W1200 01-turbo generadores-comision nacional de electricidad

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTIHCIDAD
TURBOGENERADORES DE 160 Y 350 MW
ESPECIFICACIÓN
CFE W1200-01
MARZO 1995
REVISA Y SUSTITUYE A LA
EDICIÓN DE MAYO 1990 YA LA
MODIFICACIÓN No. 1 DE
SEPTIEMBRE 1991
MÉXICB
Se anexa Modificación No.1 y No.2

I
ESPECIFICACIÓN
CFE W1200-01
P R E F A C I O
Esta especificación ha sido elaborada de acuerdo con las Bases Generales para la Normalización en CFE.
La propuesta de revisión fue preparada por la Coordinación de Proyectos Termoeléctricos.
Revisaron y aprobaron la presente especificación las áreas siguientes:
COORDINACIÓN DE PROYECTOS TERMOELÉCTRICOS
GERENCIA DE ABASTECIMIENTOS
GERENCIA DE LAPEM
El presente documento normalizado entra en vigor a partir de la última fecha abajo indicada y será actualizado
y revisado tomando como base las observaciones que se deriven de la aplicación del mismo. Dichas
observaciones deben enviarse a la Gerencia de LAPEM, cuyo Departamento de Normalización coordinará la
< .,
revwon.
Esta especificación revisa y sustituye a la edición de mayo de 1990 y a la modificación No.1 de septiembre
de 1991, y a todos los documentos normalizados de CFE relacionados con turbogeneradores de 160 y 3.50 MW
que se hayan publicado.
AUTORIZO:
NG. ROGELIO GASCA NERI
DIRECTOR GENERAL
b
800315 R E V 800624 870706 890908 900531 QSX31
L I I I I

I CFE W1200-01
1
2
3
3.1
3.2
3.3
3.4
4
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
5
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
5.10
6
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
6.6
C O N T E N I D O
OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN
NORMAS QUE SE APLICAN
DEFINICIONES
Capabilidad
Desgasificador o Deareador
Estelita
Operación Comercial
ALCANCE DEL SUMINISTRO
Turbina y Auxiliares
Generador y Auxiliares
Instrumentación y Control
Otros Suministros y Servicios
Suministros no Incluídos
CARACTERíSTICAS GENERALES
Capacidad Nominal del Turbogenerador
Capacidad de Diseño del Generador Eléctrico
Área Anular Mínima
Ciclo de Calentamiento
Condiciones del Vapor
Presión de Escape
Requerimientos Adicionales de Flujo y Presión
Condiciones de Agua de Repuesto y de Enfriamiento de Auxiliares
Alimentación Eléctrica
Alimentación Neumática
CONDICIONES DE OPERACIÓN
Variación de las Condiciones de Vapor
Variación de Carga y Número de Arranques
Variación de la Tensión _~.
Variación de la Frecuencia
Sobrevelocidad del Turbogenerador
Operación en Paralelo
1
1
3
3
3
3
3
3
4
4
5
5
6
6
6
6
7
7
7
7
8
8
6
8
9
9
9
10
10
10
10
800315 REV 800624 870706 890908 900531 950331 I I

ESPECIFICACION
CFE W1200-01
7 REQUERIMIENTOS PARA LA FABRICACIÓN 10
7.1 Turbina l l
7.2 Generador Eléctrico y Sistema de Excitación 16
7.3 Instrumentación y Control 24
7.4 Equipo Miscelánea 40
7.5 Diseño contra Sismos 43
8 CONTROL DE CALIDAD 43
8.1 Pruebas en Fábrica 43
8.2 Pruebas en Campo 55
8.3 Pruebas de Aceptación 57
9 PARTES DE REPUESTO Y HERRAMIENTAS ESPECIALES 58
9.1 Partes de Repuesto Requeridas por la Comisión 58
9.2 Partes de Repuesto Recomendadas por el Proveedor 61
9.3 Herramientas y Equipos Especiales 61
10 SERVICIOS DE SUPERVISIGN DE MONTAJE Y PUESTA EN SERVICIO 62
ll CARACTERíSTICAS PARTICULARES 62
12 INFORMACIÓN REQUERIDA 62
12.1 En la Oferta 62
12.2 Después de la Colocación de la Orden 66
13 BASES DE EVALUACIÓN Y PENALIZACIONES 69
13.1 Bases de Evaluación 69
13.2 Penalización Después de la Colocación de la Orden 71
13.3 Cargos por Modificaciones 72
14 CUESTIONARIO 73
14.1 Experiencia 73
14.2 Sustituciones Menores 74
14.3 Garantías y Características 75
14.4 Balances Térmicos 76
14.5 Curvas de Comportamiento y de Corrección 76
14.6 Diagrama de Campbell del Último y Penúltimo Pasos de la Turbina 76
14.7 Datos Complementarios 84
14.8 Datos Físicos 86
14.9 Precios y Programas de Entrega 94
800315 REV 800624 870706 890908 900531 950331 I 1 I I

ESPECIFICACION
CFE W1200-01
14.10 Descripción del Equipo de Importación y Fabricación Mexicana 105
14.11 Tipo de Cambio 105
14.12 Responsabilidades 108
APÉNDICE A VÁLVULAS MOTORIZADAS, VÁLVULAS SOLENOIDE, DESCONECTADORES
Y ALAMBRADO DE CONTROL 119
APÉNDICE B ESPECIFICACIÓN GENERAL DE INSTRUMENTACIÓN 123
APÉNDICE C DOCUMENTOS GENERALES DE INGENIERíA 128
APÉNDICE D REQUISITOS DE MATERIALES Y EQUIPO DEL SISTEMA 134
APÉNDICE E ESPECIFICACIÓN PARA PRUEBAS DE TELEMETRíA 139
TABLA 1 Calentadores para el calentamiento regenerativo 7
TABLA 2 Características técnicas del generador eléctrico 17
TABLA 3 Incrementos de temperatura en los aislamientos 18
TABLA 4 Partes de repuesto para la turbina 58
TABLA 5 Partes de repuesto para el generador 59
FIGURA 1 Alcance del suministro (160 MW) 109
FIGURA 2 Alcance del suministro (350 MW) 111
FIGURA 3 Arreglo del ciclo para balance térmico (160 MW) 113
FIGURA 4 Arreglo del ciclo para balance térmico (350 MW) 116
800315 REV 800624 870706 890908 900531 960331 I I I I

ESPECIFICAClON
CFE W1200-01
1 de 140
1 OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN
Estaespecificación establece las características y los requerimientos de compra que deben reunir los turbogeneradores
de 160~ 350 MW, del tipo de condensación, con recalentamiento, doble flujo en el escape y con extracciones de vapor,
que adquiere la Comisión.
2 NORMAS QUE SE APLICAN
CFE AD-P03-1984 Procedimiento de la CFE-GGT.
CFE D8500-01-1989 Guía para la Selección y Aplicación de Recubrimientos
Anticorrosivos.
CFE D8500-02-1992 Recubrimientos Anticorrosivos.
CFE D8500-03-1989 Recubrimientos Anticorrosivos y Pinturas para Centrales
Generadoras.
CFE GX200-30-1990 Procedimiento para Efectuar la Prueba de Respuesta
Dinámica dei Sistema de Control del Generador de Vapor.
CFE LOOOO- ll - 1988 Empaque, Embarque, Recepción, Manejo y
Almacenamiento de Bienes Adquiridos por CFE.
CFE LOOOO-31-1993
CFE LOOOO-32-1989 5 Manuales TPcnicos.
CFE LOOOO-36-1990 Servicios de Supervisión de Montaje y Puesta en Servicio.
CFE MPSRO-01-1992 Prueba de Comportamiento del Sistema de Regulación de
Tensión de Generadores en Centrales Hidroeléctricas y
Termoeléctricas.
CFE MPSRO-02-1993 Prueba de Comportamiento del Sistema de Regulación
de Qelocidad Tipo Electrohidráulico en Centrales
Termoeléctricas.
CFE W4101-16-1989 Sistema de Excitación Estático para Generadores de
Centrales Hidroeléctricas y Termoeléctricas.
NOM 008-SCFI-1993 Sistema General de Unidades de Medida.
NMX-J-75-1985 Productos Eléctricos - Motores de Inducción de Corriente
Alterna, Tipo Jaula de Ardilla en Potencias de 0,062 a
373 kW.
NMX-J-109-1977 Transformadores de Corriente.
L.
000315 REV 800624 070708 0QoQm 900531 959331 I I I I

TURBOGENERADORES DE 160 Y 350 MW I ESPECIFICACIÓN
I
NMX-J-168-1980
2 de 140
Transformadores de Potencial.
ANSI B16.51988 Pipe Flanges and Flanged Fittings; Errata October 1988,
Addenda B16.5A-1992.
ANSI 816.10-1992
ANSI C50.1 O-l 990
ANSI C50.13-1989
API-STD-670-1986
ASME PTC-6-1983
ASME PTC-6 Report-1985
Face-To-F ace and End-To-End Dimensions of Valves.
Rotating Electrical Machinety-Synchronous Machines.
Rotating Electrical Machinery Cylindrical-Rotor Synchro-
nous Generators, (Supercedes ANSI/IEEE C50.13-1977).
Vibration, Axial-Position, and Bearing-Temperature moni-
toring Systems, Second Edition.
Steam Turbines Interpretations.
Guidance for Evaluation of Measurement Uncertainity in
Performance Test of Steam Turbines.
ASME PTC-6 A-l 982
ASME SEC V-l 992
ASME SEC VIII Dl-1992
Appendix A to Test Codefor Steam Turbines; Errata 1988.
BPVC Section V Nondestructive Examination.
BPVC Section VIII Rules for Construction of Pressure
Vessels Division 1.
ASME TDP-1-1985 Recommended Practices for the Prevention of Water
Damage to Steam Turbines Used for Electric Power
Generation.
ASTM A688IA 688 M-1991 Standard Specification for Welded Austenitic Stainless
Steel Feedwater Heater Tubes.
ASTM 8111-1993
HIS-1975
IEEE 122-l 991
Standard Specification for Copper and Copper-Alloy Seam-
less Condenser Tubes and Ferrule Stock.
Hydraulic Institute Standards (Handbook).
Recommended Practice for Functional and Performance
Characteristics of Control Systems for Steam Turbine-
Generator Units.
ISA S5.1.1984
ISA SSl.l-1979
NEMA ICS-G-1988
Instrumentation Symbols and Identification (R1992).
Process Instrumentation Terminology.
Enclosures for Industrial Controls and Systems; Revision
1 -March 1989.
800315 1 REV 1 800624 1 8 7 0 7 0 6 890905 1 so0531 IQ50331 1 I I I I

ESPECIFICACIÓN
CFE W1200-01
3 de 140
Motors and Generators; Revision 2-May and November
1989, May, September and November 1990.
NEMA MG-1 -1987
OSHA-CFR-29-Part 191 O-l 989
IEC 34 PTl-1983
Ocupational Noise Exposure Capítulo XVII, Pan 1910.95.
I
Rotating Electrical Machines, Part 1: Rating and
Performance Eighth Edition, Incorporating Amendment
1-2-l 989.
IEC 451970 Specification for Steam Turbines Third Edition.
NOTA: En caso de que los documentos anteriores, sean revisados o modificados, debe tomarse en cuenta la edición en vigoro la
última edición en la fecha de apertura de las ofertas de la licitación, salvo que la Comisión indique otra cosa.
3 DEFINICIONES
Para efectos de la presente especificación, se establecen las definiciones siguientes.
3.1 Capabilidad
Es la carga máxima continua (kVA o MVA) aceptable, en la gama completa de factor de potencia, bajo las condiciones
especificadas,
3.2 Desgasificador o Deareador
Calentador regenerativo de contacto directo cuya función es la de separar los gases no condensables.
3.3 Estelita
Aleación de cobalto-cromo-tungsteno, que se utiliza en partes sujetas a condiciones severas de erosión.
3.4 Operación Comercial
Una unidad queda en operación comercial a partir de que hayan sido probados todos y cada uno de los sistemas
(pruebas de arranque y carga inicial, variaciones y rechazos de cargay carga plena, revisión de chumaceras, disparos
y operación inicial, de acuerdo con los programas de puesta en servicio aprobados por la Comisión) y después de
que haya operado por lo menos 30 días, sincronizada al sistema en forma continua en control automático, y que no
requiera de instalaciones temporales, Durante los 30 días de operación la unidad debe operar cuando menos 96 h
continuas con carga nominal.
4 ALCANCE DEL SUMINISTRO
A continuación se relacionan los equipos, componentes, sistemas y servicios que integran el alcance del suministro
solicitado por cada unidad turbogeneradora. En las figuras 1 y 2 se indica el alcance del suministro para unidades
generadoras de 160 y 350 MW. El detalle de este capítulo es descriptivo más no limitativo.
c
800315 REV 8 0 0 6 2 4 8 7 0 7 0 6 890908 QQ=ul 950331
I __ I I I

ESPECIFICACION
CFE W1200-01
4 de 140
4.1 Turbina y Auxiliares
al Una turbina de vapor completa, del tipo de condensación, con recalentamiento, tandem-
compound con uno o dos flujos en el escape para 160 MW y dos flujos en el escape para 350 MW,
con extracciones de vapor como se indica más adelante.
W Válvulas de paro y control de vapor principal; de paro e interceptoras de vapor recalentado.
c) Válvulas aisladoras automáticas y de no retorno para las extracciones a los calentadores de agua
de alimentación y a los equipos auxiliares.
d) Válvula rompedora de vacío.
el Válvulas automáticas de drenaje antes y después de los asientos de las válvulas de paro e
interceptoras, antes y después de las válvulas de las extracciones, así como las requeridas para
drenar la carcaza de laturbina de intermedia y alta presión, incluyendo, si se requiere, las válvulas
de purga entre las válvulas de paro y las de control y entre las válvulas de control y la carcaza.
9 Sistema de vapor para sellos del rotor.
9) Sistema de rocío del escape de la turbina de baja presión.
h) Sistema de aceite de ltibricación.
1) Sistema de fluido de control.
i) Tornaflecha de accionamiento automático y manual.
W Tuberías y soportes de los sistemas incluidos en esta especificación.
1) Aislamiento térmico.
m) Cubierta de acero estructural.
n) Equipo para inspección boroscópica, uno por central (opcional para Comisión).
0) Diagrama de Campbell en el último y penúltimo paso de la turbina.
P) Sistema de excitación de álabes de último y penúltimo paso de la turbina para efectuar la prueba
de telemetría.
4.2 Generador y Auxiliares
4 Generador síncrono completo, trifásico, enfriado directamente por hidrógeno para grupos de
160 MW y con agua desmineralizada e hidrógeno para grupos de 350 MW.
b) Sistema de excitación completo.
cl Sistema de hidrógeno, bióxido de carbono y de aceite de sellos, (si se requiere).
nnnn. c mr., e^^^^l ------ “.-.r.^^,. Un-..* ..r,.,.,.. I I I I

ESPECIFICACION
CFE W1200-01
5 de 140
d) Transformadores de corriente.
el Cajas de terminales para recibir al bus de fase aislada y al equipo de puesta atierra del neutro.
9 Equipo para aislamiento de corrientes parásitas del rotor.
9) Alambrado de potencia y control hasta cajas terminales.
h) Los tableros de control para motores de corriente directa.
1) Sistema de agua de enfriamiento del estator.
4.3 Instrumentación y Control
al Sistema de control electrohidráulico del turbogenerador.
b) Sistema de control coordinado de la unidad.
cl Sistema de protección del turbogenerador.
d) Sistema supervisorio del turbogenerador.
el Instrumentación y control del generador eléctrico.
9 Instrumentación y control para los sistemas auxiliares.
4.4 Otros Suministros y Servicios
4 Todas las placas de nivelación y camisas embebidas en el pedestal de concreto.
b) Pernos de anclaje, incluyendo las camisas requeridas para la cimentación.
cl Pruebas establecidas en esta especificación, incluyen las pruebas en fábrica y campo, y
elementos necesarios para efectuarlas.
d) Servicios de supervisión de montaje y de puesta en servicio.
el Pintura de protección. Empaque y preparación para embarque de los equipos.
9 Lote de planos, diagramas e instructivos; reporte de pruebas, de avance de fabricación, de
embarques e información técnica adicional que se requiera. Programa de construcción y montaje
de acuerdo a las técnicas de programación moderna, etcétera.
9) Una plantilla o escantillón por central para la localización de anclas, así como el marco de soporte
de la misma.
h) Partes de repuesto y herramientas especiales como se indica en el capítulo 9, así como
instructivos para su conservación y empaque, conforme a la especificación CFE LOOOO-ll.
800315 870705 890908 900531 950331 I I I I

ESPECIFICAClON
CFE W1200-01
6 de 140
0 Tuberías de instrumentación y líneas misceláneas 5 m fuera del pedestal.
i) Accesorios especiales y previsiones en las válvulas de paro de vapor principal y recalentado, para
el soplado de las tuberías con vapor.
k) Una carga completa de fluido de control.
4.5 Suministros no Incluidos
a) Instalación de los equipos en el sitio.
b) Diseiio y construcción del pedestal.
4 Pintura final del equipo.
d) Cilindros de bióxido de carbono e hidrógeno.
e) Alimentaciones eléctricas hasta las terminales de los tableros y motores.
9 Transformadores de potencial.
cli Capacitores y apartarrayos.
h) Bus de fase aislada.
1) Instrumentos indicadores o registradores para instalación en el cuarto de control, a excepción de
los incluídos en los paneles de inserto del sistema de control de la turbina y en el gabinete del
sistema de monitoreo del turbogenerador.
5 CARACTERíSTICAS GENERALES
5.1 Capacidad Nominal del Turbogenerador
La capacidad del turbogenerador medida en las terminales del generador, deduciendo los auxiliares propios y
operando a velocidad, frecuencia, tensión, factor de potencia y presión de hidrógeno nominales, sin exceder los
límites de temperatura para la clase de aislamiento indicado en esta especificación, debe ser de: 160 ó 350 MW según
se requiera en las Características Particulares, considerando las condiciones indicadas en los incisos 5.3 (área
anular mínima) y 5.5 (condiciones del vapor) y lo indicado en el balance térmico correspondiente. Figura 3 o 4.
5.2 Capacidad de Diseño del Generador Eléctrico
El generador eléctrico debe ser diseñado para una capacidad equivalente a la potencia generada por la turbina alas
condiciones de operación correspondientes a válvulas totalmente abiertas y 5% de sobrepresión, co’1 temperatura
nominal del vapor, sin extracción de vapor a los servicios auxiliares (generador vapor/vapor, calentadores de aire a
vapor y evaporadora) cero por ciento de agua de repuesto, con todos los calentadores de agua de alimentación en
servicio y una presión absoluta en el escape de 38,l mm de mercurio, a un factor de potencia de 0,9.
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I I I I

ESPECIFICACION
CFE W1200-01
7 de 140
5.3 Área Anular Mínima
El área anular mínima en el último paso de la turbina debe ser de:
6,ll m2, para 160 MW
12,26 m2 para 350 MW
5.4 Ciclo de Calentamiento
El ciclo debe ser Rankine regenerativo con recalentamiento como se indica en la tabla 1.
TABLA 1 - Calentadores para el calentamiento regenerativo
Capacidad del
turbogenerador
WV
160
350
Alta presión
2
2
Número de calentadores
Desgasificador Baja presión
1 3
1 4
NOTA:
El diseño del equipo debe ser tal que se cuente con las tensiones apropiadas de las extracciones de baja presión (cuyos valores deben
ser incluídos en la oferta) con el fin de permitir la ubicación de los calentadores de baja presión que estarán fuera y el de más baja presión
dentro del cuello del condensador.
El arreglo del ciclo debeser como se indica en las figuras 3 y 4. En estas figuras se hace referencia también a la presentación de los baldnces
térmicos y las condiciones bajo las que se presentan dichos balances, incluyendo las pérdidas de vapora través de los sellos y fugas de
vapor en las válvulas de paro y control.
Los consumostérmicos unitarios se deben calcular en base a la ecuación indicado en las figuras 3y 4.
5.5 Condiciones del Vapor
a) Las condiciones de presión manométrica y temperatura del vapor principal a la entrada de las
válvulas de paro deben ser:
b)
12,41 MPa y 538°C para 160 MW
16,55 MPa y 538°C para 350 MW
Las condiciones de temperatura del vapor recalentado, tanto para 160 MW como para 350 MW,
a la entrada de las válvulas de paro, debe ser de 538°C.
5.6 Presión de Escape
La presión absoluta para operación en condiciones nominales debe ser de ll,1 kPa la cual debe considerarse en los
balances térmicos para todas las condiciones de carga solicitadas.
I 800315 REV 8 0 0 6 2 4 8 7 0 7 0 6 890908 900531 950331
I I I I I

CFE W1200-01
8 de 140
Las presiones absolutas al escape, para el diseco de los pasos de la turbina debe ser 5,l kPa para esfuerzos
termomecánicos y de 16,l kPa para esfuerzos dinámicos,
5.7 Requerimientos Adicionales de Flujo y Presión
Con las condiciones del vapor indicadas en los incisos 5.5 (condiciones del vapor) y 5.6 (presión de escape), se debe
considerar para la operación a válvulas totalmente abiertas (VTA), 5% de sobreflujo arriba de la condición a 100%
de carga con servicios. Adicionalmente, se debe considerar una sobrep-esión del 5% en la posición de válvulas
totalmente abiertas con todos los calentadores en servicio.
5.6 Condiciones de Agua de Repuesto y de Enfriamiento de Auxiliares
4 El agua de repuesto al ciclo debe considerarse con una estalpía específica de 180 kJ/kg.
W En centrales con sistema de agua de circulación en circuito abierto se tiene un sistema de
enfriamiento de auxiliares de ciclo cerrado con agua íratada, en el que la temperatura de diseño
es de 5,5”C mayor que la temperatura del agua el sistema de circulación en circuito abierto, para
condiciones de verano.
cl En centrales con sistema de agua de circulación en circuito cerrado la temperatura del agua de
enfriamiento de los auxiliares es de 6,7”C mayor que la temperatura de bulbo húmedo de disetío,
para condiciones de verano, en el sitio específico de las centrales.
5.9 Alimentación Eléctrica
Las características de la alimentación eléctrica, que proporciona Comisión, son las siguientes:
a) Para motores de corriente.alterna de 240 W hasta 186,45 kW para unidades de 350 MW, hasta
150 kW para unidades de 160 MW; 460 V. 60 Hz, 3 fases, 3 hilos, con variaciones permanentes
de 414 a 506 V y de 58,5 a 60,5 Hz, así como valor mínimo de 345 V durante períodos máximos
de 20 segundos.
W Para calefactores de espacio y para motores: 2201127 V,60 Hz.
cl Para motores dt! corriente alterna rnenores de 240 W, resistencias de tableros; fuentes internas
de los sistemas de instrumentación, control, automatización y protección: 12OV, una fase, 2 hilos,
con variaciones permanentes de 108 a 132 V y de 58,.5 a 60,5 Hz, así como valor mínimo de
90 V durante períodos máximos de 20 segundos.
d) Para motores de corriente directa, fuentes internas de los sistemas de instrumentación, control,
automatización y protección; 125 V, con variaciones permanentes de 105 a 140 V, tensión de rizo
de -: 2% de la tensión nominal.
e) Todas las alimentaciones están sujetas a fenómenos transitorios, durante fallas en los sistemas.
5.10 Alimentación Neumática
El suministro de aire de la red de la Comisión es a presión comprendida entre 480 y 687 kPa man. Si los instrumentos
y actuadores no son adecuados para recibir aire a esta presión, se deben suministrar los reguladores de presión que
se requieran.

ESPECIFICACION
CFE W1200-01
9 de 140
El aire de instrumentación debe estar libre de aceite y tener un punto de rocío de ll “C menor que la mínima
temperatura ambiente alcanzada, a fa presión fijada.
6 CONDICIONES DE OPERACIÓN
6.1 Variaciones en las Condiciones de Vapor
El diseño debe considerar las siguientes condiciones de presión y temperatura en base a lo estipulado en los incisos
5.5 y 5.6 de esta especificación.
La variación máxima de presión del vapor principal y del vapor recalentado, antes de la válvula de paro a la que puede
sujetarse la unidad, es de t 5%, con las válvulas de extracción totalmente abiertas.
La presión promedio a la entrada de la turbina, en cualquier período de 12 meses, no debe exceder la presión nominal.
La presión máxima de la turbina no debe exceder del ll 0% de la nominal. Adicionalmente, el diseño debe prever
transitorios de presión momentáneos, hasta de 120% del valor de la presión nominal; la duración acumulativa de tales
transitorios no debe exceder de 12 horas para un período de operación de la unidad de 12 meses.
La variación máxima de temperatura del vapor pricipal y del vapor recalentado, antes de las válvulas de paro a que
puede sujetarse la unidad es de 8°C y por períodos transitorios esta variación puede ser hasta de 14°C siempre y
cuando no exceda el límite acumulativo de 400 h/año.
Adicionalmente, el diseño debe prever transitorios de temperatura de hasta 28°C en el vapor principal y vapor
recalentado, con tal de que no acumulen más de 80 h/año, y variaciones hasta de 42°C en el vapor principal y vapor
recalentado por períodos no mayores de 15 min espaciados, 4 h como mínimo.
6.2 Variaciones de Carga y Número de Arranques
El diseño del turbogenerador debe prever la operación continua con carga base, dentro del rango de 75 a 100%.
Asimismo, las unidades deben diseñarse para poder soportar como mínimo paros, variaciones de cargay un número
de arranques, como se indica a continuación:
Condición Ciclos totales Tiempo fuera de la red
Arranques calientes des- 500 Hasta de 2 h
pués de un disparo
Arranquesdespués deun
paro 300 Hasta 10 h
.
Arranques fríos 150 Más de 96 h
Cambios de carga de 25%
a 50 % de la capacidad
nominal 10 000 _ _ _ _ _ _ - - _
Cambios de carga de más
de 50% a 75% 10 000 _ _ _ _ _ _ - - _
800315 REV 800624 070706 090900 900531 950331 I I I I

ESPECIFICACION
CFE W1200-01
10 de 140
Cambios de carga de 25%
de carga o menos 20 000 _ _ _ _ _ _ _ - -
Para la condición de arranque, con temperatura del metal superror a 100°C en cámaras de toberas, se debe prever
una velocidad de toma de carga de 2% por rninuto.
Adicionalmente, el Urbogenerador debe operar a presión variable de 0% a 60% de carga y a presión constante de
60% a 100% de carga.
Debe considerarse en el diseño las condiciones de operación que a continuación se mencionan:
al Extracciones de alta presión cerradas.
b) Válvulas de admisión totalmente abiertas y vacío de 5,l kPa
CI 5% de sobrepresión y válvulas de admisión totalmente abiertas.
El proveedor debe establecer la magnitud y duración permisibles de las variables involucradas bajo las condiciones
establecidas, tales como potencia adicional, etcétera
6.3 Variación en la Tensión
El generador debe ser capaz de operar continuamente a la capacidad, factor de potencia y frecuencia nominales, con
variación de la tensión de + 5% de la tensión nominal.
6.4 Variación en la Frecuencia
El turbogenerador debe operar en forma cotitinua y estable en el rango de frecuencia 58,5 a 60,5 Hz.
6.5 Sobrevelocidad del Turbogenerador
El turbogenerador debe soportar en condiciones de operación 12% de sobrevelocidad, sin sufrir daños ni vibraciones
anormales. Además, la sobrevelocidad máxima en operación debe ser de 9%, inclusive para rechazos de carga del
100%.
6.6 Operación en Paralelo
Los turbogeneradores deben operar en paralelo con otras fuentes de energía eléctrica y admitir rechazos de carga
del lOO%, se mantiene generando para los auxiliares propios de la unidad.
7 REQUERIMIENTOS PARA LA FABRICACIÓN
Cuandose requieran dos o más unidades del mismo proveedor, todas las componentes deben cumplir con el requisito
de intercambialidad.
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ESPECIFICACIÓN
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7.1 Turbina
7.1.1 Rotores
Los rotores deben ser diseñados para soportar 20% de sobrevelocidad sin sufrir daños ni vibraciones anormales. Los
rotores de intermedia, alta presión y baja presión deben ser fabricados cada uno de una sola pieza forjada o de
construcción soldada, tratados térmicamente. La Comisión prefiere arreglos de turbina con rotores independientes.
Los acoplamientos de las turbinas deben ser diseñados para soportar los pares desarrollados en condiciones de
cortocircuito en las terminales del generador.
7.1.2 Carcasa de la turbina
Las boquillas de las extracciones requeridas para el calentamiento de agua de alimentación al ciclo deben estar
localizadas en las carcasas inferiores.
Las carcasas de la turbina deben estar equipadas con sellos de laberinto para el rotor en los extremos; estos sellos
deben ser del tipo resorte.
En los diafragmas, también se deben prever sellos para el rotor del tipo resorte
7.1.3 Álabes
Los álabes del último paso de la turbina de baja presión deben estar protegidos contra la erosión, con un tratamiento
templado de alta frecuencia, o bien estelita o cualquier otro material de propiedades similares y puedan o no contar
preferentemente con bandas o salientes para amortiguar la vibración.
7.1.4 Válvulas de paro de vapor principal y de recalentado
Se deben instalar 1 o 2 válvulas de paro de vapor principal y 1 o 2 válvulas de paro para vapor recalentado, ala entrada
de la turbina de alta presión y a la entrada de la turbina de presión intermedia, con las características siguientes:
al Tener previsiones para conectar las tuberías de vapor principal con las de recalentado frío, para
efectuar el soplado de las tuberías de vapor principal.
b) Tener medios para probar su funcionamiento de cierre total en operación, remotamente desde el
panel inserto para prueba prefabricado, instalado en la consola del cuarto de control.
c) Contar con filtros desmontables, consistentes en envolvente de acero de 4,8 a 6,4 mm de espesor
y orificios de 51 mm de diámetro. Alrededor se debe usar una malla de acero apropiada para las
condiciones del vapor, con ventanas de 80 mm2. Para arranque inicial, la malla debe ser un 60%
más cerrada que la normal o de 40 mm2.
Las válvulas de paro principal deben ser capaces de soportar una presión de 29,4 MPa para unidades de 350 MW
y 21,4 MPa para unidades de 160 MW cuando estén totalmente cerradas, para fines de la prueba hidrostática del
generador de vapor.
En el caso de las válvulas de paro de vapor recalentado, se debe prever la derivación de flujo de vapor recalentado
a la atmósfera, para propósitos del soplado. Deben incluirse las tapas necesarias para adaptar las válvulas para la
operación de soplado. Cuando se trate de más de una unidad por central sólo se requiere un juego de tapas.
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ESPECIFICACION
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Las válvulas de paro de vapor principal deben estar provistas de válvulas de derivación integrales para uso durante
los arranques cuya capacidad, como mínimo debe ser del 10% del flujo de diseño.
7.1.5 Válvulas de control e interceptoras
Puede considerarse cualquiera de las tres opciones siguientes:
4 Formando parte integral de las válvulas de paro.
b) Válvulas independientes.
cl Formando parte integral de la carcasa
7.1.6 Válvulas no retorno y aisladoras de las extracciones
En cada una de las tuberías de extracción de vapor de la turbina, y en cada ramal de vapor a los equipos auxiliares,
deben suministrarse válvulas aisladoras tipo compuerta, operadas con actuador motorizado y válvulas de no retorno
operadas por un servomotor neumático como se indica en el inciso 7.3.4, ambas de operación manual-automática,
excepto para la extracción que alimenta al calentador que va en el cuello del condensador.
La extracción al calentador desgasificador debe suministrarse con doble válvula de no retorno, operadas con
servomotor neumático hidráulico.
Las válvulas para la extracción de más alta presión, ubicadas como se muestra en las figuras 1 y 2, la que sea
aplicable, deben ser suministradas por el proveedor considerando que el vapor es tomado de las tuberías de vapor
recalentado frío.
El funcionamiento del sistema debe estar de .acuerdo con la recomendación ASME TDP-1.
7.1.7 Válvulas de drenaje
Se deben suministrar las siguientes válvulas:
al Válvulas con operación automática para los siguientes servicios:
drenaje de la carcasa de alta presión,
drenaje del paso Curtis,
drenaje del cuerpo de las válvulas de la turbina.
b) Válvulas de drenaje con actuador neumático que se requieran para las tuberías de vapor de
extracción y las derivaciones de las extracciones que suministrarán vapor a los calentadores del
aire/vapor, al generador vapor/vapor y a la evaporadora en caso de que se requiera.
7.1.8 Dueto de escape
~ Es escape de la turbina de baja presión debe ser un dueto vertical de acero estructural, con terminación para soldar
a tope a la junta de expansión del cuello del condensador. No deben transmitirse cargas de la turbina al condensador
a través del dueto de escape, con excepción de aquellas debidas a la expansión térmica,
L
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ESPECIFICACION
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7.1.9 Sistema de vapor de sellos
El sistema de vapor de sellos debe consistir de lo siguiente:
al Equipo de regulación de vapor de sellos operado neumáticamente, con disposición para operar
con vapor principal durante los’ arranques.
W Condensador de vapor de sellos con dos extractores de aire del 100% de capacidad cada uno
operados con motor de corriente alterna; diseñado para un flujo mínimo igual al requerido a 25%
de carga y para agua de enfriamiento con una presión de 3,60 MPa para 160 MW y de 4,0 MPa
para 350 MW. Los extractores deben ser diseñados para una presión manométrica máxima de
descarga de 6,87 kPa.
Los tubos deben ser de acero inoxidable ASTM A 688 tipo 304 (con costura), de 25,4 mm de
diámetro exterior y con un espesor de 0,953 mm como mínimo.
La carcasa, las cajas de agua y los espejos deben ser de acero al carbón.
c) Tuberías de vapor de sellos desde la turbina hasta las válvulas reguladores de vapor de sellos
y hasta el condensador de vapor de sellos.
4 Válvulas de derivación, de corte, trampas y filtros necesarios.
el Atemperador para el vapor de sellos, a los laberintos de los sellos de vapor, de baja presión.
0 Válvula motorizada a tres vías para enviar el excedente de vapor al condensador o al calentador
número 1,
7.1.10 Sistema de fluido de control electrohidráulico
Se debe suministrar un sistema de control electrohidráulico. En caso de que se suministre un sistema de baja presión,
el fluido de control será el mismo que el aceite de lubricación, si se opta por media o alta presión, el fluido de control
será resistente al fuego y debe incluír, pero no limitarse a lo siguiente:
al Dos bombas de corriente alterna de fluido de control del 100% de capacidad cada una.
W Dos enfriadores tipo vertical para fluido de control de 100% de capacidad cada uno, diseñados
para una presión del agua de enfriamiento de 883 kPa con una temperatura no mayor a la indicada
en el inciso 5.8 (condiciones de agua de repuesto y enfriamiento de auxiliares) y con una velocidad
no mayor de 2 m/s. El diseño de los enfriadores debe ser de fácil acceso para mantenimiento y
reposición de tubos.
los enfriadores deben incluir las tuberías entre el sistema de suministro de fluido de control
y el turbogenerador. Los tubos deben ser de acero inoxidable ASTM A 688 tipo 304 (con
costura), de 16 mm de diámetro exterior y con un espesor de 0,953 mm como mínimo. La
carcasa, las cajas de aguay los espejos serán de acero al carbón, las cajas de agua deben
tener bridas clase 150 y cumplir con la norma ANSI B-l 6.5.
la superficie interna de las cajas de agua debe ser recubierta con dos (2) capas de alquitrán
de hulla epóxico con un espesor de 150 a 200 Pm cada capa, de acuerdo a las
especificaciones CFE D8500-01 y CFE D8500-02.
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ESPECIFICACION
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válvulas, tuberías de venteos y drenajes necesarios.
CI Un tanque de almacenamiento de placa de acero para el fluido. La superficie interior debe estar
protegida con una capa de pintura resistente a la corrosión.
d) Acumuladores hidráulicos.
el Un sistema de transferencia y filtrado, incluyendo motores, bombas de transferencia, filtros,
drenajes y válvulas de alivio.
9 Toda la tubería requerida para formar un sistema completo, así como la protección de la misma
en las zonas de alta temperatura.
9) Instrumentación de acuerdo a lo indicado en el inciso 7.3.4.
7.1 .ll Sistema de aceite de lubricación
El sistema de aceite de lubricación debe incluir lo siguiente:
8 Tanque de almacenamiento de aceite con registro de acceso, instalado en la parte superior. El
tanque debe contener en la parte superior además de las bombas y extractores, y su construcción
debe ser soldada; con escaleras y plataformas de acero, escaleras interiores y recubierto
interiormente con una,(l) capa de primario P-3 cromato de zinc epóxico de 50pm y dos (2) capas
de acabado A-2 epóxico poliamida de 50 Pm cada una de acuerdo a la especificación
CFE D8500-01.
W Toda la tubería requerida para formar un sistema completo, así como la protección de la misma
en las zonas de alta temperatura.
cl Bomba principal de aceite, montada en la flecha de la turbina.
d) Bomba centrífuga de aceite impulsada por aceite de alta presión, si se requiere.
e) Bomba centrífuga auxiliar de aceite operada por rwtor de corriente alterna.
9 Bomba centrífuga de aceite de tornaflecha, operada por motor de corriente alterna.
9) Bomba centrífuga de emergencia de aceite de chumaceras, operada por motor de corriente
directa.
h) Bomba de aceite de levante, si se requiere.
i) Dos enfriadores de aceite de 100% de capacidad cada uno diseñados para una presión del agua
de enfriamiento de 883 kPa con una temperatura mayor a la indicada en el inciso 5.8 (condiciones
de agua de repuesto y enfriamiento de auxiliares) y con una velocidad no mayor de 2 m/s.
el material de los tubos debe ser de acero inoxidable ASTM A 688 tipo 304 (con costura),
de 16 mm de diámetro exterior y con un espesor de 0,953 mm como mínimo. La carcasa,
los espejos y las cajas de agua serán de acero al carbón; estas últimas estarán recubiertas
internamente con dos (2) capas de alquitrán de hulla epóxico, con un espesor de
150 200 Pm cada capa, de acuerdo a la especificación CFE 08500-01.
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ESPECIFICACION
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los enfriadores deben incluir una válvula de transferencia.
i) Extractor de vapores operado por motor de corriente alterna.
lo Filtros de aceite localizados en la succión de cada bomba y en el retorno de aceite al tanque, así
como filtros a la entrada de chumaceras debiendo estos últimos ser removibles en operación.
1) Un acondicionador para filtrar y purificar el aceite de operación continua, en derivación y con una
capacidad del 10% del gasto total del aceite en circulación. Los elementos filtrantes deben ser del
tipo de cartucho desechable.
m) Purificador de aceite, tipo centrífugo móvil con una capacidad dei 20% por hora del flujo total
circulante, incluyendo: conexiones, válvulas y tuberías para conexión en derivación al sistema
principal de lubricación.
n) Conexión exterior y cabezal interior en el tanque para introducción de bióxido de carbono en caso
de incendio.
0) Eyectores de aceite para suministro a la sección de las bombas principales, a chumaceras y como
respaldo a los sellos del generador, si se requiere.
7.1.12 Chumaceras
Las chumaceras de carga deben ser intercambiables y diseñadas de manera que puedan ser removidas sin que las
carcasas interfieran.
Lachumacera de empuje debe ser capazdesoportar cualquier cambioen la intensidad y dirección del empuje debidos
a las condiciones operativas indicadas en los capítulos 5 y 6.
En las tuberías de suministro de aceite a cada chumacera, debe preverse la instalación de un filtro temporal, para
protección durante el arranque inicial.
En las tuberías de salida de aceite de cada chumacera, deben suministrarse mirillas de flujo.
7.1.13 Tornaflecha
El tornaflecha debe estar accionado por un motor de corriente alterna incluyendo ampérmetro y estar lubricado por
el sistema de lubricación de la turbina. Asimismo, debe contar con un volante para la rotación manual de la flecha.
7.1.14 Cubierta metálica
Todas las partes de la turbina sobre el piso de operación deben estar protegidas con una cubierta de acero estructural
reforzada, que sea posible retirar con facilidad para propósitos de mantenimiento de la unidad.
La cubierta debe ser hermética y recubrirse interiormente con material aislante acústico, de manera que el nivel de
ruido de operación normal, no exceda de 85 dB a una distancia de 1 m, según OSHA título 29, Capítulo XVII parte
1910.95.
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ESPECIFICACION
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7.1.15 Aislamiento térmico
El asilamiento térmico debe conststir de preformados de silrcato de calcio para aislar las carcasas de la turbina, las
válvulas y las tuberías de alta temperatura, e incluir los materiales necesarios para su aplicación y sujeción.
Adicionalmente, las válvulas y tuberías deben tener un forro de lámina de aluminio con juntas traslapadas para evitar
la penetración de agua.
El espesor del aislamiento debe ser tal que la temperatura exterior (sin el forro de aluminio, no exceda de 5O”C, para
una condición ambiente con aire quieto de 27°C.
7.2 Generador Eléctrico y Sistema de Excitación
7.2.1 Características técnicas
Las características técnicas que debe cumplrr el generador eléctrico se indrcan en la tabla 2.
7.2.2 Tipo de aislamiento y elevación de temperatura
Los aislamientos de los devanados completos, tanto del estator como del rotor, incluyendo puenteo a otras bobinas,
anillos de retención, cuñas y demás matenales deben ser clase F o mayores.
El aislamiento principal a tierra del devanado del estator, debe ser construido a base de cintas especiales de mica
y de fibra de vidrio impregnadas con resina epóxica yio cintas ncas en resina epóxica por el método de vacío y presión.
El acabado final de las barras (1/2 bobina) debe estar provisto de barnices especiales en la sección de ranura (baja
resistencia) y en la sección de cabezal (alta resistencia) con el objeto de evitar las descargas parciales y efectos
corona. Independientemente de la tensión de servrcio, el sistema de aislamiento utilizado por los fabricantes, debe
corresponder como mínimo a la segunda generación de aislamientos, con el objeto de soportar tensiones mayores
a 20 kV. Las elevaciones de temperatura deben estar dentro de los límites establecidos por los sistemas de clase
B con el objeto de tener en operación un factor extra de seguridad.
Además, con objeto de que la barra se adapte perfectamente en la ranura, inmediatamente antes de montar la barra
en la ranura, se debe aplicar una capa de cinta especial semiconductora.
Para el montaje de las barras en las ranuras con objeto de evitar al máximo la vibración y los daños mecánicos que
originan el peligro de descargas parciales además de la aplicación de la cinta especial semiconductora, se deben
utilizar rellenos semiconductores, resorte semiconductor y cuñas compresibles fabricadas a base de fibra de vidrio
y resina epóxica.
Las elevaciones de temperatura, que se deben garantizar para las diferentes partes del generador, no deben exceder
a las que se indican en la tabla 3, con el generador operando bajo las condiciones nominales establecidas en la tabla
2 y a la temperatura del agua de enfriamiento de diseño.
Los incrementos de temperatura señalados en la tabla 3 se miden sobre una temperatura máxima de 45°C de
hidrógeno, a la salida de los enfriadores utilrzando los métodos indicados en la misma tabla.
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ESPECIFICACION
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TABLA 2 - Características técnicas del generador eléctrico
Tipo
Capacidad nominal del turbogenerador, MW
Capacidad nominal del generador, MW
Capacidad reactiva a fp = 0
Clase de aislamiento (IEC 34-l)
Factor de potencia atrasado
Tensión nominal, V
Número de fases
Secuencia de fases
Frecuencia nominal, Hz
Velocidad nominal, r/min
Conexión
Relación de cortocircuito
Presión manométrica nominal de hidrógeno, kPa (1)
Temperatura máxima del hidrógeno refrigerante, “C
Capacidad mínima en aire, sin hidrógeno, %
Valores de reactancia
Constante de inercia
Rango de los techos
Generador síncrono de corriente
alterna
160 350
( 3 ) ( 3 )
(2) (2)
“F” “F”
0.9 o,g
15 000 20 000
3 3
ABC ABC
60 60
3 600 3 600
Estrella Estrella
(2) (2)
206 310
45 45
25 25
(2) (2)
(2) (2)
(2) (2)
NOTAS: 1) Para efectos de diseño del sistema de hidrógeno, debe considerarse una presión atmosférica y condiciones
ambientales de diserio del sitio.
2) Los valores correspondientes para cada caso se establecen en las Características Particulares.
3) Debe cumplir lo indicado en el inciso 5.2.
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TABLA 3 - Incrementos de temperatura en los aislamientos
Parte del generador
Método de medición
(ANSI C50.13)
Incremento de
temperatura “C
Clase F
Embobinado del estator
Embobinado del rotor
Núcleo magnético de contacto
con embobinado
Anillos colectores
Detector (RTD)
Resistencia
Detector (RTD)
Termómetro
- -
65
65
65
7 5
7.2.3 Forma de onda y factor de influencia telefónica
La máxima desviación permitida en las ondas de tensión terminal a circuito abierto, el factor de interferenciatelefónica
balanceaday las componentes residuales del mismo, deben estar de acuerdo con los valores expresados en la norma
ANSI C50.10, Sección 8 y C50.13, Sección 9.
I 7.2.4 I
El estator del generador debe tener bobinas de una vuelta con conductores transpuestos internamente según el
sistema Roebel, llevando todas las terminales del devanado fuera del generador.
Los cabezales de las bobinas, los separador+, amarres y cuñas, así como las terminales del devanado del estator
deben estar rígidamente soportados y sujetos para prevenir vibraciones o deformaciones anormales en cualquier
condición de operación incluyendo las condiciones de cortocircuito.
El rotor debe ser capaz de transmitir el par de carga proporcionada por la turbina y soportar junto con sus coples los
pares de torsión debidos a condiciones anormales de operación (cortocircuito, sincronización fuera de fase, etc.), y
operación de interruptores sin dañarse prematuramente (fatiga acumulada),
a) Flecha.
La flecha del rotor debe ser fabricada a partir de una pieza única de acero forjado de aleación
especial tratada térmicamente. Antes de proceder al maquinado, el lingote debe ser sometido a
análisis, pruebas y ensayos exhaustivos para asegurar que la forja cumple con las propiedades
físicas, químicas y metalúrgicas especificadas.
b) Anillos de retención.
Los anillos de retención deben ser fabricados a partir de piezas únicas de acero forjado de aleación
especial no magnético. Antes de proceder a su maquinado deben ser sometidos a análisis,
pruebas y ensayos exhaustivos para asegurar que la forja cumple con las propiedades
I 600315 1 R E V 600624 670706 890908 900531 950331
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ESPECIFICACIÓN
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mecánicas, magnéticas y termodinámicas con el objeto que el material sea dúctil, resistente a la
fractura; ataques de corrosión química; así como soportar los efectos de la fuerza centrífuga
generada por su propio peso y los cabezales de las bobinas de campo.
El rotor debe ser diseñado para soportar 20% de sobrevelocidad sin sufrir daños y vibraciones anormales.
En el diseño de la unidad se deben dejar previsiones para reparaciones, en especial para el desensamble del rotor.
Cuando haya soldadura de unión entre las barras deben hacerse en lugar accesible para su reparación.
7.2.6 Marco y carcasa
La carcasa del generador debe ser hermética y tener la suficiente resistencia mecánica para soportar la presión de
mayor valor, ya sea la producida por la explosión de una mezcla de 60% de aire y 40% de hidrógeno (en volumen)
al encontrarse a la presión atmosférica o el doble de la presión máxima de operación dentro del generador o de la
envolvente. La carcasa debe estar diseriada para permitir el desensamble del generador para inspección o
reparaciones y estar provista con registros de acceso.
Deben hacerse previsiones para permitir el purgado de todas sus cavidades y espacios interiores
El marco del estator debe estar diseñado para que no entre en resonancia, bajo las condiciones de operación
establecidas en esta especificación.
7.2.7 Terminales
Ambos extremos de cada fase del devanado deben sacarse fuera de la carcasa del estator por medio de boquillas
de porcelana adecuadas y montadas en bridas y caja envolvente de acero no-magnético, que permitan la instalación
de transformadores de corriente.
Los devanados del estator deben estar conectados exteriormente en estrella. Se debe suministrar la conexión estrella
con el neutro del generador dentro de una caja con brida y con una previsión para recibir la barra de conexión del
neutro.
Las terminales del generador deben ser herméticas. Las boquillas de porcelana deben estar provistas con terminales
adecuadas para conectores, del tipo de barra plana.
La Comisión suministra los conectores flexibles que unen las terminales de las boquillas del generador con el bus de
fase aislada.
Las cajas de las terminales del generador deben contar con brida de aluminio por fase para el acoplamiento de la
envolvente del bus de fase aislada, debiendo tener por medio de IaComisi~n un intercambio adecuado de información
con el proveedor de dicho bus de fase aislada.
7.2.8 Anlllos colectores
Los anillos colectores deben satisfacer los requisitos siguientes:
ubicados fuera de la carcasa del generador,
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ESPECIFICACION
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aislados del rotor,
completamente encerrados y ventilados mediante sistema de recirculación de aire
totalmente cerrado, provista de intercambiador de calor agua-aire. El aire de ventilación
debe pasar a través de un filtro modelo FARR 68 o equivalente de metal Monel no
magnético, permanente, de impacto, lavable tipo panel,
iluminación que permita la observación de ios anillos colectores durante la operación de la
unidad,
puertas de acceso y gabinete removible para el mantenimiento.
7.2.9 Transformadores de corriente
7.2.9.1 Para medición y protección
El proveedor debe suministrar 15 transformadores de corriente con una relación 10 OOO/S ó 15 000/5 según se trate
de turbogeneradores para 160 o 350 MW respectivamente, para uso exclusivo de la Comisión, distribuyéndose en
la siguiente forma:
4 3 transformadores de corriente para medición, con precisón, 0,382, montados uno en cada
terminal de fase.
4 12 transformadores de corriente para protección con precisitn C.400 distribuidos en la siguiente
forma:
3 transformadores, montados uno en cada terminal de fase,
9 transformadcires, montados tres en cada terminal del neutro.
7.2.9.2 Para el sistema de excitación y regulación
El proveedor debe suministrar los transformadores necesarios para el sistema de excitación y regulación indicando
su relación, carga y precisión.
7.2.9.3 Cajas de terminales de los transformadores de corriente
El proveedor debe suministrar cajas de terminales para recibir las terminales de los transformadores de corriente.
También debe suministrar el tubo conduit, el cable de cobre y las tabliilas terminales, para la interconexión entre
transformadores y para recibir los cables de conexión de la Comisión.
Las cajas terminales deben tener previsión para recibir tubos conduit de 2.54 cm de diámetro para las llegadas de
la Comisión.
Las tapas de las cajas de terminales deben ser construidos de acuerdo con la norma NEMA 1.5.1 .l tipo 1.
Las tablillas terminales deben ser para 600 V, 30 A y para recibir cables con sección transversal de 5,260 mm2.
Las tablillas terminales deben ser del tipo de sujeción de la zapata por medio de tornillos.
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ESPECIFICACIÓN
CFE W1200-01 l
7.2.10 Transformadores de potencial
Véase especificación CFE W4101-16.
7.2.11 Protección contra sobretensiones transitorias
El proveedor debe indicar las capacidades y características de los capacitores y apartarrayos que suministrará la
Comisión.
7.2.12 Aislamiento de chumaceras
Las chumaceras del generador, deben aislarse para impedir el flujo de corriente a través de ellas; al menos del lado
de los anillos colectores.
El valor de resistencia de aislamiento para las chumaceras debe ser 10 MR como mínimo, medidos con un probador
de resistencia de aislamiento de 500 V a 30°C.
El material dieléctrico utilizado no debe ser higroscópico.
7.2.13 Sistema de drenaje de corrientes del rotor
El sistema de drenaje de corrientes en el rotor debe ser adecuado para una conexión firme a tierra, disponer de
escobillas de platatipo cepillo y estar provisto de terminales, que permitan conectar un aparato para obtener indicación
continua o periódica del flujo de corriente a tierra.
7.2.14 Equipo y material eléctrico
Todas las válvulas operadas eléctricamente, válvulas solenoide, contactos operados por presión, temperatura,
posición controles misceláneas y alambrado, deben reunir los requerimientos aplicables especificados en el apéndice
Todos los dispositivos del turbogenerador deben alambrarse a cajas terminales comunes NEMA tipo 4, instaladas
en lugares accesibles, para que puedan conectarse fácilmente los cables de interconexión de la Comisión. En los
circuitos de corriente deben incluirse dispositivos para ponerlos en cortocircuito.
7.2.15 Tableros de control de motores de corriente directa
El proveedor debe incluir, como parte del suministro, los tableros de control para los motores de las bombas de
emergencia de aceite de chumaceras y para los motores de bombas de aceite de sellos, así como para otros motores
de CD de los auxiliares del turbogenerador.
Estos tableros deben ser para servicio interior NEMA 1, alambrado NEMA C, y contener como mínimo todo el equipo
necesario para su arranque, control y protección, como interruptores termomagnéticos, relevadores auxiliares,
contactores para corriente directa, luces piloto indicadoras, elementos de sobrecarga, vóltmetros y ampérmetros para
corriente directa, cables para enlace del derivador, derivador, tablillas terminales, resistencias para arranque y cumplir
con las siguientes condiciones de operación:
tensión de alimentación y control: 125 VCD
capacidad interruptiva: 12000 A
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ESPECIFICACION
CFE W1200-01
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tensión de diseño de calentadores
de espacio: 240 VCG
tensión de alrmentación de ca-
lentadores de espacio: 127 VCA
7.2.16 Sistema de excitación
De acuerdo a la especificación CFE W4101-16.
7.2.17 Sistema de enfriamiento y purga del generador
El generador debe tener un sistema de ventilación por recirculación totalmente cerrado. El ventilador debe estar
montado en la flecha y suministrar circulación de hidrógeno para 350 MW y 160 MW o de aire para 160 MW, a través
de un sistema cerrado incluyendo el estator, el rotor y los enfriadores montados integralmente con el generador. El
estator puede estar enfnado por agua desmineralizada en un circuito cerrado.
Este sistema de enfriamiento debe contar con lo siguiente:
a) Un sistema de hidrógeno o de aire completo, con todos los aparatos necesarios, tuberías y equipo
de control y señalización que ejecute las siguientes funciones:
mantener el hidrógeno o el aire en la carcasa del generador dentro de límites adecuados
de pureza, presión y humedad,
barrido manual de la carcasa del generador con bióxido de carbono, (sólo para enfriamiento
con hidrógeno),
eliminación de la humedad contenida en el hidrógeno y en el aceite de sellos (sólo para
enfriamiento con hidrógeno),
mantener el hidrógeno con un grado de pureza mínima de 95% y temperatura máxima de
45X,
mantener el 90% de la capacidad nominal del generador con el 25% de los enfriadores fuera
de servicio.
El sistema de regulación de hidrógeno debe estar diseñado para soportar una presión de
hidrógeno de 152 MPa antes de la válvula reguladora y de 8.3 MPa para el caso de bióxido
de carbono.
b) Enfriadores tipo de superficie montados integralmente con el generador. Estos enfriadores deben
ser accesibles para una limpieza adecuada y reparación fácil de los tubos, e incluir purgas y
venteos con tuberías por el lado de agua.
El material de los tubos debe ser de acero inoxidable ASTM G 688 tipo 304 (con costura), de
19 mm de diámetro exterior y con un espesor de 0,953 mm como mínimo. La carcasa, los espejos
y las cajas de agua serán de acero al carbón, estas últimas estarán recubiertas internamente con
dos(2) capas de alquitrán de hulla epóxica con un espesor de 150-200pm cada capa, de acuerdo
a la especificación CFE D8500-01.
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ESPECIFICACION
CFE Wi 200-01
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Los enfriadores deben diseñarse para una presión de agua de enfriamiento de 883 kPa y una
velocidad máxima de 2 m/s.
c) Un circuito cerrado de agua para enfriamiento del estator, completo, (si se requiere), que debe
contar con:
tanque de almacenamiento,
dos bombas de circulación de agua de enfriamiento, cada una de 100% de capacidad,
dos cambiadores de calor parael aguadesmineralizada, cada uno de 100% de capacidad,
válvulas de control,
filtros,
sistema desionizador pera el agua, etcétera.
7.2.18 Sistema de aceite de sellos del generador
Para el caso en que se cotice enfriamiento con hidrógeno, el generador debe tener un sistema de aceite de sellos
del tipo de película de aceite en cada extremo del rotor, que mantenga el hidrógeno dentro de la carcasa del
generador.
Este sistema de sellos debe contar con lo siguiente:
a) Un sistema de aceite de sellos del generador completo, con todos los aparatos necesarios,
tuberías, equipo de control y setíalización que ejecute las siguientes funciones:
mantener el hidrógeno dentro de la carcasa del generador, diseñado para prevenir la
contaminación del sistema de aceite de lubricación de las chumaceras y para evitar fugas
de aceite hacia el interior del generador,
eliminación a la atmósfera de vapores del sistema de aceite de sellos,
mantener una presión diferencial constante de hidrógeno/presión del aceite, bajo todas las
condiciones de operación.
W Bombas de aceite para los sellos del generador, accionados por motores eléctricos de CAde tipo
totalmente cerrado en número y tamaño de acuerdo al diseño particular de cada proveedor.
cl Una bomba de reserva de aceite para sellos de generador, accionada por motor eléctrico de
corriente directa, totalmente cerrado, para operar a 125 VCD, de acuerdo al diseño particular de
cada proveedor.
d) Enfriadores y filtros de aceite para los sellos del generador, como se requieren.
El material de los tubos de los enfriadores (lado aire/lado hidrógeno) debe ser de acero inoxidable
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TURBOGENERADORES DE 160 Y 350 MW I
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de acuerdo a la norma ASTM 688 tipo 304 (con costura), de 16 mm de diámetro exterior y con
un espesor de 0,953 mm como mínimo. Las carcasas, los espejos y las cajas de agua serán de
acero al carbón; estas últimas estarán recubiertas internamente con dos (2) capas de alquitrán
de hulla epóxico, con un espesor de 150-200 Pm cada capa, de acuerdo a la especificación
CFE D8500-01.
Los enfriadores deben diseñarse para una presión de agua de enfriamiento de 883 kPa y una
velocidad máxima de 2 m/seg.
el Base de sustentación para todos los equipos del sistema de aceite de sellos.
r) Tuberías y válvulas manuales de control y de alivio como se requiera.
7.3 Instrumentación y Control
Los sistemas de control coordinado, electrohidráulico y los sistemas de control auxiliar, deben tener capacidad de
operar totalmente en automático, bajo las condiciones indlcadas en el capítulo 6.
El turbogenerador se debe poder arrancar, parar y controlar continuamente desde !as estaciones de control instaladas
en el cuarto de control con el máximo de seguridad, para lo cual, junto con éste , riebe suministrarse la instrumentación
y el control electrohidráulico, monitoreo de esfuerzos, con los que se pueo, realizar las funciones de supervisión,
operación y control, relacionadas con cada una de las válvulas y sistemas que se menciona en este inciso.
En términos generales, la instrumentación y sistema de control incluido en el alcance de suministro, deben cumplir
con lo siguiente:
al Los dispositivos de operación automática de todas las válvulas de control con lo idicado en el
apéndice A.
W La instrumentación con el apéndice B y las norrnas aplicables indicadas en el capítulo 2 de esta
especificación.
Los puntos de prueba (termopozos, tomas de presión, etc.), para la aceptación del turbogenerador,
con el alcance indicado en la norma ASME PTC-6.
d) La documentación de ingeniería, debe apegarse estrictamente en cuanto al alcance y
características, a lo indicado en el apéndice C.
e) Lo indicado en el apéndice D en cuanto a requisitos de los sistemas de control
El alcance de suministro de la instrumentación y sistemas de control para el turbogenerador, se indica a continuación.
7.3.1 Sistema de vapor principal, recalentado y extracciones
En este sistema se debe incluir lo siguiente:
7.3.1 .l Válvulas de paro de vapor principal
Estas válvulas deben ser de operación automática por medio de un actuador hidráulico que reciba la señal para operar
delsistemade control electrohidráulico, o del sistema de protección de laturbina, o manualmente por el operador para
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TURBOGENERADOHES DE 160 Y 350 MW
ESPECIFICACIÓN
CFE W1200-01
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prueba, desde las estaciones de control y debe contener:
al Un sistema de control de prueba remota (desde las estaciones de control), para verificar el
funcionamiento de cada una de estas válvulas, en operación de la unidad a cualquier carga.
4 Interruptores de posición DPDT para control, protección y señalización remota de la apertura y
cierre de cada válvula en las estaciones de control.
cl Termopares dobles tipo E, que envían señal de la telnperaturaen los metales de las válvulas, para
indicación y registro en las estaciones de control.
d) Una caja de terminales hasta donde se alambren todas las señales que recibe el actuador oenvían
los instrumentos de la propia válvula.
7.3.1.2 Válvulas de control de vapor principal
Estas válvulas deben operar automáticamente con la señal de las unidades de velocidad y carga del control
electrohidráulico y su acción debe traslaparse de manera que se prevengan oscilaciones o puntos sin respuesta
(bandas muertas), en la operación de la unidad a cualquier carga y deben incluir:
a) Transmisores de posición continua de 0 a lOO%, que generen señal para su indicación en las
estaciones de control y proporcionen una señal desacoplada de 4-20 mA, para uso de lacomisión.
b) Termopares dobles tipo E, que envían señal de la temperatura en los metales de las válvulas para
indicación y registro en las estaciones de control.
cl Una caja de terminales hasta donde se alambren todas las señales que recibe el actuador o envían
los interruptores de la propia válvula.
7.3.1.3 Válvulas de paro e interceptoras de vapor recalentado
Estas válvulas deben ser operadas automáticamente por medio de actuadores hidráulicos, que reciban señal del
sistema de control electrohidráulico, o del sistema de protección de la turbina, o manualmente por el operador para
prueba desde las estaciones de control ubicadas en el cuarto de control y deben incluir:
4 Un sistema de control de pruebas remota (desde las estaciones de control), para verificar el
funcionamiento de las válvulas de paro, en operación de la unidad a cualquier carga.
W Transmisores de posición continua de 0 a lOO%, que generen señal para su indicación en las
estaciones de control y proporcionen una señal desacoplada de 4-20 mA, para uso de laComisión.
cl Interruptores de posición DPDT, para las válvulas de paro, para control y señalización remota para
apertura y cierre de válvulas, desde las estaciones de control.
4 Termopares dobles tipo E, que envían señal de la temperatura en los metales de las válvulas para
su indicación y registro en las estaciones de control.
e) Una caja de terminales, hasta donde se alambren todas las señales que reciben los actuadores
y envían los instrumentos de la propia válvula.
I 800315 R E V 800624 870706 890908 900531 950331
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ESPECIFICACION
CFE W1200-01
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7.3.1.4 Válvulas de no retorno y aisladoras de extracciones
Las válvulas de no retorno deben operar automáticamente por medio de actuadores neumáticos, que reciben señal
de un valor de carga para abrir o cerrar, o de cierre al existir la condición de muy alto nivel en su calentador respectivo,
un disparo de turbina a través de la válvula piloto del sistema de protección.
Las válvulas aisladoras operadas con actuador motorizado, operarán al cierre o apertura, aun valor de cargay al cierre
si se presenta muy alto nivel en su calentador respectivo, un disparo de turbina. Adicionalmente, se debe prever en
las estaciónes de control la apertura y cierre en forma manual. Todas éstas válvulas deben suministrarse como sigue:
al Una válvula de no retorno y una aisladora motorizada, por cada extracción, a excepción de la que
va al desgasificador, que debe incluir otra válvula de no retorno ( de acuerdo a la norma ASTM
ASME TDP-1) y excepto en la extracción número 1, en la que físicamente no es posible la
localización de ninguna válvula.
b) Una válvula de no retorno y una aisladora motorizada, por cada línea de derivación de vapor de
extracciones al generador vapor/vapor, calentadores aire/vapor, evaporadora de agua de mar
(cuando aplique).
Unicamente para unidades de 350 MW, la válvula de no retorno para la línea a calentadores
aire/vapor, será de tipo oscilante, sin actuador neumático. (Véase figura 2 de esta especificación.)
cl Un bastidor para prueba de cierre de las válvulas de no retorno, que contenga válvulas de tres
vías manuales, válvulas solenoides operadas remotamente e indicadores locales de presión, por
cada extracción, este bastidor se debe instalar en el nivel cero de casa de máquinas, en un lugar
accesible para su operación.
d) Una válvula piloto con actbador hidráulico, que ante un disparo de emergencia de la turbina,
permita el paso de aire a los actuadores de las válvuias de no retorno de las extracciones.
el Interruptores de posición SPDT (de un polo doble tiro), en cada válvula de no retorno o aisladora,
para control o señalización remota (según se requiera), de la apertura y cierre de la válvula en las
estaciones de control.
r) Todas las válvulas de no retorno de extracciones deben incluir unaválvula solenoide de tres vías
a prueba de intemperie.
7.3.1.5 Válvulas de drenaje
Se deben suministrar las siguientes válvulas de drenaje, todas operadas automáticamente, con cierre hermético
(ANSI Clase V), con sello de agua o equivalente y que incluyan interruptores de posición para control y señalización
remota de apertura y cierre, en las estaciones de control.
a) Válvulas de drenaje con actuador neumático que se requieran para la turbina y las válvulas de
admisión de vapor. como sigue:
drenaje de la carcasa de turbina de alta presión,
drenaje de la carcasa de la turbina de presión intermedia,
am315 REW 900624 870706 890908 900531 950331
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ESPECIFICAClON
CFE W1200-01
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drenaje del primer paso de turbina (paso Curtis),
drenaje del cuerpo de cada válvula de admisión de vapor de la turbina.
b) Válvulas de drenaje con actuador neumático que se requiera para las tuberías de vapor de
extracciones de acuerdo con la norma ASME TDP-1, incluyendo las que se requieran para las
derivaciones de extracciones alos calentadores aire/vapor, generadoresvapor/vapor, evaporadora
de agua de mar.
4 Válvulas de drenaje con actuador neumático que se requiera para las líneas de vapor principal,
recalentado caliente y frío.
d) Todas las válvulas de drenaje deben operar automáticamente por medio de actuadores
neumáticos que reciben señal, al cierre de un valor de carga o a la apertura, al existir muy alto
nivel en su calentador respectivo, o al cierre o apertura de acuerdo a la operación de la válvula
aisladora motorizada.
el Todas las válvulas de drenaje deben incluir una válvula solenoide de tres vías a prueba de
intemperie.
7.3.1.6 Instrumentación del sistema
Se deben suministrar los siguientes instrumentos para el sistema de vapor principal y vapor de extracciones:
al Los transmisores de presión que envían la señal de 4 a 20 mA de la presión del primer paso de
la turbina (tres transmisores) y los que se requieran exclusivamente parael control electrohidráulico.
4 Termopares dobles tipo E, incluyendo termopozos que enviarán la señal de la temperatura de los
puntos listados a continuación para su indicación y registro en las estaciones de control:
tubería de interconexión entre turbinas de intermedia y baja presión,
metal interior de la cámara de impulso,
metales de carcasa de alta presión y presión intermedia,
adicionales a los anteriores, los que el fabricante considere estrictamente necesarios para
supervisar los arranques del turbogenerador, incluyendo los requeridos para detectar
inducción de agua a la turbina.
cl Indicadores locales.
presión en tubería de interconexión entre turbinas de intermedia y baja presión,
temperatura en la carcasa de baja presión.
7.3.2 Sistema de vapor de sellos
El alcance de suministro de instrumentos y controles de este sistema, es el indicado a continuación.
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TURBOGENERADORES DE 160 Y 350 MW I ESPECIFICACIÓN
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7.3.2.1 Regulación de presión de vapor de sellos
Se requiere que los siguientes equipos sean supervisados y controlados por las estaciones de control
al Una válvula de corte motorizada en la alimentación de vapor para sellos, proveniente del vapor
principal y/o del vapor recalentado caliente (si se requiere).
W Una válvula de derivación motorizada, para mantener la alimentación de vapor de sellos a la
turbina, en caso de falla de la válvula de regulación.
Además, localmente se debe controlar y verificar al siguiente equipo:
al Una válvula reguladora, operada por un actuador neumático, con su correspondiente controlador
de presión.
b) Una válvula de control operada por actuador neumático y un controlador de temperatura, para
controlar la atemperación del vapor hacia la turbina de baja presión (si es aplicable).
Además, se deben suministrar todas las válvulas de alivio requeridas para la protección del sistema.
7.3.2.2 Válvula diversificadora
Estaválvuladebe ser de tres vías, operada con actuador neumático, para enviar el excedente devapor de sellos hacia
el condensador principal, o hacia el calentador número 1.
Se deben suministrar los siguientes instrume,ntos para el sistema de vapor de sellos:
al Dos transmisores de presión que envian señal de 4 a 20 mA, del cabezal de vapor de sellos y del
condensador de vapor de sellos a las estaciones de control
b) Termopar doble tipo E para medición de temperatura del cabezal de vapor de sellos y de la salida
del vapor del atemperador (si se tiene) hacia la turbina de baja presión, para su indicación y registro
en las estaciones de control.
cl Interruptor de nivel para producir alarma de bajo nivel en el condensador de sellos en las
estaciones de control.
d) Indicadores locales de:
columna de nivel en el condensador de vapor de sellos,
presión y temperatura en el cabezal de vapor de sellos,
presión a la entrada de vapor al condensador de vapor de sellos,
adicional a los anteriores, los estrictamente requeridos para la adecuada supervisión del
sistema.

I ESPECIFICACIÓN
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7.3.3 Sistema de aceite de lubricación
Para este sistema se debe incluir lo siguiente:
7.3.3.1 Control del tornaflecha
Parael control deltornaflecha, debe considerarse que el embrague se puede realizar manual (local) o automáticamente,
el desembrague debe ser sólo automático, al admitir vapor la turbina y acelerar el rotor; y el arranque y paro del motor
del tornaflecha debe ser manual local y manual remoto desde las estaciones de control, o automático al disminuir la
velocidad de la turbina hacia un paro.
7.3.3.2 Instrumentación del sistema de aceite lubricante
al Indicador local e interruptores de nivel en el tanque de almacenamiento de aceite, para alarmar,
proteger y controlar por alto y bajo nivel, y por muy bajo nivel disparo de turbina, en las estaciones
de control.
b) Interruptores de presión requeridos para la secuencia de operación de las bombas de aceite
lubricante y en el cabezal de aceite a chumaceras para alarmar por baja presión, y por muy baja
presión disparo de turbina, en las estaciones de control.
cl Transmisores de presión que envian señal de 4-20 mA en la descarga de la bomba principal de
aceite y del cabetal de aceite a chumaceras de la turbina a las estaciones de control.
d) Termopares dobles tipo E para la medición de temperatura de metal de cada chumacera de la
turbina, del generador y del excitador, en su caso; de la chumacera de empuje y, a la entrada y
salida del aceite de los enfriadores. La señal de estos termopares se enviará a las estaciones de
control para su indicación y registro.
el Dispositivos requeridos para la prueba de arranque automático de las bombas de aceite
lubricante, en el tablero local instalado sobre el tanque de aceite.
r)
9)
Mirillas de flujo a la salida de aceite de cada chumacera.
Indicadores locales de temperatura, en la salida de aceite de cada chumacera y en la entrada y
salida de aceite de los enfriadores.
h) Indicadores locales de presion en el cabezal de aceite a chumaceras y los requeridos en el
sistema acondicionador de aceite.
0 Indicador local e interruptores de nivel para alarma por alto y bajo nivel en el tanque
acondicionador (purificador) de aceite en las estaciones de control, y para control automático de
la bomba de transferencia de aceite.
i) Válvulas de seguridad o alivio necesarias en el sistema.
k) Detector de temperatura tipo resistencia (RTD), incluyendo transmisor 4-20 mA que envía serial
a un controlador instalado localmente y además debe contar con una válvula de control para
actuar automáticamente la regulación del agua de enfriamiento.
, , . . m 1 .
800315 1 AEV 1 800624 1 870708 1 890908 1 900531 1 950331 [ I 1 I I I

ESPECIFICACION
CFE W1200-01
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7.3.4 Sistema de fluido de control
En el sistema de fluido de control se requieren los siguientes instrumentos: (aplicable únicamente a EHC de alta
presión).
7.3.4.1 Control de bombas de fluido de control
Estas bombas deben arrancar o parar manualmente desde las estaciones de control o automáticamente a la falla
de la que esta trabajando, para lo cual se debe proporcionar la instrumentacion necesaria para su operación y prueba
de automatismo.
4 Transmisor de presión que envía senal de 4-20 mA de presión en el cabezal de fluido de control
a las estaciones de control.
b) Interruptores de presión en el cabezal de fluido de control y en la descarga de las bombas, para
alarmar por baja presión; y por muy baja presión disparo de turbina, en las estaciones de control.
4 Interruptores de presión diferencial en los filtros a la descarga de las bombas, para alarmar por
alta presión diferencial en las estaciones de control.
‘4 Indicador local e interruptores de nivel en el tanque de fluido de control, para alarmar por alto y
bajo nivel en las estaciones de control y producir disparo de las bombas por muy bajo nivel.
el Control de flujo del sistema de filtrado y transferencia del fluido de control, incluyendo su vklvula
de control.
9 Indicadores locales de temperatura en la entrada y salida de fluido de control de los enfriadores
y en el tanque de fluido.
9) Indicador local de presión en el cabezal de fluido de control y a la descarga de cada bomba.
h) Detector de temperatura tipo resistencia (RTD) incluyendo transmisor en 4-20 mA que envía
señal a un controlador instalado localmente y además debe contar con una válvula de control para
actuar automáticamente la regulación del agua de enfriamiento.
i) Adicionalmente a lo anterior, los instrumentos que el fabricante considere estrictamente
indispensables para la adecuada operacion del sistema.
7.35 Sistema de control del turbogenerador
El sistema de control del turbogenerador debe cumplir con lo indicado a continuación.
7.351 Arquitectura del sistema
Se establece como base para el diseño del sistema de control del tumogenerador un sistema de control digital
electrohidráulico, geográficamente centralizado en el cuarto de gabinetes, con el objeto de mantener los gabinetes
y componentes electrónicos debidamente protegidos en condiciones de temperatura y humedad apropiadas.
wxl315 REV 800624 900531 950331 I I I I

ESPECIFICACION
CFE W1200-01
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La interfase del sistema de control del turbogenerador con el operador del cuarto de control, debe realizarse a través
de las estaciones de control, tipo pantalla/teclado, que son parte del suministro del sistema de control de la central,
El fabricante del turbogenerador debe considerar esto en su diseño, y debe establecer la relación con el fabricante
del sistema de control de la central para resolver las interfases entre ambos sistemas.
Las características del sistema de control son:
componentes electrónicos de estado sólido, utilizando lógica programable
(microprocesadores),
arquitectura dividida, esto es, la lógica de control en el cuarto de gabinetes y los
dispositivos de mando y supervisión en el cuarto de control, a través de pantallas, TRC’s
y teclados funcionales (estaciones de control) que forman parte del sistema de control de
la central,
medición redundante 2 de 3 para los circuitos que tienen la función de control y/o protección
listados en el inciso 7.3.6.1,
medición simple, para los circuitos que tienen función de supervisión,
redundancia en la alimentación eléctrica de los circuitos de medicion y control,
las unidades de procesamiento y control redundantes, donde a la falla de una unidad sea
respaldada por otra, sin alterar la operación de la turbina,
en caso de que la comunicación entre módulos de control sea mediante bus digital, este
debe ser redundante,
unidad de programación para cargar, supervisar o modificar las funciones de control,
sistema de autodiagnóstico de fallas, que detecte los problemas y reporte el mal
funcionamiento de cualquier elemento del sistema de control, tal como, elementos
primarios, finales o módulos electrónicos,
todas las señales hacia y del campo, se alambran a través de cajas terminales locales a
gabinetes que contengan los módulos electrónicos y éstos se instalarán en un cuarto de
gabinetes, dichas señales serán totalmente aisladas electrónicamente (desacopladas),
se deben tener señales con rangos uniformes (4-20 mA, l-5 VCD, etc.), y módulos
electrónicos normalizados que permitan el intercambio de componentes de control,
opción de operar manualmente los elementos finales de control, a través de estaciones
manual-auto o módulos de comando virtuales disponibles en las estaciones de control,
la operación, supervisión y prueba del control de la turbina debe hacerse a través de las
estaciones de control,
los módulos electrónicos instalados en gabinetes deben operar de manera satisfactoria a
la temperatura de (4,5”C a 51,5%) considerando fallas en el sistema de aire acondicionado,
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se debe contar con un tablero de emergencia, el cual permite que en caso de falla del
sistema de control (bus, estaciones de control, etc.), sea posible supervisar el equipo
principal del turbogenerador, manteniendo la carga de la unidad, tal como se encontraba
en el mor-r ento de la falla; conducir un paro ordenado y seguro o efectuar los disparos del
equipo mayor cuando lo decida el operador,
este tablero debe ser suministrado por el fabricante del sistema de control de la central.
Sin embargo es responsabilidad del fabricante del turbogenerador suministrar toda la
ingeniería e información respecto a que elementos, dispositivos o equipos se deben
instalar en este tablero, para cumplir con una conducción del paro seguro del turbogenerador
en caso de falta del sistema de control.
7.3.5.2 Interfase con el operador
El sistema de control de la turbina debe tener su interfase con el operadora través de las estaciones de control que
son parte integral del sistema de control de la central, de tal forma, que el fabricante debe establecer las medidas
necesarias para asegurar la compatibilidad de ambos sistemas.
En cada una de las estaciones de control de la central se podrá llevar a cabo las funciones de supervisión y control
de cualquier sistema del ciclo de vapor, sin embargo, se asignarán funciones normales específicas a cada estación.
Así, habrá una estación de control dedicada a la supervisión y el control del turbogenerador y sus auxiliares.
Estas estaciones deben estar programadas de manera que muestren con imágenes virtuales, los diferentes sistemas
de control, estaciones manual/automático, botoneras, etc., aunque las funciones de control de dichos sistemas no
se llevarán a cabo por medio de pantalla sensible al tacto (touch screen), sino a través de acciones en el teclado o
en el ratón (mouse).
En cuanto al diseño de los desplegados grájicos para control, registro de tendencia, alarmas, etc., éste debe ser
consistente con el diseño de los desplegados del ciclo, estableciéndose incluso, la misma filosofía de jerarquización.
7.3.5.3 Sistema de control electrohidráulico
El sistema de control electrohidráulico, tiene como función principal el control de la turbina; de acuerdo con el control
coordinado de la unidad, para incrementos y decrementos de carga, logrando con este sistema: aumentar la
velocidad de respuesta, disminuir los tiempos muertos de control y facilitar el mantenimiento y ajustes de válvulas
del gobernador.
Para lo anterior, el control electrohidráulico debe cumplir con lo establecido en las cláusulas 8, 9, 10, ll y 12 de la
norma IEC 45, entre ellas: banda muerta ajustable, linealidad en la respuesta de la señal de control de frecuencia,
de la señal de posición de las válvulas, etcétera.
El sistema de control electrohidráulico, se debe poder operar en los modos automático, semi-automático (con
intervención del operador) o totalmente manual, por medio de guía operador, en las estaciones de control de la
central.
En los tres modos de operación, se debe poder arrancar la turbini desde velocidad cero, hasta 100% de carga,
pasando por el rodado en vacío, sincronización y toma o variación de carga, transferencia automática de arco total
a arco parcial, interviniendo, en su caso, como limitante directa y automática, el sistema evaluador de esfuerzo del
rotor de la turbina, para mantener el arranque y los cambios de carga dentro de márgenes de seguridad. El relevador
de sincronización automática, está incluido en el tablero de protección del generador.
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Después de realizar la sincronización; el sistema de control, llevará automáticamente al turbogenerador a operar al
régimen de carga ajustado por el operador, o por el sistema de despacho de carga, a través del control coordinado,
en el menor tiempo posible y sin exceder los esfuerzos permisibles en el rotor.
El sistema de autodiagnóstico del control electrohidráulico, debe alertar al operador de cualquier falla de los
instrumentos o dispositivos electrónicos, mediante un sistema de alarmas propio del control y debe proveer señales
de salida de dichas condiciones hacia el sistema de control de la central, debiéndose presentar en pantalla e
impresora reportes de estas señales o alarmas.
La señal de los transmisores de posición de las válvulas de control del vapor principal y de las válvulas interceptoras,
deben permitir una comparación, en las estaciones de control, entre la señal enviada por el control de la turbina de
dichas válvulas y su posición real.
El control electrohidráulico debe contar con seriales de salida de 4-20 mA con desacoplamiento galvánico y contactos
secos para alarma de los parámetros importantes del sistema (velocidad, error de velocidad, posición de válvula,
carga, aceleración, sobrevelocidad, diferencia potencia carga, etc.), para uso de la Comisión.
El control electrohidráulico comprende, indicativa pero no limitativamente, lo siguiente:
4 Sistema de control de velocidad que incluya:
control de velocidad,
control de aceleración,
igualador de velocidad,
regulación de velocidad.
b) Sistema de control de carga para operar con presión variable hasta 60% y presión constante de
60 a 1 OO%, que incluya:
control de carga,
control de frecuencia-carga,
cl
régimen de cambio y límite de carga,
reductor de carga por pérdida de vacío y/o auxiliares de turbina,
desbalance potencia-carga.
Sistema de control de flujo en válvulas, que incluya:
transferencia de arco total a arco parcial,
control de válvulas de paro principal,
control de válvulas de control de vapor principal,
prueba de válvulas.
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ESPECIFICACIÓN
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7.3.5.4 Sistema de control coordinado de la unidad
El control coordinado, como control maestro de la unidad, coordinará las acciones entre el generador de vapor y la
turbina para obtener una respuesta rápida y segura de la unidad, ante variaciones de carga. La señal de sobre
esfuerzo proveniente del sistema evaluador de esfuerzos de la turbina, debe limitar directa y automáticamente la
operación de variaciones de la carga.
El control se debe diseñar para operar en tres modos: control coordinado, caldera en seguimiento y turbina en
seguimiento.
El fabricante puede proponer adicionalmente, otros modos de operación que incrementen la eficiencia y/o permitan
arranques rápidos, incluyendo para ello, en su oferta, una descripción clara y completa de los mismos.
El sistema está constituido por tres unidades básicas:
a) Unidad de desarrollo de demanda que incluye:
módulo receptor de señal de demanda (del despacho de carga),
Iimitador de demanda,
Iimitador de rapidez de cambio,
unidad de rechazo de carga (run-back),
Iimitador por desviación,
compensación por fyecuencia.
W Unidad maestra de turbina.
4 Unidad maestra del generador de vapor.
Cada una de estas unidades, debe contar con una estación maestra que permita operar en manual o automático
con las indicaciones, necesarias para su adecuada operación, a través de las estaciones de control.
Cada unidad maestra de turbina y generador de vapor, debe enviar sería1 al control electrohidráulico y al control de
generador de vapor, para manipular válvulas de admisión de vapor y agua, aire y combustible, respectivamente.
El control coordinado recibirá las señales de pérdida de equipos principales del generador de vapor que deben iniciar
un “Run Back”; la señal externa de demanda de carga (señal de pulsos); los errores o desviaciones de aire,
combustible, agua de alimentación, nivel del domo y presión del hogar, inician limitación de la turbina (Run Down).
Por otra parte, el control recibirá la señal de rechazo total de la unidad denominado “FAST CUT BACK”.
Asi mismo, el control debe proporcionar todas las señales de salida que se requieran para el control del generador
de vapor y para la supervisión de la turbina que será a través de las estaciones de control de la central.
7.3.5.5 Estaciones de control para operación, supervisión y prueba
Tal como se menciona en el inciso 7.3.5.1, la operación y la supervisión del control de la turbina, se hará a través
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de las estaciones de control de la central, en las cuales se contara con desplegados gráficos de supervisión y control
conteniendo lo siguiente:
selector de operación manual o automático,
selector de velocidad,
selector de arranque (aceleración),
selector de transferencia arco total a arco parcial,
control Iimitador de carga,
selector de incremento o decremento de carga,
selector para presión inicial,
indicador de velocidad,
indicador de carga real,
indicador de carga demandada,
indicador de presión de vapor principal,
indicador de presión de primer paso,
selector de control coordinado, caldera en seguimiento o turbina en seguimiento,
estaciones de control auto-manual para maestro de unidad (control coordinado), maestro
de caldera y maestro de turbina,
control Iimitador de demanda,
control Iimitador de rapidez de cambio.
En las estaciones de control se debe contar con comandos en el teclado y desplegados adecuados para llevar acabo
las siguientes funciones:
prueba del detector de desgaste de chumacera de empuje, con indicador de posición,
prueba del detector de desgaste de chumacera de empuje, con indicador de posición,
prueba de disparo de turbina por sobrevelocidad, baja presión aceite lubricante, baja
presión fluido de control, bajo vacío en el condensador, etc., con luces indicadoras de que
está en prueba,
prueba para la actuación anticipada de válvulas de control de vapor (si es aplicable),
prueba del relevador de desbalance potencia-carga.
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7.3.5.6 Equipo de calibración y prueba
Se debe suministrar un equipo portátil, que permita calibrar, ajustar y simular secales de la operación del sistema
de control electrohidráulico de la turbina (uno para dos unidades),
7.3.6 Sistemas de protección del turbogenerador
El sistema de protección del turbogenerador, debe prever todas las condiciones que ponga en riesgo el equipo y
contener la instrumentación y dispositivos necesarios que permitan evitar cualquier daño en dichas condiciones.
7.3.6.1 Disparo de la turbina
La turbina debe dispararse como medida de protección, cuando se presenten las condiciones que se indican a
continuación.
Para producir el disparo, se deben suministrar los instrumentos o dispositivos necesarios para operar en lógica
simple, redundante o 2 de 3, según se indica; ajustados a un valor definido por el fabricante de la turbina, y se debe
contar con sellos que impidan la reposición de la turbina, antes de que se restablezcan todas las condiciones de
disparo.
4 Disparo manual con dos botones en serie, (lógica 2 de 2), tanto en el tablero de emergencia como
en las estaciones de control.
b) Disparo por falla de suministro de energía, dentro del sistema de control electrohidráulico.
c) Sobrevelocidad (lógica 2 de 3).
d) Disparo mecánico por sobrevelocidad.
el Alta temperatura en metales de chumaceras en turbina (lógica simple).
9 Alta temperatura en vapor de escape de turbina (lógica redundante) en cada lado y para la turbina
de baja presión.
9) Pédida de vacío en el condensador (lógica 2 de 3).
W Alta vibración en chumaceras (lógica simple).
0 Baja presión del aceite lubricante o chumaceras (lógica 2 de 3).
i) Baja presión del fluido de control (lógica 2 de 3).
k) Falla de dos detectores de velocidad de control electrohidráulico.
1) Falla de alimentación de energía eléctrica (CD) al circuito de disparo de la turbina.
Para el disparo de turbina, se deben suministrar dos válvulas solenoides maestras que se
energicen con tensiones de fuentes diferentes, para asegurar el disparo en caso de falla de
energía en una de ellas.
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A disparo de la turbina, se deben cerrar todas las válvulas de admisión de vapor y las válvulas
aisladoras (motorizadas) y las de no retorno de las extracciones.
De todas las condiciones de disparo, se deben enviar seriales al sistema de control de la central,
para que se generen los reportes post-disparo. Además, sedebe contar con contactos desacoplados
para uso de la Comisión.
m) Disparo proveniente del generador de vapor.
n) Disparo proveniente del generador eléctrico.
I 7.3.6.2 Válvula rompedora de vacío
Se debe suministrar una válvula (hermética, ANSI clase V, con sello de agua o equivalente) operada por actuador
motorizado; que incluya interruptores de posición para control y serialización, que permita romper el vacío de la
turbina después de un disparo. Esta válvula debe ser accionada desde las estaciones de control.
7.3.6.3 Diagramas de ruptura de carcasa de baja presión
En la parte superior de cada carcasa de baja presión, deben instalarse diafragmas de ruptura para alivio automático,
en caso de que la presión alcance un valor mayor al de diseño.
I 7.3.6.4 Válvulas de rocío de turbinas de baja presión
Como protección por alta temperatura en las turbinas de baja presión se debe suministrar un sistema de rocío, que
incluya interruptores de temperatura, válvula de control operada neumáticamente, y la tubería y toberas necesarias
para el rocío; lo anterior para cada turbina de baja presión, y deben enviarse señales de alarma a las estaciones de I
control.
7.3.7 Evaluador de esfuerzos del rotor
El sistema evaluador de esfuerzos debe calcular e indicar continuamente, el esfuerzo generado en el rotor de cada
turbina de presión intermedia y alta, durante los arranques, paros y aumento o disminución de carga, como una guía
para la adecuada operación de la turbina y generar las señales necesarias que limiten directa y automáticamente
la operación del control electrohidráulico, para evitar daños por esfuerzos excesivos de la turbina.
El sistema debe contener por lo menos, indicación de temperaturas y esfuerzos, selector de bajo, medio y alto cambio
de carga, indicación en porciento del consumo de vida útil acumulada necesaria. Se debe proveer contactos secos
adicionales y señales de salida desacopladas en 4 a 20 mA de las alarmas y condiciones de esfuerzos, (tajes como
totalización de la vida útil), para uso de la Comisión.
Los indicadores y alarmas deben estar representadas en los desplegados gráficos correspondientes en las estaciones
de control.
Así mismo, debe contar con un sistema de autodiagnóstico que permita detectar y alertar al operador, por cualquier
falla en los instrumentos o dispositivos del sistema.
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7.3.7.1 Sistema de monitoreo del turbogenerador
El turbogenerador debe incluir un sistema completo de monitoreo que efectúe funciones de sùpervisión y protección,
de las siguientes variables (no es limitativo):
velocidad del rotor.
excentricidad del rotor,
expansión de la carcasa,
expansión diferencial entre rotor y carcasa,
posición (desplazamiento axial) del rotor.
vibración en cada chumacera del turbogenerador.
Por cadavariable, se deben suministrar los conjuntos de sensor, transmisor o transductor e indicador independientes.
En el caso de la vibración, el sistema debe cumplir con la norma API- (según arreglo típico para un sistema de
turbogenerador) y debe incluir sensores de desplazamiento en los ejes de 90” (ortogonales) en cada chumacera. El
indicador de monitoreo correspondiente, debe mostrar la vibración en los dos ejes indicando también el ángulo
correspondiente en cada eje, además la medición del claro entre el sensor y eje (GAP).
La instrumentación debe ser homogénea y de tipo modular y debe estar contenida en gabinetes que se instalarán
en el cuarto de gabinetes de la unidad.
Todo el equipo debe contar con la alimentación de energía necesaria para su correcta operación, en el propio
gabinete.
El sistema debe contar con contactos secos y señales de salida desacopladas en 4-20 mA, para indicación, alarma
y/o disparo de la turbina para uso de la Comisión. Estas indicaciones y alarmas estarán también respresentadas en
las estaciones de control.
Debe incluirse un dispositivo portátil para calibración, ajuste, y pruebas del sistema y análisis dinámico del
comportamiento del turbogenerador (uno para cada dos unidades).
7.3.7.2 Tablero local frontal de la turbina
El tablero frontal de la turbina, debe contener las siguientes:
4 Mecanismo de disparo manual de la turbina.
W Indicador de velocidad de la turbina.
cl Indicador de presión del primer paso.
d) Indicador de presión del escape de la turbina.
e) Indicador de presión de succión y descarga de bomba principal de aceite.
9 Otros que considere indispensables el fabricante.
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7.3.8 Sistema del generador eléctrico
LOS sistemas de hidrógeno y aceite de sellos del generador, eléctrico, deben incluir lo siguiente:
7.3.8.1 Tablero de control local
Se debe suministrar un tablero de control, que contenga todos los indicadores, alarmas y botones para operar las
bombas y extractores, tanto del sistema de hidrógeno, como del aceite de sellos, para instalarse cerca del sistema
de hidrógeno, el tipo de servicio es NEMA 4 (los tableros de las centrales cercanas a la costa deben llevar un acabado
tropicalizado).
7.3.8.2 Instrumentación del sistema de hidrógeno
El sistema de hidrógeno debe contener la siguiente instrumentación:
4 Válvulas reguladoras con indicación de presión y válvulas de seguridad necesarias, en el cabezal
de hidrógeno.
W Interruptor para alarma por baja presión en el cabezal de hidrógeno.
cl Válvulas reguladoras con indicación de presión y válvulas de seguridad necesarias, en el cabezal
de bióxido de carbono.
4 Detectores de líquido en el generador, que incluyan contactos para alarmas uno alto y dos muy
alto y previsiones de prueba.
el Analizador de pureza de hidrógeno para indicación local en el tablero de hidrógeno y que genera
señal galvánicamentk desacoplada a las estaciones de control.
r) Transmisor de presión del hidrógeno en el generador, para indicación local en el tablero de
hidrógeno y que genere señal galvánicamente desacoplada a las estaciones de control.
9) Indicador diferencial local, de la presión de hidrógeno del generador y la del ventilador del
generador.
h) Interruptores para alarmar por alta y baja presión del hidrógeno del generador en las estaciones
de control y al tablero local.
1) Interruptores para alarmar por alta y muy baja temperatura en las bobinas del estator, campo del
generador y del hidrógeno en las estaciones de control y en el tablero local.
i) Sistema anunciador de alarmas del sistema, instalado en el tablero de hidrógeno, que incluya un
contacto seco disponible para indicación, en las estaciones de control, de la central, de la alarma
“problemas en el sistema de hidrógeno”.
k) Detector de temperatura tipo resistencia (RTD). incluyendo transmisor en 4-20 mA, que envía
seRal a un controlador instalado localmente y además debe contar con una válvula de control para
actuar automáticamente la regulación del agua de agua de enfriamiento en los enfriadores de
hidrógeno.
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