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Boletín IIE, abril-junio del 2007

Análisis de la falla y malfuncionamiento de una turbina hidráulica de 15 MW Rafael García I. y Norberto Pérez R. Presenta un caso histórico del proceso de rehabilitación de tres turbinas hidráulicas con capacidad de 15 MW cada una, las cuales son empleadas en la generación eléctrica, principalmente para abastecer parte de la zona centro de la República Mexicana.

Resumen

S

e presenta un caso histórico del proceso de rehabilitación de tres turbinas hidráulicas con capacidad de 15 MW cada una. Dichas unidades son empleadas en la generación eléctrica, principalmente para abastecer parte de la zona centro de la República Mexicana. Las unidades turbogeneradores habían sido prácticamente destruidas por inundaciones catastróficas y sólo parte del equipo fue rescatado y rehabilitado para su operación. Una de las tres turbinas presentó graves problemas de funcionamiento, impidiendo su operación confiable, lo cual se manifestaba mediante vibraciones mecánicas excesivas y calentamiento en zona de chumaceras. En este artículo se presenta el diagnóstico de las posibles causas de falla y las acciones correctivas tomadas. Se observan problemas fuertes de desalineamiento del rotor respecto a sus chumaceras y al caracol de la turbina. Además, durante la inspección del rodete de la turbina y de las chumaceras se observa que han existido rozamientos importantes, los cuales incrementaron las vibraciones. Se muestra que dichos rozamientos no son la causa del problema sino sólo una manifestación del mismo. Finalmente se presentan algunas conclusiones del problema y su solución.

Introducción La generación de energía eléctrica puede realizarse de diversas formas, siendo una de ellas mediante el flujo de corrientes de agua en zonas donde existe tal líquido de manera abundante. Normalmente, las centrales hidroeléctricas requieren de poco mantenimiento, al menos comparadas con otras centrales de generación y la contaminación es nula (Frey y Bättig, 1995). Las turbinas hidráulicas llegan a operar durante períodos largos sin problemas importantes. Sin embargo, en ocasiones puede haber problemas difíciles de resolver, sobre todo en casos de rehabilitación de unidades generadoras, cuyos componentes han envejecido o quizás han sido reparados inadecuadamente (P. Caplen, 2003; M. Sallaberger et al., 2002; M. Sallaberger et al., 2001).

Antecedentes Hace algunos años, una central hidroeléctrica perteneciente a un importante complejo hidroeléctrico del país, sufrió severos daños debido a deslaves e inundaciones en la zona, lo que resultó en una pérdida casi total de las instalaciones. Recientemente se llevó a cabo la rehabilitación de toda la central, mediante la indemnización de la

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Figura 1. Colocación del rotor del generador ­eléctrico en una de las unidades.

compañía aseguradora. Con estos fondos se asignó el proyecto de rehabilitación a una empresa importante en el sector de energía y la supervisión técnica de las obras al Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE), tanto de la casa de máquinas como de la subestación eléctrica, así como de las obras asociadas que resultaran.

Rehabilitación de las máquinas Durante la inspección de la central se observó que la mayor parte del equipo como generadores eléctricos, rodetes de turbinas, equipo de control, etc. debía ser reemplazado y sólo algunos equipos como caracoles de turbinas y algunas válvulas, así como instalaciones podían ser reutilizados. Parte de las obras de rehabilitación se muestra en la Fig. 1 y la Fig. 2. Figura 2. Colocación de los álabes directrices en una de las unidades.

Una vez ensamblada la unidad, se procedió a realizar todas las pruebas correspondientes a los protocolos de entrega, incluyendo las del equipo de control y de rodado, entre otras. Durante las pruebas de rodado se identificaron problemas de alta vibración, sobre todo en la chumacera del lado de la turbina. principalmente existían vibraciones laterales y acopladas con axiales. Adicional a esto, existía un incremento de la temperatura de la misma chumacera en los tejuelos de empuje axial. Esto era controlado a veces por la apertura de una válvula de compensación de presiones en el rodete. Sin embargo, no siempre era posible controlar tal aumento de temperatura, por lo que se sospechaba que la fuente del problema era otro. Debido a esta situación, la turbina fue abierta en varias ocasiones para inspección y posteriormente reensamblada. Figura 3. Daño por desprendimiento de capas en la superficie de las paletas directrices.

Daños observados en la unidad durante su desensamble Después de realizadas las pruebas de rodado en la turbina hidráulica, se encontraron los siguientes daños: 1. Daño por desgaste o desprendimiento de material en álabes fijos directrices. Dicho desprendimiento de material ocurrió en la superficie de 10 paletas, de un total de 16. Se observa apertura de los álabes directrices de hasta 0.234 pulgadas (Fig. 3 y Fig. 4). 2. Desgaste de la chumacera-estopero, provocando el desvanecimiento de los canales del babbit (Fig. 5). 3. Daño por desgaste o rozamiento en anillos de desgaste, tanto en el rodete como en las tapas del lado del generador y de la descarga (Fig. 8 a Fig. 12). En la chumacera-estopero, la cual sirve de sello hidráulico, existió rozamiento suficiente para desbastar la superficie y bloquear los canales por desvanecimiento de los mismos (Fig. 5). Estos daños fueron reparados mediante fundición del babbit y recuperación de dimensiones originales (Fig. 6). En los anillos de desgaste fijos (en caracol) y móviles (en rodete) se encontraron daños por rozamiento importantes.

Figura 4. Se observa apertura de los álabes ­directrices de la U-2, permitiendo el paso de agua al interior del rodete.

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Figura 5. Presencia de desgaste en el babbit del ­estopero de la turbina de la U-2.

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Figura 6. Limpieza, pulido y rehabilitación del e­ stopero de la turbina de la U-2. Nótese que ahora las dimensiones son diferentes a las originales.

En el rodete: Desgaste o rozamiento en el anillo de desgaste denominado “A”, el cual está en el lado del generador. Desgaste o rozamiento en el anillo de desgaste denominado “B”, el cual se encuentra en el lado de la descarga (Fig. 7 a Fig. 9). Figura 7. Fotografía del rodete montado que ­muestra la identificación de los anillos de desgaste.

En el estator: Desgaste o rozamiento en el anillo de desgaste denominado “AA”, el cual está en la tapa fija del lado del generador (Fig. 10). Desgaste o rozamiento en el anillo de desgaste denominado “BB”, el cual se encuentra en la tapa fija del lado de la descarga. Adicionalmente se encontró desgaste por rozamiento en el anillo de bronce del codo de descarga y la parte correspondiente del rodete de la turbina (Fig. 11 y Fig. 12). Las vibraciones de la máquina se incrementaron mucho durante los eventos de rozamientos, sin embargo, dichos rozamientos en realidad eran la manifestación de un problema distinto y no precisamente el problema en sí.

Figura 8. Esquema de las zonas desgastadas en el rodete de la U-2.

Figura 9. Rodete desmontado, obsérvense las z­ onas de rozamiento en los anillos de desgaste “A” y “B”.

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Figura 10. Presencia de rozamiento en el anillo fijo “AA” de la tapa de álabes distribuidores, lado generador.

Figura 11. Daño encontrado por rozamiento en el anillo de bronce del codo de descarga.

Figura 12. Daño encontrado por rozamiento en el rodete de la turbina correspondiente al anillo de bronce.

Vibraciones de la turbina durante el funcionamiento En la unidad generadora se tienen montados dos sensores de vibración, los cuales monitorean valores RMS de la velocidad de ­vibración. Éstos se encuentran ubicados en posición horizontal en los pedestales de cada chumacera y son de tipo no contacto. Los valores programados de vibración son 0.2 ips para alarma y 0.3 ips para disparo de la unidad (ips=pulgada por segundo). Estos valores están ligeramente arriba de los admitidos por las normas internacionales (Norma ISO 7919-5; Norma ISO 10816-5), sin embargo, son valores aceptables de acuerdo al fabricante.

Durante las pruebas de rodado de la turbina se observó que la vibración era realmente mayor que las admisibles, incrementándose gradualmente mientras transcurrían las horas. Además de esto, la temperatura de la chumacera lado turbina aumentaba, obteniendo diferencias de hasta 20ºC entre ambos extremos de la misma (en la dirección axial). Adicionalmente al equipo de medición de vibraciones permanente de la unidad, se montó uno portátil marca IRD Mechanalysis, con el fin de obtener diagramas de espectros para diagnosticar el problema. La Fig. 13 muestra las señales de vibración obtenidas en el dominio de la frecuencia (espectros obtenidos mediante Transformada Rápida de Fourier, FFT). Obsérvese la presencia muy clara de 3 componentes de vibración: 1X, 3X y 6X y ligeramente 2X (armónicos de la frecuencia de giro de la turbina, la cual es de 600 rpm). Esto indicaba varios posibles fenómenos: • cierto desbalance residual, el cual era pequeño. Figura 13. Espectro de vibraciones en la ­chumacera lado turbina en dirección vertical, ­ durante las • desalineamiento posible dado que las componentes 2X y sobre ­pruebas de rodado. todo 3X a veces eran mayores a la 1X y con comportamiento estable. • flojedad mecánica indicada principalmente por la presencia de componentes armónicos de vibración radial superiores, como 3X y 6X.

Acciones correctivas Alineación Una vez que se montó el conjunto del generador y la turbina, se realizaron las mediciones de alineación del equipo. Entonces se procedió a realizar la alineación del generador mediante calzas o lainas delgadas, tanto en la dirección radial como axial. En las siguientes secciones se reportan dichas mediciones, tanto antes como después de la alineación.

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Alineación del eje sin rodete de la turbina

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Figura 14. Forma de medir la excentricidad y los valores resultados de la medición.

Se verificó la excentricidad del muñón del rotor del generador de la unidad, con el propósito de verificar si existía flexión en la flecha del rotor, ocasionada por un golpe que sufrió durante las maniobras de embarque. La Fig. 14 muestra el esquema de la forma en que se midió la excentricidad del rotor y los valores obtenidos. De acuerdo con los valores reportados, el fabricante indicó que la flecha tiene cierta excentricidad cuyo valor es de 0.003”, sin embargo, dicho valor registrado estaba dentro de las tolerancias permisibles. De acuerdo con la Fig. 14, la máxima deflexión por pandeo de la flecha ocurrió entre los 180° y 270°, esto desde el punto de vista estático. Después de la medición de la deflexión estática medida, se alineó el conjunto rotor-estator de la turbina sin el rodete (menos peso en el extremo). La forma en que se realizaron estas operaciones se presenta en la Fig. 15 y la Fig. 16. Figura 15. Lecturas de los valores de alineamiento del rotor respecto a anillos fijos en el caracol.

Figura 16. Colocación de lainas para alinear el r­ otor con las chumaceras y el caracol.

Alineación con rodete de la turbina Se procedió entonces a colocar el rodete de la turbina en su extremo, lo cual introduce un peso importante, aumentando la deflexión estática. Los valores de los claros medidos entre el rodete de la turbina y el anillo fijo una vez realizados todos los aprietes correspondientes, se muestran en la Fig. 17. Figura 17. a) Claros (luces) finales, después de haberse realizado el apriete de los tornillos en la base de la excitatriz, b) Después de haber rotado la flecha 180°.

a)

b)

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Recuperación de claros de diseño entre rodete y anillos de desgaste Debido a que los claros radiales máximos obtenidos fueron relativamente grandes (casi 1 mm de acuerdo a la Fig. 17), se procedió a aumentar dimensiones al rodete Francis mediante soldadura, para posteriormente maquinarlo hasta obtener un claro de 0.5 mm, el cual corresponde al valor de diseño. Una vez montado el rodete en el rotor y alineado con los anillos de desgaste ubicados en el caracol, se observó que el nivel de vibraciones disminuyó notablemente, hasta niveles bastante inferiores a 0.2 pulg/s RMS, los cuales corresponden al valor de alarma en el programa de control.

Reparación de la chumacera Adicionalmente a los trabajos de alineamiento de la flecha se reparó la chumacera del lado de la turbina, ya que había sido encontrada cierta holgura entre el pedestal y los anillos de la chumacera en su parte esférica. Se recuperaron las dimensiones originales reduciendo al máximo dicha holgura y disminuyendo considerablemente el nivel de las vibraciones por solturas mecánicas. Además, el valor de la temperatura en los tejuelos o segmentos de soporte axial disminuyó al nivel normal de aproximadamente 52ºC.

Discusión de resultados De acuerdo a lo presentado anteriormente, se pueden obtener los siguientes resultados a manera de hipótesis: Existen 3 zonas principales donde ocurrió desgaste por rozamiento: a) en la chumaceraestopero, b) en el conjunto del anillo móvil “A” – anillo fijo “AA”, y c) en el conjunto del anillo móvil “B” – anillo fijo “BB”. El desgaste en el estopero fue relativamente grande, es decir, suficiente para desvanecer los conductos o venas de la superficie. Esto se debe en parte, a que el material de construcción de la superficie es babbit, el cual es blando. Sin embargo, el muñón del eje en esa zona es de acero y no presentó desgaste alguno aparente. El análisis de la falla es en realidad complejo, pero podría considerarse que el pandeo o doblado de la flecha en el extremo (lado rodete) de 0.003” puede ser aceptable desde el punto de vista estático, pero desde el punto de vista dinámico la situación es diferente. Cuando el rotor está girando se generan fuerzas centrífugas, las cuales dependen de la excentricidad del rotor, de la velocidad de giro y de la masa y en este caso del rodete. Una vez girando el rotor, se aumenta el valor de la deflexión estática con la deflexión dinámica, debido al desbalance. Esto genera una vibración representada por el desplazamiento radial de la flecha. Si dicho valor supera el valor de los claros, entonces se produce el rozamiento (claros originalmente de 0.5mm por diseño, pero actualmente de 0.81 a 0.99mm). Dicho rozamiento inicial puede provocar una excitación externa al rotor, aumentando aún más la vibración, hasta hacer vibrar todo el rodete en todas direcciones, tal como se observa en los anillos.

Conclusiones Al parecer existió una mala alineación, principalmente en la dirección radial (centrado) y posiblemente en la dirección axial. Adicionalmente, se observó la oxidación en las caras de la tapa fija al lado de los álabes directrices, lo cual indica el uso de un acero con poca resistencia a la oxidación. Se concluye que dicho acero no es inoxidable, tal como se requiere para las aplicaciones en turbinas hidráulicas, o por lo menos no tiene el recubrimiento adecuado.

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Finalmente es importante resaltar que los trabajos realizados, consistieron exclusivamente en la reparación y rehabilitación de las turbinas. Sin embargo, dado que se trata de unidades de más de 80 años es posible considerar la repotenciación, lo cual representaría un reto de innovación importante, requiriendo del uso de programas de cómputo especializados modernos.

Bibliografía Frey M. and Bättig R. Special design considerations for a replacement Francis Turbine, International Journal on Hydropower and Dams, vol. 2 num. 2 Mar. 1995, pp. 26-30. P. Caplen, Francis turbines resurrected after 44 dormant years, Hydropower and Dams, Issue One 2003. M. Sallaberger et al, Design and manufacture of Francis runners for rehabilitation projects, International Journal on Hydropower and Dams, vol. 9 num. 1, 2002, pp. 90-95. M Sallaberger et al, Accelerated design procedure for Francis runners in rehabilitation projects, International Journal on Hydropower and Dams, vol. 8, num. 1, 2001, pp. 87-92. Norma ISO 7919-5 Mechanical vibration of non-reciprocating machines. Measurements on rotating shafts and evaluation criteria. Norma ISO 10816-5 Mechanical vibration – Evaluation of machine vibration by measurements of non-rotating parts – Part 5 Machine sets in hydraulic power generating and pumping plants. Rafael García Illescas Ingeniero Mecánico, egresado del Instituto Tecnológico de Orizaba en 1993, con mención honorífica. Cuenta con el grado de Maestro en Ciencias de la Ingeniería Mecánica por la Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica (ESIME), del Instituto Politécnico Nacional (IPN), donde también obtuvo mención honorífica en 2001. Obtuvo el premio nacional en los certámenes nacionales de tesis en nivel maestría, organizados por la CFE, el IIE y el IEEE en 2002. Se ha especializado en el análisis estructural de elementos mecánicos y en el rediseño de componentes de turbinas. Desde 1994 a la fecha, labora como investigador en el Instituto de Investigaciones Eléctricas, dentro de la Gerencia de Turbomaquinaria, en donde también ha sido jefe de proyecto. Su línea de investigación es el análisis del comportamiento y extensión de vida útil de turbinas de vapor, gas y compresores, análisis estructural, transferencia de calor, fatiga y mecánica de la fractura, estimación de vida útil de componentes y dinámica de rotores fracturados. También ha sido profesor de la Universidad Autónoma del Estado de Morelos, en la Facultad de Ciencias Químicas e Ingeniería y Centro de Investigación en Ingeniería y Ciencias Aplicadas, de la Universidad Cuauhnáhuac y de la Universidad Tecnológica Emiliano Zapata. Es miembro de la Academia Mexicana de Ciencia de Materiales – Sección Mecánica de la Fractura y de la Sociedad Mexicana de Ingenieros Mecánicos (SOMIM). Es autor y coautor de casi 50 artículos técnicos, presentados en congresos a nivel nacional e internacional y en revistas. [email protected] Norberto Pérez Rodríguez En 1988 se graduó como Ingeniero Electromecánico en el Instituto Tecnológico de Minatitlán. En 1989 ingresó al Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) como becario de Tesis-Licenciatura, desarrollando la tesis “Diagnóstico de fallas en motores trifásicos de inducción, bajo el análisis espectral de vibraciones y de las corrientes de fases”. En 1992 realizó sus estudios de maestría en Ingeniería Mecánica, opción Diseño, en el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM), Campus Monterrey, realizando la tesis “Balanceo dinámico de rotores rígidos, aplicando excitación estable para el cálculo de coeficientes de influencia”. Desde 1991 labora en el Instituto de Investigaciones Eléctricas, participando en proyectos enfocados a la evaluación del estado operacional de turbogeneradores de la CFE, involucrando actividades específicas en las áreas de la dinámica de rotores y diagnóstico de fallas mediante el estudio del comportamiento estructural de componentes. Ha desarrollado dos sistemas expertos: Uno, el sistema Motores para la identificación de fallas en motores eléctricos de inducción, el cual fue implementado en la CTE de Manzanillo I. El otro es el sistema “Entalpi I”, que se utiliza para evaluar la eficiencia de turbinas de vapor. Actualmente realiza actividades relacionadas con la estimación de vida residual, análisis, diagnóstico y asistencia técnica para recuperar la eficiencia de turbinas. [email protected]