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MAQUINAS Y EQUIPOS TERMICOS 1

UNIDAD 3

TURBINAS DE VAPOR

3.1 CLASIFICACION 3.2 ELEMENTOS DE UNA TURBINA DE VAPOR 3.3 PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO 3.4 SISTEMA DE REGULACION 3.5 APLICACIONES, SELECCIÓN Y EVALUACION 3.6 PRINCIPIOS DE MANTENIMIEN

Turbinas de Vapor ¿Qué es una Turbina de Vapor? La turbina de vapor es una máquina térmica de combustión externa, giratoria. que transforma la energía cinética del vapor en energía de rotación. Aclaremos un poco más la definición: Máquina Térmica: Realiza un trabajo mediante calor (calor en trabajo). En este caso el calor que se necesita para generar el vapor que la mueve. Convierte el calor del vapor generado en trabajo de rotación. Máquina Térmica Externa: La combustión se realiza fuera de la propia máquina, es decir, la producción del vapor mediante calor se realiza fuera de la turbina. Energía cinética: Energía de movimiento. En nuestro caso la energía cinética (movimiento) del vapor debido a la presión a la que está, se transforma al golpear la turbina, en movimiento de rotación de la turbina. El vapor perderá calor y presión (velocidad) al golpear la turbina. Un Poco de Historia de Las Turbinas de Vapor La forma y el funcionamiento de las turbinas de vapor recuerdan las ruedas hidráulicas que aún hoy se pueden ver en algunos ríos y que se mueven por la fuerza de la corriente de agua. Las primeras turbinas de vapor se construyeron en la década de 1880. Trabajando por separado, el inglés Charles A. Parsons y el sueco Carl Gustav de Laval, crearon dos tipos distintos de turbinas de vapor. Desde aquellos tiempo, las turbinas de vapor no han parado de evolucionar y mejorar gracias, en gran medida, a las mejoras en los materiales con los que se construyen, que pueden resistir presiones de hasta 35MPa (mega pascales) y temperaturas de hasta 600º

CLASIFICACIÓN La clasificación de las turbinas de vapor puede hacerse según la forma de aprovechamiento de la energía contenida en el flujo de vapor (reacción o acción), según el número de etapas (multi etapa o mono etapa), según la dirección del flujo de vapor (axiales o radiales), si existe o no extracción de vapor antes de llegar al escape y por último por la presión de salida del vapor (contrapresión, escape libre o condensación). -Turbina de vapor de reacción: En la turbina de reacción la energía mecánica se obtiene de la aceleración del vapor en expansión. Las turbinas de este tipo cuentan con dos grupos de palas, unas móviles y las otras fijas. Las palas fijas están colocadas de forma que cada par actúa como una boquilla a través de la cual pasa el vapor mientras se expande, llegando a las palas de las turbinas de reacción, que se montan en un tambor que actúa como eje de la turbina. En la turbina de reacción se produce un escalonamiento de velocidad. Este escalonamiento consiste en producir una gran caída de presión en un grupo de toberas y utilizar la velocidad resultante del vapor en tantos grupos de alabes como sea necesario mediante un juego de enderezadores reorientando el vapor de salida de la primera etapa para que entre en un segundo rodete.

Se denomina grado de reacción a la fracción de la expansión producida en la corona móvil respecto ala total, un grado de reacción 1 índica que la turbina es de reacción pura, mientras que para el valor cero será una turbina de vapor de acción. -Turbina de vapor de acción: Una turbina de vapor de acción con un escalonamiento de velocidad consta fundamentalmente de: -Un distribuidor fijo, compuesto por una o varias toberas, cuya misión es transformar la energía térmica del vapor puesta a su disposición, total (acción), o parcialmente (reacción), en energía cinética.

-Una corona móvil, fija sobre un eje, cuyos álabes situados en la periferia tienen por objeto transformar en energía mecánica de rotación, la energía cinética puesta a su disposición. Su funcionamiento consiste en impulsar el vapor a través de las toberas fijas hasta alcanzar las palas, que absorben una parte de la energía cinética del vapor en expansión, lo que hace girar el rotor y con ella el eje al que esta unida. Las turbinas de acción habituales tienen varias etapas, en las que la presión va disminuyendo de forma escalonada en cada una de ellas.

-Turbina mono etapa: Se utilizan para turbinas de hasta 2 MW de potencia, al ser de mas simple construcción son las más robustas y seguras, además de acarrear menores costes de instalación y mantenimiento que las multi etapa. -Turbina multi etapa: El objetivo de los escalonamientos en la turbina de vapor es disminuir la velocidad del rodete conservando una velocidad de los alabes próxima al valor optimo con relación a la velocidad del chorro de vapor. Si tenemos una presión de vapor muy elevada sin las etapas necesarias, seria necesario que la turbina girase a una velocidad muy alta, que no sería viable mecánicamente por las dimensiones que debería tener el reductor (caja de engranajes que ajustaría la velocidad final del eje a la deseada).

Consiguen mejores rendimientos que las monoetapa, además pueden absorber flujos de vapor de mucha mayor presión, por lo que se utilizan para turbinas de alta potencia. Suelen utilizarse turbinas mixtas, con las primeras etapas de acción y las finales de reacción.

-Turbina de flujo axial: Es el método más utilizado, el paso de vapor se realiza siguiendo un cono que tiene el mismo eje que la turbina.

-Turbina de flujo radial: El paso de vapor se realiza siguiendo todas las direcciones perpendiculares al eje de la turbina.

-Turbina con extracción de vapor: Se realiza en etapas de alta presión, enviando parte del vapor de vuelta a la caldera para sobrecalentarlo y reenviarlo a etapas intermedias. En algunas ocasiones el vapor también puede ser extraído de alguna etapa para derivarlo a otros procesos industriales.

-Turbina de contrapresión: La presión del vapor a la salida de la turbina es superior a la atmosférica, suele estar conectado a un condensador inicial que condensa al vapor, obteniéndose agua caliente o sobrecalentada, que permite su aprovechamiento térmico posterior.

-Turbinas de condensación: El vapor sale auna presión inferior a la atmosférica, en este diseño existe un mayor aprovechamiento energético que a contrapresión, se obtiene agua de refrigeración de su condensación. Este diseño se utilizan en turbinas de gran potencia que buscan un alto rendimiento.

ELEMENTOS DE UNA TURBINA DE VAPOR La turbina se compone de tres partes principales:   

El cuerpo del rotor, que contiene las coronas giratorias de alabes La carcasa, conteniendo las coronas fijas de toberas Alabes Además, tiene una serie de elementos estructurales, mecánicos y auxiliares, como son cojinetes, válvulas de regulación, sistema de lubricación, sistema de refrigeración, virador, sistema de control, sistema de extracción de vahos, de aceite de control y sistema de sellado del vapor.

El rotor: El rotor de una turbina de acción es de acero fundido con ciertas cantidades de Níquel o cromo para darle tenacidad al rotor, y es de diámetro aproximadamente uniforme. Normalmente las ruedas donde se colocan los alabes se acoplan en caliente al rotor. También se pueden fabricar haciendo de una sola pieza forjada al rotor, maquinando las ranuras necesarias para colocar los alabes. Los alabes se realizan de aceros inoxidables, aleaciones de cromo-hierro, con las curvaturas de diseño según los ángulos de salida de vapor y las velocidades necesarias. Son criticas las últimas etapas por la posibilidad de existencia de partículas de agua que erosionarían a los alabes. Por ello se fija una cinta de metal satélite soldado con soldadura de plata en el borde de ataque de cada alabe para retardar la erosión. La carcasa: La carcasa se divide en dos partes: la parte inferior, unida a la bancada y la parte superior, desmontable para el acceso al rotor. Ambas contienen las coronas fijas de toberas o alabes fijos. Las carcasas se realizan de hierro, acero o de aleaciones de este, dependiendo de la temperatura de trabajo,

obviamente las partes de la carcasa de la parte de alta presión son de materiales más resistentes que en la parte del escape. La humedad máxima debe ser de un 10% para las últimas etapas. Normalmente se encuentra recubierta por una manta aislante que disminuye la radiación de calor al exterior, evitando que el vapor se enfríe y pierda energía disminuyendo el rendimiento de la turbina. Esta manta aislante suele estar recubierta de una tela impermeable que evita su degradación y permite desmontarla con mayor facilidad.

Alabes: Los alabes fijos y móviles se colocan en ranuras alrededor del rotor y carcasa. Los alabes se pueden asegurar solos o en grupos, fijándolos a su posición por medio de un pequeño seguro, en forma perno, o mediante remaches. Los extremos de los alabes se fijan en un anillo donde se remachan, y los más largos a menudo se amarran entre si con alambres o barras en uno o dos lugares intermedios, para darles rigidez. Válvula de regulación: Regula el caudal de entrada a la turbina, siendo de los elementos más importantes de la turbina de vapor. Es accionada hidráulicamente con la ayuda de un grupo de presión de aceite (aceite de control) o neumáticamente. Forma parte de dos lazos de control: el lazo que controla la velocidad de la turbina y el lazo que controla la carga o potencia de la turbina. Cojinetes de apoyo, de bancada o radiales: Sobre ellos gira el rotor. Suelen ser de un material blando, y recubiertos de una capa lubricante que disminuya la fricción. Son elementos de desgaste, que deben ser sustituidos periódicamente, bien con una frecuencia establecida si su coste es bajo respecto de su producción, o bien por observación de su superficie y cambio cuando se encuentren en un estado deficiente. Cojinete de empuje o axial: El cojinete axial, o de empuje impide el desplazamiento del rotor en la dirección del eje, Evitando el empuje axial que sufre el eje por el efecto del vapor repercuta en el reductor, dañándolo seriamente. No se encuentra en contacto con el eje si no que hace tope con un disco que forma parte solidaria con el eje. El cojinete está construido en un material blando y recubierto por una capa de material que disminuya la fricción entre el disco y el cojinete. Además, debe encontrarse convenientemente lubricado. Para comprobar el estado de ese cojinete, además de la medida de la temperatura y de las vibraciones del eje, se mide de forma constante el desplazamiento axial. Si se excede el límite permitido, el sistema de control provoca la parada de la turbina o impide que esta complete su puesta en marcha.

Sistema de lubricación: Proporciona el fluido lubricante, generalmente aceite. Para asegurar la circulación del aceite en todo momento el sistema suele estar equipado con tres bombas: 





Bomba mecánica principal: Esta acoplada al eje de la turbina, de forma que siempre que este girando la turbina está girando la bomba, asegurándose así la presión de bombeo mejor que con una bomba eléctrica. No obstante, en los arranques esta bomba no da presión suficiente, por lo que es necesario que el equipo tenga al menos una bomba adicional Bomba auxiliar: Se utiliza exclusivamente en los arranques, y sirve para asegurar la correcta presión de aceite hasta que la bomba mecánica puede realizar este servicio. Se conecta antes del arranque de la turbina y se desconecta a unas revoluciones determinadas durante el arranque, cambiándose automáticamente de la bomba auxiliar a la bomba principal. También se conecta durante las paradas de la turbina. Bomba de emergencia: Si se produce un problema de suministro eléctrico en la planta, esta queda sin tensión, durante la parada habría un momento en que las turbina se quedaría sin lubricación, ya que la bomba auxiliar no tendría tensión. Para evitar este problema, las turbinas suelen ir equipadas con una bomba de emergencia que funciona con corriente continua proveniente de un sistema de baterías. Sistema de extracción de vahos: El depósito de aceite suele estar a presión inferior a la atmosférica para facilitar la extracción de vapores de aceite y dificultar una posible fuga de aceite al exterior. Para conseguir este vacío, el sistema de lubricación suele ir equipado con un extractor. Sistema de refrigeración de aceite: El aceite en su recorrido de lubricación se calienta modificando su viscosidad, y por tanto, sus características lubricantes, llegando a degradarse si el calor es excesivo. Para evitarlo, el sistema de lubricación dispone de unos intercambiadores que enfrían el aceite, estos intercambiadores pueden ser aire-aceite, de forma que el calor del aceite se evacua a la atmósfera, o aguaaceite, de forma que el calor se transfiere al circuito cerrado de refrigeración con agua de la planta. Sistema de aceite de control: Cuando la válvula de regulación se acciona oleo hidráulicamente el conjunto de turbina va equipado con un grupo de presión para el circuito de aceite de control. Este, debe mantener la presión normalmente entre los 50 y los 200 bares de presión hidráulica. El sistema de control gobierna la válvula de salida del grupo, que hace llegar al aceite hasta la válvula de regulación de entrada de vapor con la presión adecuada.

Sistema de sellado de vapor: Las turbinas de vapor están equipadas con sellos de carbón, que se ajustan al eje, y/o con laberintos de vapor. Con esto se consigue evitar que el vapor salga a la atmósfera y disminuyan la eficiencia térmica de la turbina. Virador: El sistema virador consiste en un motor eléctrico o hidráulico (normalmente el segundo) que hace girar lentamente la turbina cuando no está en funcionamiento. Esto evita que el rotor se curve, debido a su propio peso o por expansión térmica, en parada. La velocidad de este sistema es muy baja (varios minutos para completar un giro completo de turbina), pero se vuelve esencial para asegurar la correcta rectitud del rotor. Si por alguna razón este sistema se detiene (avería del rotor, avería de la turbina, inspección interna con desmontaje) es necesario asegurar que, antes de arrancar, estará girando varias horas con el sistema virador. Compensador: Es el elemento de unión entre la salida de la turbina y el resto de la instalación (generalmente las tuberías que conducen al condensador o el propio condensador). Ya que la carcasa de la turbina sufre grandes cambios de temperatura, este elemento de unión es imprescindible para controlar y amortiguar el efecto de dilataciones y contracciones

Principios de funcionamiento En una caldera se obtiene el vapor haciendo hervir agua. El combustible para calentar el agua puede ser gas, petróleo, carbón o incluso uranio en las centrales nucleares. El vapor de agua producido es un vapor a mucha presión (alta presión) y con alta velocidad. Imagina una olla (caldera) y la salida de vapor por el agujero de la olla.

A través de unos tubos, llamado toberas, el vapor generado en la caldera se lleva hasta la turbina. Este vapor conducido por las toberas hasta la turbina, al llegar a la turbina golpea los álabes (paletas) y hace girar la turbina y su eje. El eje de la turbina se llama rotor.

Puedes ver las partes de la turbina de vapor en la imagen anterior. Como verás la caldera no forma parte de la turbina propiamente dicha, es un elemento externo a la turbina. A una fila de álabes se le llama carrete. Puedes observar que una turbina está formada por varios carretes y cada carrete tiene varios álabes. En definitiva la energía química del combustible utilizado para calentar el agua se transforma en energía cinética (movimiento rotación del eje). Esto último es muy importante, para que quede claro, por ejemplo, un agua líquida a 30ºC cuesta menos pasarla a vapor (100ºC) que si esta a 0º. Gastamos menos combustible en la caldera y por lo tanto tendremos mejor rendimiento.

En la figura vemos la máquina en circuito cerrado y su esquema. La bomba de abajo es una bomba necesaria para llevar el vapor condensado del condensador a la caldera. Si tiene 3 turbinas, se llaman respectivamente, turbina de alta, de media y

de baja presión. La primera será la que golpea el vapor en alta presión, la segunda turbina será golpeada con vapor a media presión y la última a baja presión. Esto mejora, de nuevo, el rendimiento de la máquina.

Sistema de regulación IV.1.- MÉTODOS DE REGULACIÓN DE LAS TURBINAS DE VAPOR Para poder adaptar la potencia de una turbina de velocidad constante a la demanda de una máquina receptora (alternador), se pueden utilizar algunos de los siguientes tipos de regulación: - Regulación por variación de la presión en la admisión, que se consigue mediante laminación en la válvula de admisión o variando la presión en la caldera, (regulación cualitativa). - Regulación por variación del número de toberas activas en la admisión sobre la primera corona, (regulación por admisión parcial o regulación cuantitativa). Si en un sistema de coordenadas (G, p0, pe) se toman como variables la presión de admisión p0 después de las válvulas de regulación, la presión de escape pe y el gasto másico G, la función f(G, p0, pe) = 0, viene representada por una superficie cónica de vértice O,

Regulación por variación de la presión mediante laminado en la válvula de admisión.- En este tipo de regulación, también llamada regulación cualitativa, el laminado se efectúa a entalpía constante; en el diagrama de Mollier, el punto A se desplaza hacia A’, Fig IV.11, y simultáneamente la caída de entalpía pasa de Δi a Δi’ el gasto másico pasa de G a G’ el rendimiento de η a η ’ ! " # $ # , obteniéndose la siguiente relación de presiones: Δp' Δp = G' Δi' η' G Δi η ; p0' pe p0 - pe = G' Δi' η' G Δi η Regulación por variación de la presión en la caldera.- Si la temperatura del vapor se mantiene constante, el punto A’ se desplaza sobre una isoterma y se obtiene una caída de entalpía Δi generalmente mayor que Δi’, tanto más, cuanto más elevada sea la presión inicial, observándose que para altas presiones y temperaturas de recalentamiento, el valor de Δi permanece sensiblemente constante para pequeñas variaciones de la carga. El punto que

representa el estado del vapor a la salida de la turbina se desplaza hacia las regiones de menor humedad; sin embargo, este tipo de regulación que parece mejor que el anterior, no se puede emplear generalmente en calderas de tipo clásico en las que la variación de presión se produce con un retardo exagerado, que además exige la unificación de una o varias calderas en un solo grupo; excepcionalmente se ha empleado en calderas tipo Benson. Regulación por admisión parcial, o regulación cuantitativa.- La caída isentrópica global permanece constante, Fig IV.13; la expansión AB representa la evolución en el primer escalonamiento y la expansión BC en el resto de la turbina a plena carga.

APLICACIONES, SELECCIÓN Y EVALUACIÓN Uno de los principales criterios que se deben manejar a la hora de seleccionar el tipo de turbina a utilizar en una central, es la velocidad específica (Ns) cuyo valor exacto se obtiene a partir de la siguiente ecuación:

ecuación 1 Donde: ne son revoluciones por minuto, N es la potencia del eje o potencia al freno y h es la altura neta o altura del salto. Estos son los valores para el rendimiento máximo. La velocidad específica Ns es el número de revoluciones que daría una turbina semejante a la que se trata de buscar y que entrega una potencia de un caballo, al ser instalada en un salto de altura unitaria. Esta velocidad específica, rige el estudio comparativo de la velocidad de las turbinas, y es la base para su clasificación. Se emplea en la elección de la turbina más adecuada, para un caudal y altura conocidos, en los anteproyectos de instalaciones hidráulicas, consiguiendo una normalización en la construcción de rodetes de turbinas. Los valores de esta velocidad específica para los actuales tipos de turbinas que hoy en día se construyen con mayor frecuencia (Pelton, Francis, Hélices y Kaplan) figuran en el siguiente cuadro: Velocidad específica Ns De 5 a 30 De 30 a 50 De 50 a 100

Tipo de Turbina Pelton con un inyector Pelton con varios inyectores Francis lenta

De 100 a 200 De 200 a 300 De 300 a 500 Más de 500

Francis normal Francis rápida Francis doble gemela rápida o express Kaplan o hélice

Tal como se mencionó anteriormente Ns sirve para clasificar las turbinas según su tipo. De hecho, Ns se podría denominar más bien característica, tipo o algún nombre similar, puesto que indica el tipo de turbina. Al analizar la ecuación 1 se comprueba que a grandes alturas, para una velocidad y una potencia de salida dadas, se requiere una máquina de velocidad específica baja como una rueda de impulso. En cambio, una turbina de flujo axial con una alta Ns, es la indicada para pequeñas alturas. Sin embargo, una turbina de impulso puede ser adecuada para una instalación de poca altura si el caudal (o la potencia requerida) es pequeño, pero, a menudo, en estas condiciones el tamaño necesario de la rueda de impulso llega a ser exagerado. Además, de esta ecuación se observa que la velocidad específica de una turbina depende del número de revoluciones por minuto; cantidad que tiene un límite, y además debe tenerse en cuenta que para cada altura o salto existe un cierto número de revoluciones con el que el rendimiento es máximo. También depende de la potencia N a desarrollar, función a su vez del caudal Q de que pueda disponer, y de la altura h del salto. Fijada la potencia y el caudal aprovechable, el valor de la velocidad específica indica el tipo de turbina más adecuado. Hasta el momento, las ruedas de impulso se han utilizado para alturas tan bajas como 50 pies cuando la capacidad es pequeña, pero es más frecuente que se utilicen para alturas mayores de 500 o 1.000 pies, pues normalmente operan con una economía máxima si la carga es mayor que 900 pies. La altura límite para turbinas Francis es cercana a 1.500 pies debido a la posibilidad de cavitación y a la dificultad para construir revestimientos con el fin de soportar altas presiones; pero por lo general, suelen alcanzarse cargas de 900 pies con este tipo de turbinas. Para cargas de menos de 100 pies suelen usarse turbinas de hélice.

La figura 1 ilustra los intervalos de aplicación de diversas turbinas hidráulicas. 10000

Carga (m)

100

Potencia (kW) 102 103 104 105 Figura 1 Intervalos de aplicación para turbinas hidráulicas. (Cortesía de Voith Hydro, Inc.) Eligiendo una velocidad alta de operación, y por tanto una turbina de velocidad específica elevada, se reducirán el tamaño del rodete y el coste inicial. Sin embargo, se produce alguna pérdida de rendimiento a velocidades específicas altas. Generalmente, es recomendable tener al menos dos turbinas en una instalación para que la central pueda seguir funcionando en el caso de que una de las turbinas esté fuera de servicio por una reparación o debido a una inspección, aunque la cantidad de turbinas disponibles dentro de una central también afecta la potencia establecida para las turbinas. La altura h está determinada principalmente por la topografía, y el flujo Q por la hidrología de la cuenca y las características del embalse o depósito. Por otra parte debe tenerse en cuenta que al seleccionar una turbina para una instalación dada, se debe verificar la inmunidad contra la cavitación. Realmente existe un número infinito de alternativas, lo que a su vez dificulta la toma de la decisión final sobre cuál turbina escoger; por esta razón se han señalado los siguientes conceptos para considerarlos durante el proceso de selección: v

La inmunidad frente a la cavitación: La siguiente figura permite determinar la altura máxima a la cual debe colocarse la turbina conociendo su velocidad específica, (que de antemano permite establecer el tipo de turbina).

Fig. 2 Límites recomendados de velocidad específica para turbinas a distintas alturas efectivas al nivel del mar siendo la temperatura del agua 80º F. (Según Moody)

v

Un rendimiento bastante elevado:

Fig. 3 Rendimiento máximo de la turbina y valores típicos de fe (factor de velocidad periférica), como funciones de la velocidad específica Es importante tener presente que las ruedas de impulso tienen velocidades específicas bajas; mientras que las turbinas Francis tienen valores medios de Ns, y las de hélice valores altos. En la figura 2 se muestran valores

típicos de máximo rendimiento y valores de fe para los distintos tipos de turbinas. Los valores de fe varían aproximadamente de la siguiente forma: Ruedas de impulso Turbinas Francis Turbinas de hélice v

0.43 – 0.48 0.7 – 0.8 1.4 – 2.0

Un tamaño no demasiado grande: conociendo la velocidad tangencial de la turbina, se puede establecer su tamaño. Por su parte la velocidad tangencial se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación: ecuación 2 Donde: u1 es la velocidad tangencial en un punto de la periferia del elemento rotativo; f es el factor de velocidad-periférica para turbinas.

v

v

La flexibilidad en la elección se consigue mediante la variación en el número de unidades (y por tanto la potencia al freno por unidad) y la velocidad de operación. La posibilidad de variar la elevación del eje también aporta algo de flexibilidad al proceso de selección.

Igualmente en la elección debe estudiarse además, la simplicidad de la instalación, costos (en los que se agregarán al de la turbina, los gastos de piezas, tuberías, camales, etc.), explotación y cuantas condiciones económicas deban considerarse en los diferentes casos que se presenten.

En ocasiones, una rutina de gran importancia dentro del proceso de selección de turbinas hidráulicas, es la comparación de éstas. Para comparar dos turbinas, se refieren a un salto cuya altura es la unidad (un metro), llamada salto típico, y cuyo caudal es la unidad (un metro cúbico por segundo). En este estudio comparativo de turbinas hay ciertas magnitudes referidas a ese salto típico denominadas características, constantes unitarias, de una turbina o valores específicos; características que, comparando las turbinas, son de suma aplicación práctica, ya que al indicar las condiciones de funcionamiento sometidas a la acción de un mismo salto, dan muy clara y aproximada idea del adecuado empleo en cada caso de los diferentes tipos de turbina utilizados actualmente para anteproyectos de instalaciones hidráulicas con estos tipos normales. Ø Número específico de revoluciones n1: Llamado también velocidad de rotación característica o unitaria o número de revoluciones característico o unitario, y es el número de revoluciones por minuto de una turbina, cuando la altura de salto fuese de un metro.

ecuación 3 Donde n es el número actual de revoluciones y h es la altura del salto. Ø Caudal específico Q1: Conocido también en el medio como caudal característico o unitario de la turbina, y es la cantidad de agua que pasaría por un rodete instalado en un salto de un metro de altura. ecuación 4 Donde Q es el caudal actual de la turbina y h es la altura del salto donde está instalada la misma. Ø Potencia específica, característica o unitaria: También llamada potencia característica o unitaria, y es la potencia que desarrollaría la turbina instalada en un salto de un metro de altura. ecuación 5 Donde N es la potencia actual de la turbina y h es la altura del salto donde está colocada. Finalmente vale la pena mencionar otras formas alternativas para calcular el valor de la velocidad específica, las cuales son: Según las expresiones para el número específico de revoluciones (ecuación 3) y para la potencia específica se puede expresar el valor de la velocidad específica (ecuación 5), dado por la ecuación 1, en la forma: ecuación 6 En función del número n1 específico de revoluciones y de la potencia N1 específica o unitaria. Además existiendo una relación constante entre el diámetro D1 del rodete y el caudal, se puede escribir por la ecuación 14 de la sección de turbinas semejantes:

ecuación 7 y análogamente para el diámetro D3 del tubo de aspiración, se tiene:

ecuación 8 Donde K es el grado de reacción de la turbina y cuyos valores de K1 y K2, determinados experimentalmente, están en el gráfico de la figura anterior, en función del número ns. Estos valores con la velocidad específica, constituyen las constantes características de una serie de rodetes de turbinas.

Figura 4. Relación entre el grado de reacción para dos turbinas y la velocidad específica

EVALUACIÓN Límites de la vida útil del rotor Hasta hace poco, los rotores de turbinas se consideraban máquinas imperecederas siempre que no fuese encontrado un daño aparente. En los últimos años, varios fabricantes de equipos originales han señalado que los rotores de turbina tienen un periodo de vida limitado. Los siguientes procesos pueden limitar el periodo de vida de los rotores de turbinas, e incluso pueden conducir a la destrucción completa del rotor:      

Ataque externo por corrosión o fricción Corrosión bajo tensión Fatiga térmica Fatiga por número alto de ciclos Deformación plastica. Pérdida de ductilidad Sulzer maximiza la vida útil operacional de sus rotores de turbinas. Ofrecemos:

  

Una amplia gama de servicios de mantenimiento personalizados para evitar fallas o la destrucción total de su rotor Servicio técnico y de ingeniería, incluyendo el análisis dinámico lateral y torsional del rotor, el análisis de elemento finito y el análisis modal Servicios de análisis y pruebas metalúrgicas realizadas en nuestros laboratorios

Evaluación de la vida útil del rotor La mayoría de los fabricantes de turbinas de gas industriales se basan actualmente en las horas equivalentes de operación (Equivalent Operating Hours, EOH) para determinar la vida útil restante de los rotores de turbina de gas. La vida útil de un rotor típico es de 100.000 a 150.000 EOH. Si las piezas del rotor se inspeccionan de manera oportuna, se puede conseguir una prolongación de aproximadamente 50.000 a 100.000 EOH. Efectos que limitan la vida útil Las temperaturas y tensiones elevadas, por si solas o en combinacion, pueden crear un efecto que limita la vida útil del equipo. Estos efectos pueden ser calculados y comprobados, y de esta manera se puede determinar la vida útil restante. Los procesos que limitan la vida útil progresan lentamente Muchos de estos procesos no afectan directamente las horas equivalentes de operacion (EOH), a menos que sea conocida su incidencia repetitiva en el tiempo. Las posibles causas de falla se deben interpretar con precaución:  

  



Ataque externo por corrosión/fricción: Esto es determinado por procesos físicos que pueden variar considerablemente. No hay relación fija con las EOH. Corrosión bajo tensión Este proceso depende de la corrosividad del medio ambiente y puede variar considerablemente en las turbinas de gas. No hay relación fija con las EOH. Fatiga térmica: Este proceso depende del número de arranques. La fatiga térmica, por sí sola, no tiene relación fija con las EOH. Fatiga por número elevado de ciclos: No hay relación fija con las EOH. Deformación permanente a largo plazo: Las temperaturas y niveles de tensión del metal se conocen y son más o menos constantes. Hay una relación con las OH (podrian ser aproximadas a las EOH). Pérdida de ductilidad: La degradación metalúrgica es dependiente del tiempo y la temperatura. Como las temperaturas del rotor son estables en operacion, hay una clara relación entre la pérdida progresiva de ductilidad y las EOH. Los rotores de acero de baja aleación presentan bajas temperaturas (de 350 °C a 400 °C, o de 600 °F a 750 °F). Por lo tanto, la deformación no es considerada un problema importante excepto en zonas locales con aumento de la temperatura y/o niveles de tensión, como en las indiciaciones en la raiz de los alabes. La corrosión por tensión solo se espera cuando hay una tensión estática presente muy elevada en un medio ambiente corrosivo.

La pérdida perdida de la resistencia a la elasticidad/rigidez y la deformación, son los únicos procesos que pueden limitar la vida útil de un rotor basado en sus EOH. Prolongar la vida útil del rotor Para prolongar la vida útil del rotor, se debe calcular cuidadosamente tanto la tension en estado de equilibrio (centrifugal), como los niveles de tension dinamicos (termomecánica). Para calcular el impacto de un defecto en la vida útil de un rotor, se necesitarán tanto los datos de la dureza de la aleación como un análisis mecánico de la fractura, con objeto de:    

Determinar el tamaño del daño de una fractura por tensión Identificar la velocidad de crecimiento de los defectos detectados Calcular el número de ciclos de crecimeinto de los defectos en una fracción del tamaño del mismo Verificar los resultados con el periodo de tiempo operativo esperado

Haga clic para acercar Reduccion de la Dureza Superficial Los aceros aleados presentan una transición de baja ductilidad a bajas temperaturas y a ductilidad mucho mayor a temperaturas elevadas. Esta temperatura de transición, denominada temperatura de transición de la aparición de la fractura (Fracture Appearance Transition Temperature, FATT), se produce depues de la aparición de la fractura en las probetas para ensayo Charpy. La temperatura de transición de la aparición de la fractura (Fracture Appearance Transition Temperature, FATT) en materiales nuevos es generalmente de 0 °C a 120 °C (32 °F a 250 °F). La aleación es frágil debajo de la FATT y dúctil por encima de la FATT. La reduccion de la dureza superficial es un fenómeno de los aceros aleados provocado por la migración de los elementos (estaño, antimonio, fósforo, arsénico) a los limites del grano. Los niveles elevados de estos elementos en el límite de los granos pueden cambiar el FATT a temperaturas mas elevadas. Ni los valores superiores ni inferiores de ductilidad son afectados por la reduccion de la dureza superficial; solo el cambio en la FATT (Fracture Appearance Transition Temperature) aumenta la ductilidad a una temperatura superior.

La sensibilidad a los cambios en la FATT también está determinada por el níquel y el cromo, elementos que no son la causa raíz de la variación. La presencia de cromo y níquel aumenta esta sensibilidad significativamente. Por definición, las aleaciones que contienen níquel tienen buena ductilidad. Sin embargo, sus propiedades pueden cambiar cuando se exponen a temperaturas elevadas.

Haga clic para acercar Consecuencias de la reduccion de la dureza superficial Cuando se conocen las propiedades de los materiales (especialmente la ductilidad y la dureza) y los niveles de tensión operacionales, se pueden calcular los tamaños aceptables del defecto. Hay dos criterios importantes:  

El tamaño crítico del defecto para la propagación inestable de la grieta (fractura) bajo ciertas condiciones de tensión Mínimo tamaño del defecto para su propagación en ciertas condiciones de tensión (los defectos más pequeños no aumentarán y son seguros) Lo ideal sería que las piezas no tengan defectos mas grandes que el tamaño mínimo del defecto para la propagación. Cuando se conocen la carga de tensión y el comportamiento del material, se puede determinar el comportamiento de propagación del defecto. En este caso, se puede aplicar un concepto de “vida segura” para evaluar la importancia de los defectos. “Vida segura” se utiliza muy comúnmente en ingeniería aeronáutica debido a la sensibilidad a la fatiga, especialmente en aleaciones de aluminio. Los rotores de turbina de gas no están diseñados con un concepto de “vida segura”. De este modo, los defectos deben mantenerse por debajo del tamaño mínimo de propagación. En la reduccion de la dureza superficial de los materiales, los criterios de aceptación para tamaños de defectos mínimos y críticos son considerablemente reducidos.



Las tasas de propagación del defecto no dependen mucho del estado de fragilidad.

 

Hasta aproximadamente 400 °C (750 °F), la tasa de propagación del defecto aumenta solo ligeramente cuando incrementa la temperatura del material. Las condiciones de propagación de la grieta en rotores y discos son peores durante la fase de calentamiento inicial, por ejemplo, a temperaturas del material relativamente bajas. Por lo tanto, las altas tasas de propagación del defecto a temperaturas elevadas son generalmente irrelevantes. Defectos en los rotores de turbina La mecánica de la fractura utiliza modelos simplificados para grietas y otros defectos. Los defectos pueden presentar una amplia variedad de formas y dimensiones. También pueden aparecer en grupo. Casi todas las tecnologías de inspección solo reportan “defectos de tamaño equivalente” de las indicaciones detectadas. Esto significa que las indicaciones parecen defectos con forma y dimensión estándar. El verdadero defecto por lo tanto, podría ser más grande o más pequeño, o más o menos peligrosos. Por tanto, es altamente recomendado utilizar amplios factores de seguridad para evaluar defectos tras la inspección de evaluación de vida útil inicial. Una vez detectados los defectos, su potencial crecimiento o estabilidad se pueden determinar durante las inspecciones futuras. Las inspecciones de seguimiento pueden utilizar esta información para reducir la incertidumbre acerca del significado de las indicaciones. Lo ideal sería que la primera inspección de un rotor de turbina se realizase cuando la vida útil especifacada del rotor estuviese entre el 50 y el 70%. Los informes de inspección se pueden utilizar como base fiable para evaluar la extensión de la vida útil.

PRINCIPIOS DE MANTENIMIENTO Plan de mantenimiento

El plan de mantenimiento está previsto para conocer el estado actual y la evolución futura de los equipos principales de la central, obteniendo la máxima información de cómo el funcionamiento afecta a la vida de la turbina, del generador y del transformador, con el objetivo de detectar cualquier anomalía antes de que origine un grave daño y una parada no programada. Este plan de mantenimiento, complementado con el ordinario, se ha convertido en una herramienta fiable para

asegurar la disponibilidad de los grupos. Básicamente consiste en la aplicación de las técnicas siguientes: 

Vibraciones y pulsaciones: Durante el funcionamiento de una central eléctrica el grupo turbina - generador

está sometido a la acción de diferentes fuerzas perturbadoras; el identificar y evaluar las vibraciones y pulsaciones presentes en la unidad, separando aquellas que son propias del funcionamiento de la misma, de aquellas otras que tienen su origen en el funcionamiento anómalo de alguno de sus elementos se realiza mediante el estudio y el análisis de dichas vibraciones y pulsaciones. El proceso de seguimiento y diagnóstico se realiza en las fases siguientes: Documentación: Se

incluye

el

espectro base como punto de partida para

determinar

la

aparición

de

problemas en el grupo, así como los planos y una hoja con los datos más significativos de la unidad. Conocimiento

de

la

máquina: Las

características

constructivas

y

de

funcionamiento determinan el tipo de posibles defectos y la vibración resultante de los mismos, lo cual hace necesario el conocimiento profundo de la máquina, de sus condiciones de funcionamiento y de los fenómenos asociados al mismo. Criterios de valoración: Una vez que un defecto ha sido localizado e identificado, se determina su grado de importancia; para la valoración se considera tanto el nivel como las características del mismo. El criterio para la evaluación se basa en la existencia de un banco de datos representativo así como en las medidas históricas de la unidad. Análisis de aceites: El análisis del aceite lubricante o del aceite de regulación complementa el diagnóstico mecánico del estado de la unidad, los análisis que se realizan sobre la muestra

del

determinaciones cinemática,

aceite

incluyen

de oxidación,

las

viscosidad acidez,

contenido en agua, aditivos y contenido en metales de desgaste y de contaminación.

El análisis de los resultados obtenidos de los ensayos realizados sobre una muestra del aceite, tomada según un procedimiento adecuado, sobre la base de la experiencia y la existencia de un banco de datos amplio y representativo, conduce al diagnóstico del estado del mismo, detectando la existencia o no de un defecto, identificando el mismo y evaluando su importancia. Descripción del funcionamiento La operación y control de una turbina se realiza por medio de un control electrónico que se divide en las siguientes partes: abastecimiento de energía (protecciones de sobrecarga y distribución), controles y señales de supervisión de la bomba de aceite, botones de modo operacional, controles de apagado de emergencia y válvulas de seguridad, controles manuales y conexiones de seguridad para la válvula esférica y válvulas principales, así como para freno de emergencia y apagado del generador, y comandos y señales del generador de las bombas de aceite.