Gestores de Contenidos : Álvaro Neva Rodríguez y Horacio Charry López

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1 Gestores de Contenidos : Álvaro Neva Rodríguez y Horacio Charry López
Curso: TURBINAS HIDRÁULICAS I (ACH03) Objetivo General: Reconocer el principio de funcionamiento y los elementos que constituyen una turbina hidráulica. Gestores de Contenidos : Álvaro Neva Rodríguez y Horacio Charry López

2 UNIDAD VI TÓPICOS DE MANTENIMIENTO Objetivo: Conocer de modo genérico las actividades de mantenimiento que se realizan a las turbinas hidráulicas.

3 Los tipos de mantenimiento que se utilizan en general y que son aplicables se definen a continuación: MANTENIMIENTO PREDICTIVO El avance de la tecnología con un mayor número de instrumentos, que son mas sencillos de operar y aplicados a detectar las condiciones que ponen en peligro la operación de las máquinas, hacen necesaria la implementación de un mantenimiento predictivo basado en el análisis y las tendencias de esas condiciones, de tal forma de aumentar los niveles de confiabilidad de estas máquinas. La base fundamental de este tipo de mantenimiento consiste en un plan para el monitoreo de los parámetros de operación de la turbina como son entre otros presiones, temperaturas y caudales; además de parámetros de mantenimiento como las vibraciones. El concepto de monitoreo que mas se maneja, supone la adquisición, procesamiento y almacenamiento de la información. Las formas de monitorear las magnitudes usadas en las máquinas rotativas, como es el caso de las turbinas Pelton pueden realizarse en los niveles siguientes:

4 Monitoreo periódico manual.
Monitoreo periódico automático. Monitoreo continuo analógico. Monitoreo continuo digital (llamado “on-line”). MANTENIMIENTO PREVENTIVO Consiste en inspecciones periódicas de la turbina; la frecuencia de las mismas se determina con base en las horas de operación ó lapso de servicio, el elemento principal a inspeccionar es el rodete. MANTENIMIENTO CORRECTIVO. Este tipo de mantenimiento busca corregir y reparar las fallas y demás detectadas en los mantenimientos predictivo y preventivo; este tipo de mantenimiento también se aplica cuando durante la operación se presentan fallas de la máquina que la dejan fuera de servicio.

5 Además de lo anterior, hay que tener en cuenta, que un parámetro a considerar en la necesidad de efectuar un mantenimiento, es también el tipo de condición de operación que ha tenido la turbina en el lapso de servicio analizado, conforme a la experiencia histórica de su explotación.

6 Lección 13 Mantenimiento turbina Pelton.
DESCRIPCIÓN DEL MANTENIMIENTO PREDICTIVO, PREVENTIVO Y CORRECTIVO DE LA TURBINA PELTON. MANTENIMIENTO PREDICTIVO Los parámetros de mantenimiento predictivo mas comunes que se monitorean en una turbina Pelton son: Vibración absoluta de carcasa y estructura. Vibración relativa del eje. Velocidad (rpm).

7 Ejemplos de equipos para monitoreo

8 Temperaturas de cojinetes.
Propiedades y presencia de elementos en el aceite de los cojinetes (análisis de aceites). Para el caso de las vibraciones, su medición normalmente se hace en varios puntos y no se limita únicamente a determinar valores cuantitativos, sino también a la obtención y análisis de los espectros de onda, ya que el modo y la manera como vibra un elemento no permanecen constantes en el tiempo, variando en forma de ondas, que según su comportamiento a diferentes frecuencias proporcionales a la velocidad de giro de la turbina o del equipo rotativo analizado, indican el tipo de falla que se pueda presentar. La obtención y análisis de estos espectros de onda se realizan con el apoyo de equipos dotados de software. El alcance de estos controles podrá variar según el diseño y experiencia de operación y mantenimiento de cada turbina. Con el monitoreo y análisis de los parámetros descritos, se consiguen entre otros los propósitos siguientes:

9 Rotura de una paleta en forma de doble cuchara en una rueda Pelton

10 Vigilancia; es decir el control del estado de la turbina y de equipos que conforman sus sistemas anexos. Mantenimiento predictivo; indica la evolución del estado tanto de la turbina como de los equipos de sus sistemas anexos; el buen uso de este mantenimiento predictivo y sus análisis de tendencias, permiten poder adelantarse a una falla, es decir no esperar a que actué el nivel de alarma y trip, y con ello planificar oportunamente las acciones correctivas. MANTENIMIENTO PREVENTIVO Aunque el proceso de fabricación de un rodete considere los mayores cuidados y controles que garanticen una pieza en las mejores condiciones, es posible que se presenten defectos cuando la turbina entre en servicio, que pueden ser producto entre otros de un fenómeno de abrasión, o por el choque de un material duro durante el turbinado. Tales defectos, máxime cuando estén situados en áreas del rodete fuertemente solicitadas, pueden inducir fisuras por fatiga que al desarrollarse incluso llegan a provocar la rotura de una pala o cangilón.

11 En turbinas con velocidad específica o caídas muy elevadas, una ligera desviación del maquinado respecto del perfil hidráulico ideal, originan erosiones por cavitación. Por lo general, luego de la puesta en servicio de una turbina, una primera inspección se recomienda a las 200 horas de servicio, una segunda a las 400 y una tercera a las 800. Para los rodetes con tres chorros o mas, estos tiempos se dividirán por dos. Posteriormente el intervalo entre las inspecciones rutinarias oscila entre 750 y 1000 horas de operación. Estas inspecciones se realizan con unidad fuera de servicio y es necesario disponer la turbina para su inspección interna, incluyendo las condiciones de seguridad, conforme a las características particulares de cada planta. Las actividades a ejecutar al rodete, junto con el perfil hidráulico de las paletas según la figura mostrada, son las siguientes:

12 Zonas del perfil hidráulico del rodete Pelton de turbina

13 Inspección visual, que busca determinar zonas donde se presenten desgastes causados por cavitación y erosión; también se pueden determinar según su tamaño fisuras y porosidades. Inspección del rodete con tintas penetrantes; busca detectar fisuras o grietas especialmente en las zonas I, II, III, VI, V y VII; este ensayo también puede indicar porosidades presentes en el perfil hidráulico. Inspección por partículas magnéticas. Se recomienda especialmente para localizar defectos muy finos subsuperficiales y que son difíciles de detectar con líquidos penetrantes. Esta inspección solo puede utilizarse para rodetes con materiales ferromagnéticos, aceros inoxidables martensíticos y aceros al carbón. Las inspecciones a los demás elementos son las siguientes: Inspección visual Inyectores, agujas y boquereles; se verifica el recubrimiento del perfil hidráulico de las agujas y boquereles de los inyectores de la turbina, con el fin de determinar entre otros estado de sellos, desgastes y daños ocasionados por cuerpos extraños.

14 Erosión en paletas de doble cuchara de una rueda Pelton
Desgaste y reparación de una aguja de una turbina Pelton

15 Aforo de las fugas de los sellos de la válvula esférica de protección de la turbina y de la válvula de alimentación de los contra chorros. Inspección del cono de Protección de las tuercas de sujeción. Revisión de la plataforma de inspección, las estructuras y el blindaje, para evaluar su posible deterioro. Inspección visual de los deflectores. Tal como se dijo para el predictivo, el alcance de estos controles podrá variar según el diseño y experiencia de operación y mantenimiento de cada turbina. MANTENIMIENTO CORRECTIVO. El correctivo mas destacado es la reparación por soldadura en el rodete de defectos como grietas por fatiga o cavitación y erosiones causadas por los sólidos en suspensión que contiene el agua turbinada, como la arena entre otros, puede dividirse en tres categorías:

16 . Cavitación en la boca de una cuchara de una rueda Pelton

17 Daños en los perfiles de una rueda Pelton

18 Reparaciones menores fuera de las áreas solicitadas.
Reparaciones menores en las áreas solicitadas, que son las áreas de mayor esfuerzo de trabajo del material de la pieza. Reparaciones mayores. Las reparaciones del punto 1 se realizan en sitio, mientras que las de los puntos 2 y 3, requieren el desmontaje del rodete para su envío a un taller especializado que cuente con equipos adecuados. Elementos como las agujas, boquereles y sellos de las válvulas, son reemplazados o reparados cuando su desgaste alcanza magnitudes importantes que afecten el funcionamiento de la turbina. La plataforma de inspección, estructura y blindaje son reparados en sitio; en estos elementos es muy importante el recubrimiento con sistemas de protección como pinturas y compuestos epóxicos.

19 Lección 14 Mantenimiento turbina Francis.
DESCRIPCIÓN DEL MANTENIMIENTO PREDICTIVO, PREVENTIVO Y CORRECTIVO DE LA TURBINA FRANCIS. MANTENIMIENTO PREDICTIVO En esta parte lo dicho para la turbina Pelton, básicamente aplica para la turbina Francis; en esta tipo de turbina se ha buscado establecer los niveles de cavitación mediante monitoreo, esto sólo ha sido implementado en muy pocas turbinas, y aún se encuentran en exploración por parte de los diseñadores de estos sistemas, toda vez que aún no es posible incorporar aspectos tales como correlación con el daño cavitatorio; una utilidad de este monitoreo de cavitación, es determinar límites de operación a bajas cargas. MANTENIMIENTO PREVENTIVO Las frecuencia de las inspecciones periódicas de la turbina se determina bien sea con base en las horas de operación ó por lapsos

20 de tiempo; la inspección mas importante es la que se hace al interior de la turbina donde el elemento principal es el rodete, esta normalmente se realiza cada año. Las actividades de inspección a ejecutar en el rodete junto con el perfil hidráulico de las palas según la figura mostrada en la siguiente lámina, son: Inspección visual, para determinar zonas donde se presenten desgastes causados por cavitación, corrosión y erosión ó una combinación de las mismas; también se pueden determinar según su tamaño fisuras y porosidades. Ensayos con líquidos penetrantes y partículas magnéticas e inspecciones con ultrasonido a las uniones de las palas con la corona y la llanta, que son las mas susceptibles a presentar fisuras o grietas y se pueden definir como “zonas críticas” así: Zona crítica 1, unión de la pala con la corona superior lado salida o descarga. Zona crítica 2, unión de la pala con la llanta lado entrada.

21 Zonas de un rodete Francis en acero al carbono

22 Zona crítica 3, unión de la pala con la llanta a la salida o descarga.
Estos controles son un ejemplo del caso de las turbinas de la Central Betania, que han presentado problemas de ocurrencia de fisuras en sus zonas críticas. Es de anotar que los ensayos con partículas magnéticas solo se pueden realizar en rodetes construidos en aceros al carbono ó aceros inoxidables martensíticos. También se utilizan los ensayos con líquidos penetrantes para determinar con mayor propiedad, los defectos como fisuras y porosidades en las otras zonas del rodete. Las inspecciones y controles a los demás elementos son las siguientes: Inspección visual a las partes fijas como predistribuidor, caracol, cono de corrección, tubo de descarga y revestimientos o foderas de las tapas.

23 Grietas en un rodete Francis
Zona crítica 1 –vista frontal- Zona crítica 1 –vista lado aspiración- Zona crítica 2 – Reparación Zona crítica 3

24 Localización de fisura por ultrasonido en la unión de la pala con la llanta lado salida (zona crítica 3).

25 Áreas con desgaste en las palas de un rodete Francis

26 Desgastes en un rodete Francis de Acero inoxidable

27 Desgastes en una rueda Francis de acero inoxidable

28 Inspección del estado de los alabes móviles o palas del distribuidor; también se utilizan ensayos con líquidos penetrantes, si se considera posible la aparición de fisuras o grietas en estos elementos. Control de los claros o huelgos entre el rodete y las tapas. Los valores de tolerancias indicados son para un caso particular y no son válidos para todas las turbinas.

29 Control del claro o huelgo entre el rodete y el cono de corrección
Control del claro o huelgo entre el rodete y el cono de corrección. El valor teórico indicado es para un caso particular y no es válido para todas las turbinas.

30 Control de los claros o huelgos entre los alabes móviles del distribuidor y las tapas. Los valores indicados son para un caso particular y no son válidos para todas las turbinas.

31 Control de los huelgos o claros entre alabes medidos en la línea de contacto. Los valores de tolerancia indicados son para un caso particular y no son válidos para todas las turbinas. Tal como se dijo para la turbina Pelton, el alcance de los controles podrá variar según el diseño y experiencia de operación y mantenimiento de cada turbina.

32 MANTENIMIENTO CORRECTIVO.
El correctivo mas destacado es la reparación por soldadura en el rodete de defectos como grietas o cavitación y erosiones que se presenten en algunas de las zonas en que se ha dividido dicho rodete. Para los casos de abrasión se aplican recubrimientos especiales como metalizados. Estas reparaciones por soldadura pueden realizarse en sitio según el tamaño del rodete; de lo contrario, es necesario extraer el rodete y enviarlo a un taller especializado, para tener nuevamente la turbina en servicio en el menor tiempo posible se utiliza un rodete de reserva nuevo ó alistado previamente. El tener un rodete de reserva es una solución utilizada cuando los análisis técnico-económicos han determinado su conveniencia. Debido a que las turbinas Francis manejan mayores caudales para una misma potencia que una turbina Pelton, por lo general para potencias significativas su tamaño es apreciable, máxime si se trata de saltos bajos; en algunos de estos casos para desmontar el rodete de la turbina que se extrae por la parte superior, se debe desmantelar prácticamente toda la unidad de generación, lo que conlleva una labor

33 significativa. En nuestro parque de generación tenemos el caso de la central Betania en Colombia, en cuyas tres turbinas Francis de 170 MW y 72 metros de caída nominales, el rodete debe extraerse por la parte superior de la turbina como hemos dicho; sin embargo, desde su entrada en operación en el año de 1987 hasta el presente año 2006, todas las reparaciones de estos rodetes se han realizado en sitio y ninguno de ellos ha sido desmontado. Para saltos medianos y mayores se puede utilizar la solución de desmontaje del rodete por el difusor (ejemplo Central Rapel, Chile) , o por el piso de turbinas (ejemplo Central Chimay, Perú). La solución por adoptar dependerá por cierto de los análisis técnico-económicos correspondientes. Elementos como los alabes móviles del distribuidor y sus bujes, así como los revestimientos de las tapas de la turbina, son reemplazados o reparados cuando su desgaste alcanza magnitudes importantes que afecten el funcionamiento de la turbina. El predistribuidor y blindajes del caracol y difusor son reparados en sitio; en estos elementos es muy importante el recubrimiento con sistemas de protección como pinturas y compuestos epóxicos.

34 Rodete Francis reparado – Central Sauzal Chile
Perfil de las palas de un rodete Nuevo Central Ralco Chile

35 Alabes móviles del distribuidor reparados – Central Sauzal en Chile

36 Componentes reparados de una turbina Francis – Central Sauzal en Chile

37 Lección 15 Mantenimiento turbina Kaplan.
DESCRIPCIÓN DEL MANTENIMIENTO PREDICTIVO, PREVENTIVO Y CORRECTIVO DE LA TURBINA FRANCIS. MANTENIMIENTO PREDICTIVO En esta parte, básicamente aplica lo dicho para las turbinas Pelton y Francis. MANTENIMIENTO PREVENTIVO Debido a la similitud con la turbina Francis, se realizan las mismas inspecciones con las mismas frecuencias a las partes fijas como son el caracol, el predistribuidor, tapas de la turbina y el difusor. En cuanto a las partes móviles, las inspecciones también son similares y con la misma frecuencia; la gran diferencia radica en el mecanismo de de accionamiento de las palas del rodete, el cual tiene la particularidad

38 de requerir aceite a una determinada presión para su funcionamiento, esto redunda en la necesidad de verificar y garantizar el buen funcionamiento de los sistemas de sellado para que no ocurran pérdidas de aceite que contaminen el agua utilizada para la generación de energía eléctrica. Como ya se mencionó, el alcance de los controles podrá variar según el diseño y experiencia de operación y mantenimiento de cada turbina MANTENIMIENTO CORRECTIVO. De manera similar a las Francis, en las palas del rodete y alabes móviles entre otros, se ejecutan reparaciones con aplicación de soldadura; mientras que las estructuras también son tratadas con sistemas de protección como pinturas y compuestos epóxicos. Dentro de este mantenimiento también puede ser necesario el cambio de sellos del mecanismo de accionamiento de las palas. Los alabes móviles, revestimiento de tapas de la turbina y demás elementos son reemplazados según necesidad.

39 Lección 16 Pruebas que se ejecutan a una turbina hidráulica.
Dentro de las pruebas que se le realizan a una turbina, una de las mas significativas es la prueba de rendimiento o de eficiencia. Por su directo impacto en la generación es conveniente mantener un control periódico de la eficiencia de las turbinas. Dicha información es básica para el despacho óptimo de unidades (centrales con más de una unidad), como también para planificar la oportunidad más conveniente en que es necesario efectuar una reparación integral de los rodetes para recuperar eficiencia, o reemplazar por rodetes de repuesto en los casos que sea aplicable. Esto debe, por cierto, ser resultado de los estudios técnico-económicos correspondientes. La eficiencia de la turbina está dada por el cociente entre la potencia neta que entrega en el eje y la potencia hidráulica entregada a la misma; es decir:

40 Ŋ = Potencia neta en el eje / Potencia hidráulica entregada.
La potencia hidráulica entregada en MW a la turbina, tal como se vio en la unidad 3 es:  x Q x Hn / 102 La potencia neta que entrega la turbina en el eje, se determina midiendo la potencia activa en los bornes del generador y restando al valor obtenido las pérdidas en el mismo generador y sus cojinetes o descansos. El caudal que se entrega a la turbina, se mide entre otros con los métodos siguientes: Ultrasonido. Trazadores radiactivos. Winter Kennedy (turbinas Francis).

41 Estos métodos citados para determinar el caudal de una turbina no son los únicos, existen otros como el tubo de Pitot y el de molinetes. Para medir el rendimiento también se utiliza el método termodinámico que se basa en el principio de la conservación de la energía, determinándose la energía total específica que posee el agua en la entrada (energía hidráulica) y la que presenta después de haber intercambiado su energía en el rodete (energía mecánica) El método de medición por ultrasonido es el mas utilizado en la actualidad, se obtiene una lectura directa; sin embargo, tiene restricciones según el diseño de la tubería de carga, pues el sitio de medición debe situarse en un tramo recto y uniforme de longitud mínima equivalente a 15 diámetros de la tubería, con el fin de tener un flujo laminar. De otro lado no es posible utilizarlo en tuberías de carga subterráneas. El método de trazadores radiactivos tiene un costo significativo; la ejecución de la medición requiere de mucho cuidado, pues utiliza isótopos radioactivos; la determinación del caudal no es directa y requiere de cálculos complejos.

42 Curvas de eficiencia para una turbina Francis

43 El método de Winter Kennedy no entrega una medida directa del caudal y también requiere de cálculos matemáticos; se considera el mas inexacto de los tres métodos. La altura neta se establece como se indicó en la unidad 3. Al medir la eficiencia de una turbina a varias potencias y un mismo salto o cabeza, se obtiene una curva de rendimiento. Con las pruebas de eficiencia o rendimiento a diferentes potencias y diferentes saltos, se establece lo que se conoce como curva de colina, donde se refleja el comportamiento de la turbina en todo el rango de su funcionamiento. Con base en esta curva los fabricantes y los mismos operadores de una turbina indican ó determinan las zonas donde debe funcionar, bien sea por factores de orden técnico ó económico. No es propósito del explotador establecer las curvas de colina de rendimiento de las turbinas. El operador dispone de dicha información proporcionada por el fabricante, en la que se indica el rango de operación garantizado de la turbina, y también la utiliza como referencia para comparar los resultados de las pruebas de eficiencia que realiza durante la explotación.

44 Ejemplo de curvas comparativas de eficiencia de una turbina Pelton

45 La curva colina se obtiene también a partir de pruebas efectuadas en un modelo a escala de la turbina, debido principalmente a que en una instalación real, tener un rango de saltos o caídas posibles puede significar un lapso de tiempo extendido. Las pruebas de eficiencia o rendimiento juegan un papel muy importante durante la puesta en operación de una turbina, porque determinan el cumplimiento o incumplimiento de la eficiencia garantizada por el fabricante. Durante el período de explotación de una central hidráulica, las pruebas de eficiencia son importantes para determinar el comportamiento de la turbina y establecer si las actividades de mantenimiento contribuyen a mantener el rendimiento inicial, o por el contrario este se ve disminuido con el tiempo.

46 Modelo a escala de la turbinas Francis de la Central Betania, utilizado por el diseñador Hydroart.
Con este modelo se determinó entre otros la curva de colina.

47 Curva de colina a partir del modelo para las turbinas Francis de la central Betania en Colombia

48 Modelo para pruebas de una turbina Francis

49 Has Finalizado la UNIDAD 6 Tópicos de mantenimiento

50 Actividades Identifica las actividades de mantenimiento de las turbinas Pelton, Francis y Kaplan. Identifica las principales actividades de mantenimiento de las turbinas en tu central y envíalas al foro. Consigue los valores de eficiencia de las turbinas de tu central encontrados en las pruebas mas recientes.