS Ventilador aire postcombustión Ud. 6.000. Seis Mil Euros.


213

23VEDIV Ventilador aire sello Diverter Ud. 2.500. Dos Mil Quinientos

Euros.

24C1 Calderín de Muy alta presión Ud. 9.750. Nueve Mil

Setecientos Cincuenta

Euros.

25C2 Calderín de Alta presión Ud. 7.500. Siete Mil Quinientos

Euros.

26C3 Calderín de Media presión Ud. 7.000. Siete Mil Euros.

27INY Inyección de vapor Ud. 1.240. Mil Dos Cientos

Cuarenta Euros.

28ERM Estación de regulación y medida Ud. 30.000. Treinta Mil Euros.

29DIV Diverter Ud. 4.500. Cuatro Mil

Quinientos Euros.


214

2. Presupuesto

2.1. Parte eléctrica.

Código Descripción Unidades. Precio Importe

1G Generador eléctrico 43,158 MVA,

11 KV, 50 Hz

2 7.000.000 14.000.000 €

11RDIG Relé digital LGPG 111 2 6.000 12.000 €

12RDIF Relé diferencial KBCH 2 1.580 3.160 €

13RAN Relé analógico generador TUG042 2 2.100 4.200 €

14TC1 Transformador corriente

3000/1/1 A

4 4.000 16.000 €

15TC2 Transformador corriente 3000/5 A 2 4.000 8.000 €




19TC6 Transformador corriente 35 VA 5P 6 2.800 16.800 €

100TC7 Transformador corriente 10 VA 2 2.200. 4.400 €

101TT1 Transformador tensión 11 kV/110 V 6 3.700 22.200 €

102TT2 Transformador tensión 11 kV/

57,72 kV / 33 kV

2 5.400 10.800 €

103TP1 Transformador potencia 11 kV/66

kV

2 800.000 1.600.000 €

104TEX Transformador alimentación

excitación

11 KV/160 V

2 3.700 7.400 €

105IC1 Interruptor de corte 50 kA, 17,5 kV 4 13.190 52.760 €

106IC2 Interruptor 2A, 57,72 kV 12 900 1.800 €

107EMB Embarrado 11kv 2 28.100 56.200 €

108FUS Fusibles de 6.3 A transformadores

de medida

6 375 2.250 €

109FUS Fusible de 10 A 6 290 1.740 €

110RES Resistencia de 635 Ω 6 90 540 €

TOTAL PARTIDA PARTE ELÉCTRICA 15.850.850,0 €


215

2.2. Parte proceso.

Código Descripción Unidades. Precio Importe

2TUR Turbina de gas 2 15.000.000 30.000.000 €

20HRSG Caldera de recuperación 2 1.000.000 2.000.000 €

21VETU Ventilador aire turbina 4 9.000 36.000 €

22VEPOS Ventilador aire postcombustión 2 6.000 12.000 €

23VEDIV Ventilador aire sello Diverter 2 2.500 5.000 €

24C1 Calderín de Muy alta presión 1 9.750 9.750 €

25C2 Calderín de Alta presión 1 7.500 7.500 €

26C3 Calderín de Media presión 2 7.000 14.000 €

27INY Inyección de vapor 2 1.240. 2.480 €

28ERM Estación de regulación y medida 2 30.000 60.000 €

29DIV Diverter 1 4.500. 4.500 €

TOTAL PARTIDA PARTE PROCESO 32.151.230 €


216

3. Resumen del presupuesto.

Código Resumen Importe %

1.2.1 Total partida Parte eléctrica 15.850.850,0 € 33,03

1.2.2. Total partida Parte proceso 32.151.230,0 € 66,97

Total ejecución material 48.002.080,0 €

13,00% de Gastos Generales 6.240.270,4 €

6,00% Beneficio Industrial 2.880.124,8 €

21,00% de IVA 11.995.719,79 €

TOTAL PRESUPUESTO CONTRATA 69.118.194,99 €

TOTAL PRESUPUESTO GENERAL 69.118.194,99 €

Asciende el presupuesto general a la cantidad de SESENTA Y NUEVE MILLONES, CIENTO DIECIOCHO

MIL CIENTO NOVENTA Y CUATRO EUROS con NOVENTA Y NUEVE CÉNTIMOS.

Firma del cliente: Firma del autor: Firma de la entidad:

Tarragona, 25 de Agosto de 2012


217

ESTUDIOS CON ENTIDAD PROPIA



218

Índice Estudios con entidad propia

1. Prevención de riesgos laborales. 219

1.1. Introducción. 219

1.2. Derechos y obligaciones. 219

1.3. Servicios de prevención. 225

1.4. Consulta y participación de los trabajadores. 226

2. Disposiciones mínimas de seguridad y salud en los lugares de trabajo. 228


2.2. Obligaciones del empresario. 228

3. Disposiciones mínimas de señalización de seguridad y salida en el trabajo. 233



4. Disposiciones mínimas de seguridad y salud para la utilización por los

trabajadores de los equipos de trabajo. 235



5. Relación de normas y reglamentos aplicables. 241

5.1. Resoluciones aprobatorias de Normas técnicas Reglamentarias para

distintos medios de protección personal de trabajadores. 243


219

1. Prevención de riesgos laborales.

1.1. Introducción.

La ley 31/1995, de 8 de noviembre de 1995, de Prevención de Riesgos Laborales tiene por objeto

la determinación del cuerpo básico de garantías y responsabilidades preciso para establecer un

adecuado nivel de protección de la salud de los trabajadores frente a los riesgos derivados de las

condiciones de trabajo.

Como ley establece un marco legal a partir del cual las normas reglamentarias irán fijando y

concretando los aspectos más técnicos de las medidas preventivas.

Estas normas complementarias quedan resumidas a continuación:

Disposiciones mínimas de seguridad y salud en los lugares de trabajo.

Disposiciones mínimas en materia de señalización de seguridad y salud en el trabajo.

Disposiciones mínimas de seguridad y salud para la utilización por los trabajadores de los

equipos de trabajo.

Disposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras de construcción.

Disposiciones mínimas de seguridad y salud relativas a la utilización por los trabajadores de

equipos de protección individual.

1.2. Derechos y obligaciones.

1.2.1. Derecho a la protección frente a los riesgos laborales.

Los trabajadores tienen derecho a una protección eficaz en materia de seguridad y salud en

el trabajo. A este efecto, el empresario realizará la prevención de los riesgos laborales

mediante la adopción de cuantas medidas sean necesarias para la protección de la

seguridad y la salud de los trabajadores, con las especialidades que se recogen en los

artículos siguientes en materia de evaluación de riesgos, información, consulta,

participación y formación de los trabajadores, actuación en casos de emergencia y de riesgo

grave e inminente y vigilancia de la salud.


220

1.2.2. Principios de la protección preventiva.

El empresario aplicará las medidas preventivas pertinentes, con arreglo a los siguientes

principios generales:

Evitar los riesgos.

Evaluar los riesgos que no se pueden evitar.

Combatir los riesgos en su origen.

Adaptar el trabajo a la persona, en particular en lo que respecta a la concepción de los

puestos de trabajo, la organización del trabajo, las condiciones de trabajo, las relaciones

sociales y la influencia de los factores ambientales en el trabajo.

Adoptar medidas que antepongan la protección colectiva a la individual.

Dar las debidas instrucciones a los trabajadores.

Adoptar las medidas necesarias a fin de garantizar que sólo los trabajadores que hayan

recibido información suficiente y adecuada puedan acceder a las zonas de riesgo grave y

específico.

Prever las distracciones o imprudencias no temerarias que pudiera cometer el trabajador.

1.2.3. Evaluación de los riesgos.

La acción preventiva en la empresa se planificará por el empresario a partir de una

evaluación inicial de los riesgos para la seguridad y la salud de los trabajadores, que se

realizará, con carácter general, teniendo en cuenta la naturaleza de la actividad, y en

relación con aquellos que estén expuestos a riesgos especiales. Igual evaluación deberá

hacerse con ocasión de la elección de los equipos de trabajo, de las sustancias o preparados

químicos y del acondicionamiento de los lugares de trabajo.

De alguna manera se podrían clasificar las causas de los riesgos en las categorías siguientes:

Insuficiente calificación profesional del personal dirigente, jefes de equipo y obreros.

Empleo de maquinaria y equipos en trabajos que no corresponden a la finalidad para la

que fueron concebidos o a sus posibilidades.

Negligencia en el manejo y conservación de las máquinas e instalaciones. Control

deficiente en la explotación.

Insuficiente instrucción del personal en materia de seguridad.


221

Referente a las máquinas herramienta, los riesgos que pueden surgir al manejarlas se

pueden resumir en los siguientes puntos:

Se puede producir un accidente o deterioro de una máquina si se pone en marcha sin

conocer su modo de funcionamiento.

La lubricación deficiente conduce a un desgaste prematuro por lo que los puntos de

engrase manual deben ser engrasados regularmente.

Puede haber ciertos riesgos si alguna palanca de la máquina no está en su posición

correcta.

El resultado de un trabajo puede ser poco exacto si las guías de las máquinas se

desgastan, y por ello hay que protegerlas contra la introducción de virutas.

Puede haber riesgos mecánicos que se deriven fundamentalmente de los diversos

movimientos que realicen las distintas partes de una máquina y que pueden provocar que el

operario:

Entre en contacto con alguna parte de la máquina o ser atrapado entre ella y cualquier

estructura fija o material.

Sea golpeado o arrastrado por cualquier parte en movimiento de la máquina.

Ser golpeado por elementos de la máquina que resulten proyectados.

Ser golpeado por otros materiales proyectados por la máquina.

Puede haber riesgos no mecánicos tales como los derivados de la utilización de energía

eléctrica, productos químicos, generación de ruido, vibraciones, radiaciones, etc.

Los movimientos peligrosos de las máquinas se clasifican en cuatro grupos:

Movimientos de rotación. Son aquellos movimientos sobre un eje con independencia de

la inclinación del mismo y aún cuando giren lentamente. Se clasifican en los siguientes

grupos:

Elementos considerados aisladamente tales como árboles de transmisión, vástagos,

brocas, acoplamientos.

Puntos de atrapamiento entre engranajes y ejes girando y otras fijas o dotadas de

desplazamiento lateral a ellas.

Movimientos alternativos y de traslación. El punto peligroso se sitúa en el lugar donde la

pieza dotada de este tipo de movimiento se aproxima a otra pieza fija o móvil y la

sobrepasa.


222

Movimientos de traslación y rotación. Las conexiones de bielas y vástagos con ruedas y

volantes son algunos de los mecanismos que generalmente están dotadas de este tipo

de movimientos.

Movimientos de oscilación. Las piezas dotadas de movimientos de oscilación pendular

generan puntos de”tijera“entre ellas y otras piezas fijas.

Las actividades de prevención deberán ser modificadas cuando se aprecie por el

empresario, como consecuencia de los controles periódicos previstos en el apartado

anterior, su inadecuación a los fines de protección requeridos.

1.2.4. Equipos de trabajo y medios de protección.

Cuando la utilización de un equipo de trabajo pueda presentar un riesgo específico para la

seguridad y la salud de los trabajadores, el empresario adoptará las medidas necesarias con

el fin de que:

La utilización del equipo de trabajo quede reservada a los encargados de dicha

utilización.

Los trabajos de reparación, transformación, mantenimiento o conservación sean

realizados por los trabajadores específicamente capacitados para ello.

El empresario deberá proporcionar a sus trabajadores equipos de protección individual

adecuados para el desempeño de sus funciones y velar por el uso efectivo de los mismos.

1.2.5. Información, consulta y participación de los trabajadores.

El empresario adoptará las medidas adecuadas para que los trabajadores reciban todas las

informaciones necesarias en relación con:

Los riegos para la seguridad y la salud de los trabajadores en el trabajo.

Las medidas y actividades de protección y prevención aplicables a los riesgos.

Los trabajadores tendrán derecho a efectuar propuestas al empresario, así como a los

órganos competentes en esta materia, dirigidas a la mejora de los niveles de la protección

de la seguridad y la salud en los lugares de trabajo, en materia de señalización en dichos

lugares, en cuanto a la utilización por los trabajadores de los equipos de trabajo, en las

obras de construcción y en cuanto a utilización por los trabajadores de equipos de

protección individual.

1.2.6. Formación de los trabajadores.

El empresario deberá garantizar que cada trabajador reciba una formación teórica y

práctica, suficiente y adecuada, en materia preventiva.


223

1.2.7. Medidas de emergencia.

El empresario, teniendo en cuenta el tamaño y la actividad de la empresa, así como la

posible presencia de personas ajenas a la misma, deberá analizar las posibles situaciones de

emergencia y adoptar las medidas necesarias en materia de primeros auxilios, lucha contra

incendios y evacuación de los trabajadores, designando para ello al personal encargado de

poner en práctica estas medidas y comprobando periódicamente, en su caso, su correcto

funcionamiento.

1.2.8. Riesgo grave o inminente.

Cuando los trabajadores estén expuestos a un riesgo grave e inminente con ocasión de su

trabajo, el empresario estará obligado a:

Informar lo antes posible a todos los trabajadores afectados acerca de la existencia de

dicho riesgo y de las medidas adoptadas en materia de protección.

Dar las instrucciones necesarias para que, en caso de peligro grave, inminente e

inevitable, los trabajadores puedan interrumpir su actividad y además estar en

condiciones, habida cuenta de sus conocimientos y de los medios técnicos puestos a su

disposición, de adoptar las medidas necesarias para evitar las consecuencias de dicho

peligro.

1.2.9. Vigilancia de la salud.

El empresario garantizará a los trabajadores a su servicio la vigilancia periódica de su estado

de salud en función de los riesgos inherentes al trabajo, optando por la realización de

aquellos reconocimientos o pruebas que causen las menores molestias al trabajador y que

sean proporcionales al riesgo.

1.2.10. Documentación necesaria.

El empresario deberá elaborar y conservar a disposición de la autoridad laboral la siguiente

documentación:

Evaluación de los riesgos para la seguridad y salud en el trabajo, y planificación de la

acción preventiva.

Medidas de protección y prevención a adoptar.

Resultado de los controles periódicos de las condiciones de trabajo.

Práctica de los controles del estado de salud de los trabajadores.


224

Relación de accidentes de trabajo y enfermedades profesionales que hayan causado al

trabajador una incapacidad laboral superior a un día de trabajo.

1.2.11. Coordinación de actividades empresariales.

Cuando en un mismo centro de trabajo desarrollen actividades trabajadores de dos o más

empresas, éstas deberán cooperar en la aplicación de la normativa sobre prevención de

riesgos laborales.

1.2.12. Protección de trabajadores especialmente sensibles a determinados riesgos.

El empresario garantizará, evaluando los riesgos y adoptando las medidas preventivas

necesarias, la protección de los trabajadores que, por sus propias características personales

o estado biológico conocido, incluidos aquellos que tengan reconocida la situación de

discapacidad física, psíquica o sensorial, sean específicamente sensibles a los riesgos

derivados del trabajo.

1.2.13. Protección de la maternidad.

La evaluación de los riesgos deberá comprender la determinación de la naturaleza, el grado

y la duración de la exposición de las trabajadoras en situación de embarazo o parto

reciente, a agentes, procedimientos o condiciones de trabajo que puedan influir

negativamente en la salud de las trabajadoras o del feto, adoptando, en su caso, las

medidas necesarias para evitar la exposición a dicho riesgo.

1.2.14. Protección de los menores.

Antes de la incorporación al trabajo de jóvenes menores de dieciocho años, y previamente a

cualquier modificación importante de sus condiciones de trabajo, el empresario deberá

efectuar una evaluación de los puestos de trabajo a desempeñar por los mismos, a fin de

determinar la naturaleza, el grado y la duración de su exposición, teniendo especialmente

en cuenta los riesgos derivados de su falta de experiencia, de su inmadurez para evaluar los

riesgos existentes o potenciales y de su desarrollo todavía incompleto.

1.2.15. Relaciones de trabajo temporales.

Los trabajadores con relaciones de trabajo temporales o de duración determinada, así como

los contratados por empresas de trabajo temporal, deberán disfrutar del mismo nivel de

protección en materia de seguridad y salud que los restantes trabajadores de la empresa en

la que prestan sus servicios.


225

1.2.16. Obligaciones de los trabajadores en materia de prevención de riesgos.

Corresponde a cada trabajador velar, según sus posibilidades y mediante el cumplimiento

de las medidas de prevención que en cada caso sean adoptadas, por su propia seguridad y

salud en el trabajo y por la de aquellas otras personas a las que pueda afectar su actividad

profesional, a causa de sus actos y omisiones en el trabajo, de conformidad con su

formación y las instrucciones del empresario.

Los trabajadores, con arreglo a su formación y siguiendo las instrucciones del empresario,

deberán en particular:

Usar adecuadamente, de acuerdo con su naturaleza y los riesgos previsibles, las

máquinas, aparatos, herramientas, sustancias peligrosas, equipos de transporte y, en

general, cualesquiera otros medios con los que desarrollen su actividad.

Utilizar correctamente los medios y equipos de protección facilitados por el empresario.

No poner fuera de funcionamiento y utilizar correctamente los dispositivos de seguridad

existentes.

Informar de inmediato un riesgo para la seguridad y la salud de los trabajadores.

Contribuir al cumplimiento de las obligaciones establecidas por la autoridad

competente.

1.3. Servicios de prevención.

1.3.1. Protección y prevención de riesgos profesionales.

En cumplimiento del deber de prevención de riesgos profesionales, el empresario designará

uno o varios trabajadores para ocuparse de dicha actividad, constituirá un servicio de

prevención o concertará dicho servicio con una entidad especializada ajena a la empresa.

Los trabajadores designados deberán tener la capacidad necesaria, disponer del tiempo y de

los medios precisos y ser suficientes en número, teniendo en cuenta el tamaño de la

empresa, así como los riesgos a que están expuestos los trabajadores.

En las empresas de menos de seis trabajadores, el empresario podrá asumir personalmente

las funciones señaladas anteriormente, siempre que desarrolle de forma habitual su

actividad en el centro de trabajo y tenga capacidad necesaria.

El empresario que no hubiere concertado el Servicio de Prevención con una entidad

especializada ajena a la empresa deberá someter su sistema de prevención al control de una

auditoría o evaluación externa.


226

1.3.2. Servicios de prevención.

Si la designación de uno o varios trabajadores fuera insuficiente para la realización de las

actividades de prevención, en función del tamaño de la empresa, de los riesgos a que están

expuestos los trabajadores o de la peligrosidad de las actividades desarrolladas, el

empresario deberá recurrir a uno o varios servicios de prevención propios o ajenos a la

empresa, que colaborarán cuando sea necesario.

Se entenderá como servicio de prevención el conjunto de medios humanos y materiales

necesarios para realizar las actividades preventivas a fin de garantizar la adecuada

protección de la seguridad y la salud de los trabajadores, asesorando y asistiendo para ello

al empresario, a los trabajadores y a sus representantes y a los órganos de representación

especializados.

1.4. Consulta y participación de los trabajadores.

1.4.1. Consulta de los trabajadores.

El empresario deberá consultar a los trabajadores, con la debida antelación, la adopción de

las decisiones relativas a:

La planificación y la organización del trabajo en la empresa y la introducción de nuevas

tecnologías, en todo lo relacionado con las consecuencias que éstas pudieran tener para

la seguridad y la salud de los trabajadores.

La organización y desarrollo de las actividades de protección de la salud y prevención de

los riesgos profesionales en la empresa, incluida la designación de los trabajadores

encargados de dichas actividades o el recurso a un servicio de prevención externo.

La designación de los trabajadores encargados de las medidas de emergencia.

El proyecto y la organización de la formación en materia preventiva.

1.4.2. Derechos de participación y representación.

Los trabajadores tienen derecho a participar en la empresa en las cuestiones relacionadas

con la prevención de riesgos en el trabajo.

En las empresas o centros de trabajo que cuenten con seis o más trabajadores, la

participación de éstos se canalizará a través de sus representantes y de la representación

especializada.


227

1.4.3. Delegados de prevención.

Los Delegados de Prevención son los representantes de los trabajadores con funciones

específicas en materia de prevención de riesgos en el trabajo. Serán designados por y entre

los representantes del personal, con arreglo a la siguiente escala:

De 50 a 100 trabajadores: 2 Delegados de Prevención.






De 4001 en adelante: 8 Delegados de Prevención.

En las empresas de hasta treinta trabajadores el Delegado de Prevención será el Delegado

de Personal. En las empresas de treinta y uno a cuarenta y nueve trabajadores habrá un

Delegado de Prevención que será elegido por y entre los Delegados de Personal.


228

2. Disposiciones mínimas de seguridad y salud en los lugares de trabajo.

2.1. Introducción.

La ley 31/1995, de 8 de noviembre de 1995, de Prevención de Riesgos Laborales es la norma legal

por la que se determina el cuerpo básico de garantías y responsabilidades preciso para establecer

un adecuado nivel de protección de la salud de los trabajadores frente a los riesgos derivados de

las condiciones de trabajo.

De acuerdo con el artículo 6 de dicha ley, serán las normas reglamentarias las que fijarán y

concretarán los aspectos más técnicos de las medidas preventivas, a través de normas mínimas

que garanticen la adecuada protección de los trabajadores. Entre éstas se encuentran

necesariamente las destinadas a garantizar la seguridad y la salud en los lugares de trabajo, de

manera que de su utilización no se deriven riesgos para los trabajadores.

Por todo lo expuesto, el Real Decreto 486/1997 de 14 de Abril de 1.997 establece las

disposiciones mínimas de seguridad y de salud aplicables a los lugares de trabajo, entendiendo

como tales las áreas del centro de trabajo, edificadas o no, en las que los trabajadores deban

permanecer o a las que puedan acceder en razón de su trabajo, sin incluir las obras de

construcción temporales o móviles.

2.2. Obligaciones del empresario.

El empresario deberá adoptar las medidas necesarias para que la utilización de los lugares de

trabajo no origine riesgos para la seguridad y salud de los trabajadores.

En cualquier caso, los lugares de trabajo deberán cumplir las disposiciones mínimas establecidas

en el presente Real Decreto en cuanto a sus condiciones constructivas, orden, limpieza y

mantenimiento, señalización, instalaciones de servicio o protección, condiciones ambientales,

iluminación, servicios higiénicos y locales de descanso, y material y locales de primeros auxilios.

2.2.1. Condiciones constructivas.

El diseño y las características constructivas de los lugares de trabajo deberán ofrecer

seguridad frente a los riesgos de resbalones o caídas, choques o golpes contra objetos y

derrumbaciones o caídas de materiales sobre los trabajadores, para ello el pavimento

constituirá un conjunto homogéneo, llano y liso sin solución de continuidad, de material

consistente, no resbaladizo o susceptible de serlo con el uso y de fácil limpieza, las paredes

serán lisas, guarnecidas o pintadas en tonos claros y susceptibles de ser lavadas y

blanqueadas y los techos deberán resguardar a los trabajadores de las inclemencias del

tiempo y ser lo suficientemente consistentes.

El diseño y las características constructivas de los lugares de trabajo deberán también

facilitar el control de las situaciones de emergencia, en especial en caso de incendio, y

posibilitar, cuando sea necesario, la rápida y segura evacuación de los trabajadores.


229

Todos los elementos estructurales o de servicio (cimentación, pilares, forjados, muros y

escaleras) deberán tener la solidez y resistencia necesarias para soportar las cargas o

esfuerzos a que sean sometidos.

Las dimensiones de los locales de trabajo deberán permitir que los trabajadores realicen su

trabajo sin riesgos para su seguridad y salud y en condiciones ergonómicas aceptables,

adoptando una superficie libre superior a 2 m² por trabajador, un volumen mayor a 10 m3

por trabajador y una altura mínima desde el piso al techo de 2,50 m. Las zonas de los

lugares de trabajo en las que exista riesgo de caída, de caída de objetos o de contacto o

exposición a elementos agresivos, deberán estar claramente señalizadas.

El suelo deberá ser fijo, estable y no resbaladizo, sin irregularidades ni pendientes

peligrosas. Las aberturas, desniveles y las escaleras se protegerán mediante barandillas de

90 cm de altura.

Los trabajadores deberán poder realizar de forma segura las operaciones de abertura,

cierre, ajuste o fijación de ventanas, y en cualquier situación no supondrán un riesgo para

éstos.

Las vías de circulación deberán poder utilizarse conforme a su uso previsto, de forma fácil y

con total seguridad. La anchura mínima de las puertas exteriores y de los pasillos será de

100 cm.

Las puertas transparentes deberán tener una señalización a la altura de la vista y deberán

estar protegidas contra la rotura.

Las puertas de acceso a las escaleras no se abrirán directamente sobre sus escalones, sino

sobre descansos de anchura al menos igual a la de aquellos.

Los pavimentos de las rampas y escaleras serán de materiales no resbaladizos y caso de ser

perforados la abertura máxima de los intersticios será de 8 mm. La pendiente de las rampas

variará entre un 8 y 12 %. La anchura mínima será de 55 cm para las escaleras de servicio y

de 1 m. para las de uso general.

Caso de utilizar escaleras de mano, éstas tendrán la resistencia y los elementos de apoyo y

sujeción necesarios para que su utilización en las condiciones requeridas no suponga un

riesgo de caída, por rotura o desplazamiento de las mismas. En cualquier caso, no se

emplearán escaleras de más de 5 m de altura, se colocarán formando un ángulo aproximado

de 75º con la horizontal, sus largueros deberán prolongarse al menos 1 m sobre la zona a

acceder, el ascenso, descenso y los trabajos desde escaleras se efectuarán frente a las

mismas, los trabajos a más de 3,5 m de altura, desde el punto de operación al suelo, que

requieran movimientos o esfuerzos peligrosos para la estabilidad del trabajador, sólo se

efectuarán si se utiliza cinturón de seguridad y no serán utilizadas por dos o más personas

simultáneamente.

Las vías y salidas de evacuación deberán permanecer expeditas y desembocarán en el

exterior. El número, la distribución y las dimensiones de las vías deberán estar


230

dimensionados para poder evacuar todos los lugares de trabajo rápidamente, dotando de

alumbrado de emergencia aquellas que lo requieran.

La instalación eléctrica no deberá entrañar riesgos de incendio o explosión, para ello se

dimensionarán todos los circuitos considerando las sobreintensidades previsibles y se

dotará a los conductores y resto de paramenta eléctrica de un nivel de aislamiento

adecuado.

Para evitar el contacto eléctrico directo se utilizará el sistema de separación por distancia o

alejamiento de las partes activas hasta una zona no accesible por el trabajador,

interposición de obstáculos y/o barreras (armarios para cuadros eléctricos, tapas para

interruptores, etc.) y recubrimiento o aislamiento de las partes activas de las masas

(conductores de protección conectados a las carcasas de los receptores eléctricos, líneas de

enlace con tierra y electrodos artificiales) y dispositivos de corte por intensidad de defecto

(interruptores diferenciales de sensibilidad adecuada al tipo de local, características del

terreno y constitución de los electrodos artificiales).

2.2.2. Orden, limpieza y mantenimiento. Señalización.

Las zonas de paso, salidas y vías de circulación de los lugares de trabajo y, en especial, las

salidas y vías de circulación previstas para la evacuación en casos de emergencia, deberán

permanecer libres de obstáculos.

Las características de los suelos, techos y paredes serán tales que permitan dicha limpieza y

mantenimiento. Se eliminarán con rapidez los desperdicios, las manchas de grasa, los

residuos de sustancias peligrosas y demás productos residuales que puedan originar

accidentes o contaminar el ambiente de trabajo.

Los lugares de trabajo y, en particular, sus instalaciones, deberán ser objeto de un

mantenimiento periódico.

2.2.3. Condiciones ambientales.

La exposición a las condiciones ambientales de los lugares de trabajo no debe suponer un

riesgo para la seguridad y la salud de los trabajadores.

En los locales de trabajo cerrados deberán cumplirse las condiciones siguientes:

La temperatura de los locales donde se realicen trabajos sedentarios propios de oficinas

o similares estará comprendida entre 17 y 27 ºC. En los locales donde se realicen

trabajos ligeros estará comprendida entre 14 y 25 ºC.

La humedad relativa estará comprendida entre el 30 y el 70 por 100, excepto en los

locales donde existan riesgos por electricidad estática en los que el límite inferior será el

50 por 100.


231

Los trabajadores no deberán estar expuestos de forma frecuente o continuada a

corrientes de aire cuya velocidad exceda los siguientes límites:

Trabajos en ambientes no calurosos: 0,25 m/s.

Trabajos sedentarios en ambientes calurosos: 0,5 m/s.

Trabajos no sedentarios en ambientes calurosos: 0,75 m/s.

La renovación mínima del aire de los locales de trabajo será de 30 m3 de aire limpio por

hora y trabajador en el caso de trabajos sedentarios en ambientes no calurosos ni

contaminados por humo de tabaco y 50 m3 en los casos restantes.

2.2.4. Iluminación.

La iluminación será natural con puertas y ventanas acristaladas, complementándose con

iluminación artificial en las horas de visibilidad deficiente. Los puestos de trabajo llevarán

además puntos de luz individuales, con el fin de obtener una visibilidad notable. Los niveles

de iluminación mínimos establecidos (lux) son los siguientes:

Áreas o locales de uso ocasional: 50 lux.

Áreas o locales de uso habitual: 100 lux.

Vías de circulación de uso ocasional: 25 lux.

Vías de circulación de uso habitual: 50 lux.

Zonas de trabajo con bajas exigencias visuales: 100 lux.

Zonas de trabajo con exigencias visuales moderadas: 200 lux.

Zonas de trabajo con exigencias visuales altas: 500 lux.

Zonas de trabajo con exigencias visuales muy altas: 1000 lux.

La iluminación anteriormente especificada deberá poseer una uniformidad adecuada,

mediante la distribución uniforme de luminarias, evitándose los deslumbramientos directos

por equipos de alta luminancia.

Se instalará además el correspondiente alumbrado de emergencia y señalización con el fin

de poder iluminar las vías de evacuación en caso de fallo del alumbrado general.


232

2.2.5. Servicios higiénicos y locales de descanso.

En el local se dispondrá de agua potable en cantidad suficiente y fácilmente accesible por

los trabajadores.

Se dispondrán vestuarios cuando los trabajadores deban llevar ropa especial de trabajo,

provistos de asientos y de armarios o taquillas individuales con llave, con una capacidad

suficiente para guardar la ropa y el calzado. Si los vestuarios no fuesen necesarios, se

dispondrán colgadores o armarios para colocar la ropa.

Existirán aseos con espejos, retretes con descarga automática de agua y papel higiénico y

lavabos con agua corriente, caliente si es necesario, jabón y toallas individuales u otros

sistema de secado con garantías higiénicas. Dispondrán además de duchas de agua

corriente, caliente y fría, cuando se realicen habitualmente trabajos sucios, contaminantes o

que originen elevada sudoración. Llevarán alicatados los paramentos hasta una altura de 2

m. del suelo, con baldosín cerámico esmaltado de color blanco. El solado será continuo e

impermeable, formado por losas de gres rugoso antideslizante.

Si el trabajo se interrumpiera regularmente, se dispondrán espacios donde los trabajadores

puedan permanecer durante esas interrupciones, diferenciándose espacios para fumadores

y no fumadores.

2.2.6. Materiales y locales de primeros auxilios.

El lugar de trabajo dispondrá de material para primeros auxilios en caso de accidente, que

deberá ser adecuado, en cuanto a su cantidad y características, al número de trabajadores y

a los riesgos a que estén expuestos.

Como mínimo se dispondrá, en lugar reservado y a la vez de fácil acceso, de un botiquín

portátil, que contendrá en todo momento, agua oxigenada, alcohol de 96, tintura de yodo,

mercurocromo, gasas estériles, algodón hidrófilo, bolsa de agua, torniquete, guantes

esterilizados y desechables, jeringuillas, hervidor, agujas, termómetro clínico, gasas,

esparadrapo, apósitos adhesivos, tijeras, pinzas, antiespasmódicos, analgésicos y vendas.


233

3. Disposiciones mínimas de señalización de seguridad y salida en el trabajo.

3.1. Introducción.





De acuerdo con el artículo 6 de dicha ley, serán las normas reglamentarias las que fijarán las

medidas mínimas que deben adoptarse para la adecuada protección de los trabajadores. Entre

éstas se encuentran las destinadas a garantizar que en los lugares de trabajo exista una adecuada

señalización de seguridad y salud, siempre que los riesgos no puedan evitarse o limitarse

suficientemente a través de medios técnicos de protección colectiva.

Por todo lo expuesto, el Real Decreto 485/1997 de 14 de Abril de 1.997 establece las

disposiciones mínimas en materia de señalización de seguridad y de salud en el trabajo,

entendiendo como tales aquellas señalizaciones que referidas a un objeto, actividad o situación

determinada, proporcionen una indicación o una obligación relativa a la seguridad o la salud en el

trabajo mediante una señal en forma de panel, un color, una señal luminosa o acústica, una

comunicación verbal o una señal gestual.

3.2. Obligación general del empresario.

La elección del tipo de señal y del número y emplazamiento de las señales o dispositivos de

señalización a utilizar en cada caso se realizará de forma que la señalización resulte lo más eficaz

posible, teniendo en cuenta:

Las características de la señal.

Los riesgos, elementos o circunstancias que hayan de señalizarse.

La extensión de la zona a cubrir.

El número de trabajadores afectados.

Para la señalización de desniveles, obstáculos u otros elementos que originen riesgo de caída de

personas, choques o golpes, así como para la señalización de riesgo eléctrico, presencia de

materias inflamables, tóxica, corrosiva o riesgo biológico, podrá optarse por una señal de

advertencia de forma triangular, con un pictograma característico de color negro sobre fondo

amarillo y bordes negros.

Las vías de circulación de vehículos deberán estar delimitadas con claridad mediante franjas

continuas de color blanco o amarillo.

Los equipos de protección contra incendios deberán ser de color rojo.


234

La señalización para la localización e identificación de las vías de evacuación y de los equipos de

salvamento o socorro (botiquín portátil) se realizará mediante una señal de forma cuadrada o

rectangular, con un pictograma característico de color blanco sobre fondo verde.

La señalización dirigida a alertar a los trabajadores o a terceros de la aparición de una situación

de peligro y de la consiguiente y urgente necesidad de actuar de una forma determinada o de

evacuar la zona de peligro, se realizará mediante una señal luminosa, una señal acústica o una

comunicación verbal.

Los medios y dispositivos de señalización deberán ser limpiados, mantenidos y verificados

regularmente.


235

4. Disposiciones mínimas de seguridad y salud para la utilización por los trabajadores de los

equipos de trabajo.

4.1. Introducción.





De acuerdo con el artículo 6 de dicha ley, serán las normas reglamentarias las que fijarán las

medidas mínimas que deben adoptarse para la adecuada protección de los trabajadores. Entre

éstas se encuentran las destinadas a garantizar que de la presencia o utilización de los equipos de

trabajo puestos a disposición de los trabajadores en la empresa o centro de trabajo no se deriven

riesgos para la seguridad o salud de los mismos.

Por todo lo expuesto, el Real Decreto 1215/1997 de 18 de Julio de 1.997 establece las

disposiciones mínimas de seguridad y de salud para la utilización por los trabajadores de los

equipos de trabajo, entendiendo como tales cualquier máquina, aparato, instrumento o

instalación utilizado en el trabajo.

4.2. Obligación general del empresario.

El empresario adoptará las medidas necesarias para que los equipos de trabajo que se pongan a

disposición de los trabajadores sean adecuados al trabajo que deba realizarse y

convenientemente adaptados al mismo, de forma que garanticen la seguridad y la salud de los

trabajadores al utilizar dichos equipos.

Deberá utilizar únicamente equipos que satisfagan cualquier disposición legal o reglamentaria

que les sea de aplicación. Para la elección de los equipos de trabajo el empresario deberá tener

en cuenta los siguientes factores:

Las condiciones y características específicas del trabajo a desarrollar.

Los riesgos existentes para la seguridad y salud de los trabajadores en el lugar de trabajo.

En su caso, las adaptaciones necesarias para su utilización por trabajadores discapacitados.

Adoptará las medidas necesarias para que, mediante un mantenimiento adecuado, los equipos

de trabajo se conserven durante todo el tiempo de utilización en unas condiciones adecuadas.

Todas las operaciones de mantenimiento, ajuste, desbloqueo, revisión o reparación de los

equipos de trabajo se realizará tras haber parado o desconectado el equipo. Estas operaciones

deberán ser encomendadas al personal especialmente capacitado para ello.


236

El empresario deberá garantizar que los trabajadores reciban una formación e información

adecuadas a los riesgos derivados de los equipos de trabajo. La información, suministrada

preferentemente por escrito, deberá contener, como mínimo, las indicaciones relativas a:

Las condiciones y forma correcta de utilización de los equipos de trabajo, teniendo en cuenta

las instrucciones del fabricante, así como las situaciones o formas de utilización anormales y

peligrosas que puedan preverse.

Las conclusiones que, en su caso, se puedan obtener de la experiencia adquirida en la

utilización de los equipos de trabajo.

4.2.1. Disposiciones mínimas generales aplicables a los equipos de trabajo.

Los órganos de accionamiento de un equipo de trabajo que tengan alguna incidencia en la

seguridad deberán ser claramente visibles e identificables y no deberán acarrear riesgos

como consecuencia de una manipulación involuntaria.

Cada equipo de trabajo deberá estar provisto de un órgano de accionamiento que permita

su parada total en condiciones de seguridad.

Cualquier equipo de trabajo que entrañe riesgo de caída de objetos o de proyecciones

deberá estar provisto de dispositivos de protección adecuados a dichos riesgos.

Cualquier equipo de trabajo que entrañe riesgo por emanación de gases, vapores o líquidos

o por emisión de polvo deberá estar provisto de dispositivos adecuados de captación o

extracción cerca de la fuente emisora correspondiente. Si fuera necesario para la seguridad

o la salud de los trabajadores, los equipos de trabajo y sus elementos deberán estabilizarse

por fijación o por otros medios.

Cuando los elementos móviles de un equipo de trabajo puedan entrañar riesgo de accidente

por contacto mecánico, deberán ir equipados con resguardos o dispositivos que impidan el

acceso a las zonas peligrosas.

Las zonas y puntos de trabajo o mantenimiento de un equipo de trabajo deberán estar

adecuadamente iluminadas en función de las tareas que deban realizarse.

Las partes de un equipo de trabajo que alcancen temperaturas elevadas o muy bajas

deberán estar protegidas cuando corresponda contra los riesgos de contacto o la

proximidad de los trabajadores.

Todo equipo de trabajo deberá ser adecuado para proteger a los trabajadores expuestos

contra el riesgo de contacto directo o indirecto de la electricidad y los que entrañen riesgo

por ruido, vibraciones o radiaciones deberá disponer de las protecciones o dispositivos

adecuados para limitar, en la medida de lo posible, la generación y propagación de estos

agentes físicos.


237

Las herramientas manuales deberán estar construidas con materiales resistentes y la unión

entre sus elementos deberá ser firme, de manera que se eviten las roturas o proyecciones

de los mismos.

La utilización de todos estos equipos no podrá realizarse en contradicción con las

instrucciones facilitadas por el fabricante, comprobándose antes del iniciar la tarea que

todas sus protecciones y condiciones de uso son las adecuadas.

Deberán tomarse las medidas necesarias para evitar el atrapamiento del cabello, ropas de

trabajo u otros objetos del trabajador, evitando, en cualquier caso, someter a los equipos a

sobrecargas, sobrepresiones, velocidades o tensiones excesivas.

4.2.2. Disposiciones mininas adicionales aplicables a los equipos de trabajo.

Los equipos con trabajadores transportados deberán evitar el contacto de éstos con ruedas

y orugas y el aprisionamiento por las mismas. Para ello dispondrán de una estructura de

protección que impida que el equipo de trabajo incline más de un cuarto de vuelta o una

estructura que garantice un espacio suficiente alrededor de los trabajadores transportados

cuando el equipo pueda inclinarse más de un cuarto de vuelta. No se requerirán estas

estructuras de protección cuando el equipo de trabajo se encuentre estabilizado durante su

empleo.

Las carretillas elevadoras deberán estar acondicionadas mediante la instalación de una

cabina para el conductor, una estructura que impida que la carretilla vuelque, una

estructura que garantice que, en caso de vuelco, quede espacio suficiente para el trabajador

entre el suelo y determinadas partes de dicha carretilla y una estructura que mantenga al

trabajador sobre el asiento de conducción en buenas condiciones.

Los equipos de trabajo automotores deberán contar con dispositivos de frenado y parada,

con dispositivos para garantizar una visibilidad adecuada y con una señalización acústica de

advertencia. En cualquier caso, su conducción estará reservada a los trabajadores que

hayan recibido una información específica.

4.2.3. Disposiciones mínimas adicionales aplicables a los equipos de trabajo para

elevación de cargas.

Deberán estar instalados firmemente, teniendo presente la carga que deban levantar y las

tensiones inducidas en los puntos de suspensión o de fijación. En cualquier caso, los

aparatos de izar estarán equipados con limitador del recorrido del carro y de los ganchos,

los motores eléctricos estarán provistos de limitadores de altura y del peso, los ganchos de

sujeción serán de acero con ”pestillos de seguridad“ y los carriles para desplazamiento

estarán limitados a una distancia de 1 m de su término mediante topes de seguridad de final

de carrera eléctricos.

Deberá figurar claramente la carga nominal.


238

Deberán instalarse de modo que se reduzca el riesgo de que la carga caiga en picado, se

suelte o se desvíe involuntariamente de forma peligrosa. En cualquier caso, se evitará la

presencia de trabajadores bajo las cargas suspendidas. Caso de ir equipadas con cabinas

para trabajadores deberá evitarse la caída de éstas, su aplastamiento o choque.

Los trabajos de izado, transporte y descenso de cargas suspendidas, quedarán

interrumpidos bajo régimen de vientos superiores a los 60 km/h.

4.2.4. Disposiciones mínimas adicionales aplicables a los equipos de trabajo para

movimientos de tierras y maquinaria pesada en general.

Las máquinas para los movimientos de tierras estarán dotadas de faros de marcha hacia

adelante y de retroceso, servofrenos, freno de mano, bocina automática de retroceso,

retrovisores en ambos lados, pórtico de seguridad antivuelco y antiimpactos y extintor.

Se prohíbe trabajar o permanecer dentro del radio de acción de la maquinaria de

movimiento de tierras, para evitar los riesgos por atropello.

Durante el tiempo de parada de las máquinas se señalizará su entorno con "señales de

peligro", para evitar los riesgos por fallo de frenos o por atropello durante la puesta en

marcha.

Si se produjese contacto con líneas eléctricas el maquinista permanecerá inmóvil en su

puesto y solicitará auxilio por medio de las bocinas. De ser posible el salto sin riesgo de

contacto eléctrico, el maquinista saltará fuera de la máquina sin tocar, al unísono, la

máquina y el terreno.

Antes del abandono de la cabina, el maquinista habrá dejado en reposo, en contacto con el

pavimento (la cuchilla, cazo, etc.), puesto el freno de mano y parado el motor extrayendo la

llave de contacto para evitar los riesgos por fallos del sistema hidráulico.

Las pasarelas y peldaños de acceso para conducción o mantenimiento permanecerán

limpios de gravas, barros y aceite, para evitar los riesgos de caída.

Se prohíbe el transporte de personas sobre las máquinas para el movimiento de tierras,

para evitar los riesgos de caídas o de atropellos.

Se instalarán topes de seguridad de fin de recorrido, ante la coronación de los cortes

(taludes o terraplenes) a los que debe aproximarse la maquinaria empleada en el

movimiento de tierras, para evitar los riesgos por caída de la máquina.

Se señalizarán los caminos de circulación interna mediante cuerda de banderolas y señales

normalizadas de tráfico.

Se prohíbe el acopio de tierras a menos de 2 m. del borde de la excavación (como norma

general).


239

No se debe fumar cuando se abastezca de combustible la máquina, pues podría inflamarse.

Al realizar dicha tarea el motor deberá permanecer parado.

Se prohíbe realizar trabajos en un radio de 10 m entorno a las máquinas de hinca, en

prevención de golpes y atropellos.

Las cintas transportadoras estarán dotadas de pasillo lateral de visita de 60 cm de anchura y

barandillas de protección de éste de 90 cm de altura. Estarán dotadas de encauzadores

antidesprendimientos de objetos por rebose de materiales. Bajo las cintas, en todo su

recorrido, se instalarán bandejas de recogida de objetos desprendidos.

Los compresores serán del tipo ‘silenciosos’ en la intención de disminuir el nivel de ruido. La

zona dedicada para la ubicación del compresor quedará acordonada en un radio de 4 m.

Las mangueras estarán en perfectas condiciones de uso, es decir, sin grietas ni desgastes

que puedan producir un reventón.

Cada tajo con martillos neumáticos, estará trabajado por dos cuadrillas que se turnarán

cada hora, en prevención de lesiones por permanencia continuada recibiendo vibraciones.

Los pisones mecánicos se guiarán avanzando frontalmente, evitando los desplazamientos

laterales. Para realizar estas tareas se utilizará faja elástica de protección de cintura,

muñequeras bien ajustadas, botas de seguridad, cascos antirruido y una mascarilla con filtro

mecánico recambiable.

4.2.5. Disposiciones mínimas adicionales aplicables a los equipos de trabajo para la

maquinaria herramienta.

Las máquinas-herramienta estarán protegidas eléctricamente mediante doble aislamiento y

sus motores eléctricos estarán protegidos por la carcasa.

Las que tengan capacidad de corte tendrán el disco protegido mediante una carcasa

antiproyecciones.

Las que se utilicen en ambientes inflamables o explosivos estarán protegidas mediante

carcasas antideflagrantes. Se prohíbe la utilización de máquinas accionadas mediante

combustibles líquidos en lugares cerrados o de ventilación insuficiente.

Se prohíbe trabajar sobre lugares encharcados, para evitar los riesgos de caídas y los

eléctricos.

Para todas las tareas se dispondrá una iluminación adecuada, en torno a 100 lux.

En prevención de los riesgos por inhalación de polvo, se utilizarán en vía húmeda las

herramientas que lo produzcan.

Las mesas de sierra circular, cortadoras de material cerámico y sierras de disco manual no

se ubicarán a distancias inferiores a tres metros del borde de los forjados, con la excepción

de los que estén claramente protegidos (redes o barandillas, petos de remate, etc.).


240

Bajo ningún concepto se retirará la protección del disco de corte, utilizándose en todo

momento gafas de seguridad antiproyección de partículas. Como normal general, se

deberán extraer los clavos o partes metálicas hincadas en el elemento a cortar.

Con las pistolas fija-clavos no se realizarán disparos inclinados, se deberá verificar que no

hay nadie al otro lado del objeto sobre el que se dispara, se evitará clavar sobre fábricas de

ladrillo hueco y se asegurará el equilibrio de la persona antes de efectuar el disparo.

Para la utilización de los taladros portátiles y rozadoras eléctricas se elegirán siempre las

brocas y discos adecuados al material a taladrar, se evitará realizar taladros en una sola

maniobra y taladros o rozaduras inclinadas a pulso y se tratará no recalentar las brocas y

discos.

Las pulidoras y abrillantadoras de suelos, lijadoras de madera y alisadoras mecánicas

tendrán el manillar de manejo y control revestido de material aislante y estarán dotadas de

aro de protección antiatrapamientos o abrasiones.

En las tareas de soldadura por arco eléctrico se utilizará yelmo del soldar o pantalla de

mano, no se mirará directamente al arco voltaico, no se tocarán las piezas recientemente

soldadas, se soldará en un lugar ventilado, se verificará la inexistencia de personas en el

entorno vertical de puesto de trabajo, no se dejará directamente la pinza en el suelo o sobre

la perfilería, se escogerá el electrodo adecuada para el cordón a ejecutar y se suspenderán

los trabajos de soldadura con vientos superiores a 60 km/h y a la intemperie con régimen de

lluvias.

En la soldadura oxiacetilénica (oxicorte) no se mezclarán botellas de gases distintos, éstas se

transportarán sobre bateas enjauladas en posición vertical y atadas, no se ubicarán al sol ni

en posición inclinada y los mecheros estarán dotados de válvulas antirretroceso de la llama.

Si se desprenden pinturas se trabajará con mascarilla protectora y se hará al aire libre o en

un local ventilado.


241

5. Relación de normas y reglamentos aplicables en Seguridad y salud en las obras.

Directiva 92/57/CEE de 24 de Junio (DO: 26/08/92). Disposiciones mínimas de seguridad y de

salud que deben aplicarse en las obras de construcciones temporales o móviles

RD 1627/1997 de 24 de octubre (BOE: 25/10/97). Disposiciones mínimas de Seguridad y de

Salud en las obras de construcción.

Ley 31/1995 de 8 de noviembre (BOE: 10/11/95). Prevención de riesgos laborales.

Desarrollo de la Ley a través de les siguientes disposiciones:

RD 39/1997 de 17 de enero (BOE: 31/01/97). Reglamento de los Servicios de Prevención.

RD 485/1997 de 14 de abril (BOE: 23/04/97). Disposiciones mínimas en materia de

señalización, de seguridad y salud en el trabajo

RD 486/1997 de 14 de abril (BOE: 23/04/97). Disposiciones mínimas de seguridad y salud en

los lugares de trabajo.

RD 487/1997 de 14 de abril (BOE: 23/04/97). Disposiciones mínimas de seguridad y salud

relativas a la manipulación manual de cargas que entrañe riesgos, en particular

dorsolumbares, para los trabajadores

RD 488/97 de 14 de abril (BOE: 23/04/97). Disposiciones mínimas de seguridad y salud

relativas al trabajo con equipos que incluyen pantallas de visualización

RD 664/1997 de 12 de mayo (BOE: 24/05/97). Protección de los trabajadores contra los

riesgos relacionados con la exposición a agentes biológicos durante el trabajo

RD 665/1997 de 12 de mayo (BOE: 24/05/97). Protección de los trabajadores contra los

riesgos relacionados con la exposición a agentes cancerígenos durante el trabajo

RD 773/1997 de 30 de mayo (BOE: 12/06/97). Disposiciones mínimas de seguridad y salud,

relativas a la utilización por los trabajadores de equipos de protección individual

RD 1215/1997 de 18 de julio (BOE: 07/08/97). Disposiciones mínimas de seguridad y salud

para la utilización por los trabajadores de los equipos de trabajo.

O. de 20 de mayo de 1952 (BOE: 15/06/52). Reglamento de Seguridad e Higiene del Trabajo

en la industria de la Construcción.


242

O. de 31 de enero de 1940. Andamios: Cap. VII, artículo 66º a 74º (BOE: 03/02/40).

Reglamento general sobre Seguridad e Higiene.

O. de 28 de agosto de 1970. Art. 1º a 4º, 183º a 291º y Anexos I y II (BOE: 05/09/70;

09/09/70). Ordenanza del trabajo para las industrias de la Construcción, vidrio y cerámica.

O. de 20 de septiembre de 1986 (BOE: 13/10/86). Modelo de libro de incidencias

correspondiente a las obras en que sea obligatorio el estudio de Seguridad e Higiene.

O. de 16 de diciembre de 1987 (BOE: 29/12/87). Nuevos modelos para la notificación de

accidentes de trabajo e instrucciones para su cumplimiento y tramitación.

O. de 31 de agosto de 1987 (BOE: 18/09/87). Señalización, balizamiento, limpieza y

terminación de obras fijas en vías fuera de poblado.

O. de 23 de mayo de 1977 (BOE: 14/06/77). Reglamento de aparatos elevadores para obras.

O. de 28 de junio de 1988 (BOE: 07/07/88). Instrucción Técnica Complementaria MIE-AEM 2 del

Reglamento de Aparatos de elevación y Manutención referente a grúas-torre desmontables para

obras.

RD 1316/1989 de 27 de octubre (BOE: 02/11/89). Protección a los trabajadores frente a los

riesgos derivados de la exposición al ruido durante el trabajo.

O. de 9 de marzo de 1971 (BOE: 16 i 17/03/71). Ordenanza General de Seguridad e Higiene en el

trabajo.

O. de 12 de Enero de 1998 (DOG: 27/01/98). Se aprueba el modelo de Libro de Incidencias en

obras de construcción.


243

5.1. Resoluciones aprobatorias de Normas técnicas Reglamentarias para distintos medios de

protección personal de trabajadores.

R. de 14 de diciembre de 1974 (BOE: 30/12/74): N.R. MT-1: Cascos no metálicos.

R. de 28 de julio de 1975 (BOE: 01/09/75): N.R. MT-2: Protectores auditivos.

R. de 28 de julio de 1975 (BOE: 02/09/75): N.R. MT-3: Pantallas para soldadores.

R. de 28 de julio de 1975 (BOE: 03/09/75): N.R. MT-4: Guantes aislantes de electricidad.

R. de 28 de julio de 1975 (BOE: 04/09/75): N.R. MT-5: Calzado de seguridad contra riesgos

mecánicos.

R. de 28 de julio de 1975 (BOE: 05/09/75): N.R. MT-6: Banquetas aislantes de maniobras.

R. de 28 de julio de 1975 (BOE: 06/09/75): N.R. MT-7: Equipos de protección personal de

vías respiratorias. Normas comunes y adaptadores faciales.


vías respiratorias: filtros mecánicos.


vías respiratorias: mascarillas autofiltrantes.


vías respiratorias: filtros químicos y mixtos contra amoníaco.

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