CAPITULO II PLANTEAMIENTO DEL TEMA UNIVERSIDAD VERACRUZANA FACULTAD DE INGENIERIA MECANICA ELECTRICA "INSPECCION DE INTEGRIDAD PARA TURBINAS DE VAPOR EN CENTRALES TERMOELECTRICAS" TESINA QUE PARA OBTENER EL TITULO DE: INGENIERO MECANICO ELECTRICISTA PRESENTAN: JUAN LOPEZ DEL ANGEL CARLOS FRANCISCO RUIZ REYES DIRECTOR DE TRABAJO RECEPCIONAL ING. CESAR IGNACIO VALENCIA GUTIERREZ POZA RICA VER 2002 6 CAPITULO II PLANTEAMIENTO DEL TEMA 6 CAPITULO II PLANTEAMIENTO DEL TEMA 6 CAPITULO II PLANTEAMIENTO DEL TEMA DEDICATORIAS GRACIAS A DIOS Por la fortaleza y guía proporcionada para cumplir una etapa más en mi vida profesional. A mi madre: Sra. Georgina del Angel Mendiola Ya que con su confianza, fe y apoyo en todo momento me impulsaron a seguir. Dios te bendiga. A mi padre : Sr. Juan López Cordova Por no faltar a la familia cuando en vida, QEPD A mis hermanos : Julio Alberto y Jesús Arturo López del Angel Por seguir un camino recto y dar solidez a la familia. A mi asesor de tesina: Ing. Cesar I. Valencia Gutiérrez Por su orientación y enseñanza para la realización de este trabajo. A la facultad y catedráticos Por las enseñanzas adquiridas para la formación profesional. A mis tíos y A todos aquellos que de una u otra forma me apoyaron para la realización de esta meta. Mi compromiso por seguir dando el mayor esfuerzo posible en todas las cosas que realice Juan López Del Angel 6 CAPITULO II PLANTEAMIENTO DEL TEMA INDICE Introducción ……………… 1 ……………… ……………… ……………… ……………… 2 3 4 5 ……………… ……………… 6 8 ……………… ……………… ……………… ……………… 15 15 15 20 ……………… ……………… ……………… ……………… 22 26 26 27 ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… 29 32 33 33 37 ……………… 39 ……………… 40 ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… 41 42 44 47 48 48 ……………… 49 ……………… ……………… ……………… 50 51 52 CAPÍTULO I Justificación Naturaleza, sentido y alcance de trabajo Enunciación del tema Explicación de la estructura de trabajo CAPÍTULO II 1.0 1.0.1 1.0.2 1.0.3 1.0.4 1.1 1.1.1 1.1.2 1.2 1.2.1 1.2.2 1.2.3 1.2.4 1.2.5 1.2.6 1.3 1.3.1 1.3.2 1.3.3 1.3.4 1.3.5 2.0 2.1 2.1.1 2.1.2 Planteamiento del tema de trabajo Marco contextual Marco teórico Principios de funcionamiento Partes principales Clasificación de las turbinas de vapor Participación de la turbina de vapor en la central termoeléctrica Elementos auxiliares Panorama general Las etapas de las turbinas de vapor Construcción de una sola válvula contra válvulas múltiples Tipos y controles Recta sin condensación Sin condensación con extracción automática De condensación con extracción automática Consideraciones básicas sobre el control de vapor Controles para las turbinas de condensación con extracción automática Turbinas de transmisión con engranes y de accionamiento directo Turbinas de reacción y de acción Eficiencia Diseño Empuje axial Mantenimiento Características de diseño de las turbinas modernas de reacción Análisis de fallas en turbinas de vapor, confiabilidad y disponibilidad de los turbogeneradores Causas principales de paradas forzadas Paradas diferidas Paradas planeadas 7 CAPITULO II 2.1.3 2.1.4 2.1.5 2.1.6 2.1.7 2.2 2.2.1 2.2.2 2.2.3 2.2.4 3.0 3.1 3.1.2 3.1.3 3.1.4 3.2 3.3 3.3.1 3.3.2 3.3.3 3.3.4 3.3.5 3.3.6 3.3.7 3.3.8 3.3.9 PLANTEAMIENTO DEL TEMA El efecto de la pureza del vapor y condiciones del mismo en el funcionamiento de las turbinas de vapor Principales efectos de los contaminantes Fuentes contaminantes Ingestión de agua Sistemas de lubricación Condiciones anormales de funcionamiento. Funcionamiento de la turbina a una frecuencia que no sea la nominal Alta presión de escape ……………… 53 ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… 54 56 61 65 67 ……………… 69 Alta temperatura de escape Condiciones anormales en la admisión Calentadores fuera de servicio Inspección de integridad Recomendaciones para un programa efectivo de inspección Niveles de inspección Límites Uso de los instrumentos de la central Partidas de inspección Renglones de mantenimiento Dispositivos de protección y pruebas operacionales Válvulas de cierre Cascos Diafragmas Tobera plana Rotor Dispositivos reguladores Control electro hidráulico Mantenimiento durante operación Análisis críticos de los diferentes enfoques ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… 71 71 72 73 73 ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… 74 74 76 76 80 80 ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… ……………… 83 84 85 86 86 88 90 91 95 ……………… ……………… 97 98 CAPÍTULO III Conclusiones Bibliografía 8 INTRODUCCIÓN INTRODUCCIÓN Las turbinas de vapor hoy día se diseñan con mayor grado de confiabilidad y adaptabilidad, con ellas se sigue el mantenimiento adecuado, periódico y programado en las mejores condiciones; ya que de lo contrario se tendrán fallas inesperadas. Dentro de las causas principales de paradas de las turbinas de vapor se consideran las paradas forzadas, las paradas diferidas y paradas planeadas. Es evidentemente necesario tener un mayor conocimiento de las fallas, de los posibles efectos adversos y de la naturaleza de las soluciones a los problemas; esto se logra con la inspección de integridad. El registro de las fallas en las turbinas de vapor a través del tiempo es una estadística para evaluar el comportamiento y asegurar cada vez con mayor certeza la solución a la falla que se puede originar. Con la finalidad de mejorar la confiabilidad y asegurar la disponibilidad de la turbina de vapor y hacer más eficiente la planta de generación, se diseñan evaluaciones a las máquinas para que estás operen en excelentes condiciones. 1 INTRODUCCIÓN CAPITULO I 1 CAPÍTULO I JUSTIFICACIÓN JUSTIFICACION El acelerado crecimiento demográfico en México, ha incrementado la demanda de energía eléctrica, ya que se exige cada vez más suministro de energía necesaria para la forma de vida moderna. De éste modo surge la necesidad de construcción de un mayor número de plantas generadoras, lo cual resulta muy costoso y requiere de mucho tiempo para su construcción. Las plantas de generación de energía eléctrica, no siempre se encuentran trabajando al 100% de su capacidad, y entre otras razones, esto se debe a las fallas que presentan sus componentes; tal es el caso de las turbinas de vapor. Si las fallas no son detectadas a tiempo, esto ocasionara las salidas forzadas de las unidades y por ello se vera afectado e interrumpido el Sistema Eléctrico Nacional y por lo tanto las industrias y población. Las fallas, paros forzados o cualquier condición anormal de funcionamiento en las turbinas de vapor, pueden evitarse por medio de inspecciones a las máquinas. Para detectar éstas fallas es necesario realizar una inspección integral en las turbinas de vapor, lo cual permite identificar la vida útil del material de sus componentes y con esto programar la sustitución de éstos materiales en programas de mantenimiento preventivo, y de ésta forma garantizar el suministro de energía dentro del Sistema Eléctrico Nacional. 2 CAPÍTULO I NATURALEZA, SENTIDO Y ALCANCE DEL TRABAJO NATURALEZA, SENTIDO Y ALCANCE DEL TRABAJO El mercado de la electricidad en el mundo esta de cara a la competencia global causada por la privatización y la desregulación, de éste modo cada productor de energía debe tener plantas eléctricas competitivas para darse abasto en el suministro energético del país. Las plantas generadoras nacionales han sido operadas por más de 10 años y es muy probable que el deterioro de cada componente por envejecimiento proceda gradualmente. Para evitar éstos problemas por adelantado, es importante establecer la estrategia de mantenimiento y mantener la confiabilidad y disponibilidad de las plantas termoeléctricas. La inspección de integridad a la turbina de vapor forma parte del mantenimiento a plantas generadoras, éstas se realizan en diferentes periodos, conforme a recomendaciones del fabricante, cuando ocurren fallas internas y externas, con el propósito que las turbinas de vapor se encuentren en excelentes condiciones de operación y así contribuir a la confiabilidad y disponibilidad de la planta generadora para suministrar la energía eléctrica necesaria. El propósito de éste trabajo es el desarrollar la inspección de integridad de las turbinas de vapor de centrales termoeléctricas para conocer los procesos referentes a dicha inspección y mantener las centrales de generación en condiciones óptimas para su operación y en poder garantizar el buen funcionamiento y evitar las salidas forzadas a reparaciones y suspender el suministro de energía eléctrica a la población y a la industria. 3 CAPÍTULO I ENUNCIACIÓN DEL TEMA ENUNCIACIÓN DEL TEMA La inspección de integridad a turbinas de vapor es un proceso que permite identificar las condiciones en las que se encuentra un equipo y sus componentes. Para la realización de ésta inspección es necesario tener en cuenta que el equipo y sus componentes deben encontrarse a temperatura ambiente. Uno de los problemas que se presentan para realizar la inspección es la gran demanda de energía en la industria y la población en general, ya que esto ocasiona la no interrupción de operación durante un tiempo prolongado, dificultando así la aplicación de la inspección de integridad. Al no contar con suficientes plantas de generación de energía no se puede programar salidas a mantenimiento de éstos equipos y por ello no se puede llevar a cabo las evaluaciones para conocer el estado actual de sus componentes. Aunado a esto las plantas de energía eléctrica han estado en operación por un largo plazo, contribuyendo así al deterioro por envejecimiento, al deterioro del material y al deterioro de comportamiento y al no existir una inspección de integridad ocurrirán accidentes en el equipo llegando así a un paro inesperado de la central termoeléctrica, acarreando esto la pérdida de generación de energía, costo adicional por reparación y distribución de la disponibilidad. 4 CAPÍTULO I EXPLICACIÓN DE LA ESTRUCTURA DEL TRABAJO EXPLICACIÓN DE LA ESTRUCTURA DEL TRABAJO La gran demanda de energía que se ha necesitado día a día lleva a la necesidad de instalar en las nuevas plantas generadoras turbinas de vapor cada vez más eficientes, ofreciendo confiabilidad y adaptabilidad. En donde quiera que se mire, se están incorporando avances tecnológicos en las turbinas modernas de vapor; a través de planeación, se han creado: máquinas de diferentes tamaños, escapes de flujos múltiples, los cojinetes de alta velocidad, los álabes más altos de la última etapa, el mecanismo de distribución por válvulas accionadas por levas y sus controles, así como otros sistemas de control muy complicados. Aún con todos estos avances el mantenimiento adecuado sigue siendo un factor muy importante para el buen funcionamiento. Para su desarrollo, este trabajo se estructura en tres capítulos y su introducción. En el capítulo I, se tiene la justificación del trabajo, su naturaleza, sentido y su alcance, también la enunciación del tema. Para el capítulo II, se tiene el desarrollo del tema, realizamos el planteamiento de la investigación, se menciona el marco contextual, así como el marco teórico y el análisis crítico de los diferentes enfoques. Para el capítulo III, se abordan todas las conclusiones obtenidas en la investigación. Además, se menciona la bibliografía consultada. 5 CAPÍTULO I I PLANTEAMIENTO DEL TEMA CAPITULO II 6 CAPÍTULO I I PLANTEAMIENTO DEL TEMA PLANTEAMIENTO DEL TEMA La generación de energía eléctrica es de mucha importancia para el desarrollo del país, la industria eléctrica constituye una infraestructura obligada para el desarrollo industrial en general y para el desarrollo social. Las centrales termoeléctricas por su número y capacidad son muy importantes en el sistema eléctrico del país, todo el equipo de una central termoeléctrica es importante, pero de acuerdo a su participación directa en la obtención del objetivo, así como por su tamaño y costo se clasifica a los siguientes equipos como principales: Generador de vapor Turbina de vapor Generador eléctrico El presente trabajo se dirige a la inspección de integridad de la turbina de vapor. Debido a ésta importancia del equipo de una central termoeléctrica, es necesario prevenir cualquier falla en la turbina de vapor, ya que, junto con las otras, es de vital importancia para la continua operación de la misma. Actualmente, en la capacidad de generación de energía eléctrica se tienen las siguientes divisiones: Turbinas de vapor ____________ 1300 Mw Turbinas de gas ____________ 150 Mw Turbinas hidráulicas ____________ 700Mw Motor diesel ____________ 60Mw Puede observarse la importancia que tienen las turbinas de vapor en el ámbito de la generación eléctrica, por ello conocer su estado y mantener su operación se hace de capital importancia. Actualmente se cuenta con mucha buena información clasificada y preciada para conocer los problemas y fallas bajo operación de las turbinas de vapor, y además de conocer el tipo de mantenimiento aplicable (preventivo y correctivo). 6 CAPÍTULO I I PLANTEAMIENTO DEL TEMA Con éste cúmulo de información se logran analizar las causas de las fallas de turbina, logrando así elaborar, distribuir y establecer recomendaciones adecuadas que prolongan la vida útil de las centrales de generación, así como su disponibilidad. En base a la información recabada, los análisis de fallas y las recomendaciones establecidas surge una nueva estrategia para alcanzar mayor tiempo de vida útil, menores paros de operación y mayor disposición de la central generadora, dicha estrategia es la "inspección de integridad" ¿Cómo se realiza la inspección de integridad? ¿Cuáles son las partes involucradas dentro de la turbina para realizar la inspección? ¿Qué fallas pueden presentarse en la turbina de vapor? Estas y otras cuestiones serán aclaradas y explicadas en el desarrollo del presente trabajo, tratando de exponerlo en una forma práctica y sencilla. 7 CAPITULO II MARCO CONTEXTUAL MARCO CONTEXTUAL La energía eléctrica se produce fundamentalmente mediante el uso de turbinas de vapor, turbinas de gas, turbinas hidráulicas, motores diesel, etc. La turbina de vapor permite alcanzar la mayor capacidad de generación. Debe quedar claro que éste empleo no es el único de las turbinas de vapor, también existen aplicaciones en donde una planta de proceso tiene necesidad de grandes cantidades de calor, las industrias petroquímicas y otras. Actualmente en la producción de energía eléctrica se encuentran turbinas con capacidad hasta de 1300 Mw en una instalación, la necesidad de energía eléctrica en México es de aproximadamente 30 000 Mw y se espera un estancamiento en 36 000Mw, si existe más control demográfico. En la potencia total de una red de un país cualquiera, se requiere que no exista una dependencia total de las turbinas de vapor no mayor al 50% de la máxima capacidad. Las ventajas de las turbinas de vapor son su alta potencia y su excelente realización dentro del ciclo Clousus-Rankine. Así mismo, pueden operara a altas r.p.m. y la instalación puede ser pequeña. Además de que la potencia de la turbina puede ser muy regulada, lo que es positivo cuando se utiliza para accionar equipos mecánicos. Al hablar de una turbina de vapor, se presentan en general de una turbina con fluido agua-vapor, que en comparación con otros fluidos ( por ejemplo: mercurio, amoniaco o fluidos frío-criogénicos) tiene las siguientes ventajas: Agua es extremadamente barata Agua no venenosa Agua es muy manejable y poco corrosiva Las curvas de la presión de vapor permanecen muy favorables La turbina de vapor se ocupa en el país para producir más del 50%, y actualmente en el mundo se ocupa un 80%, como generadoras de electricidad. 8 CAPITULO II MARCO CONTEXTUAL Regionalmente contamos con una generación total de energía de 26288.99Gw-hr, y de ella las plantas termoeléctricas proporcionan 26035.21 Gw-hr. (Más del 95%). CENTRALES, UNIDADES, CAPACIDAD EFECTIVA, GENERACIÓN BRUTA Y NETA DE ENERGÍA ELECTRICA SEGÚN TIPO DE PLANTA, TIPO DE PROCESO Y MUNICIPIO 1999 TIPO DE PLANTA, CENTRALES TIPO DE PROCESO Y MUNICIPIO CAPACIDAD GENERACIÓN GENERACIÓN GENERADORAS GENERACIÓN EFECTIVA BRUTA NETA a/ a/ DE ENERGÍA DE ENERGÍA (Megawatts) (Gigawattas-- (Gigawattas-- hora) hora) TOTAL UNIDADES DE a/ 11 35 4 124.87 27741.74 HIDROELECTRICA 7 18 90.99 CATEMACO 1 4 26.00 119.24 113.75 IXTACZOQUI- 2 6 36.79 3.74 3.74 MNAS, LAS 1 3 15.00 78.24 75.40 SOTEAPAN 1 1 1.60 0.00 0.00 TEOCELO 1 2 1.60 8.16 7.94 TLAPACOYAN 1 2 10.00 58.84 52.95 4 17 4 033.88 27 473.52 26 035.21 2 9 1 3 117.00 555.41 506.89 1 6 2 100.00 14 599.30 1 3721.16 1 6 452.00 2 317.81 2 246.17 MEDELLIN 1 6 452.00 2 317.81 2 246.17 NUCLEOELECTRICA 1 2 1 364.88 10 001.00 9 561.00 1 2 1 364.88 10 001.00 9 561.00 268.22 b/ 26 288.99 253.78 b/ TLAN TERMOELÉCTRICA VAPOR POZA RICA DE 2 217.00 15 154.71 14 228.04 c/ HIDALGO TUXPAN CICLO COMBINADO ALTO LUCERO a/ Datos referidos al 31 de diciembre. b/ La variación que existe con respecto al anuario edición de 1999, se debe a que las plantas de Ixtaczoquitlán, Soteapan y Las Minas; estuvieron fuera de servicio. c/ La suma de los parciales no coincide con el total debido al rodeo de las cifras. FUENTE: CFE, División de Distribución Oriente. Subgerencia de Distribución; Departamento de Planeación 9 CAPITULO II MARCO CONTEXTUAL La economía y la factibilidad de éstas aplicaciones dependen de la confiabilidad de las turbinas de vapor y de la capacidad de los modelos y disposiciones geométricas seleccionados para mejorar una condición dada del vapor, con la capacidad deseada de rendimiento o salida. En la actualidad la industria eléctrica y otras se están enfrentando a una intensa competencia global, la cual a su vez, se ha creado una necesidad de equipo de menor costo. Producir éste equipo, sin comprometer la calidad, la eficiencia y la confiabilidad, no es fácil y solo los mejores fabricantes del mundo industrial tienen la capacidad para abordar la tarea. De igual importancia sólo se puede esperar que el ingeniero de proyecto o usuario del equipo, informado y perspicaz logre la combinación correcta de éstos dos requisitos deseables y aparentemente contradictorios: bajo costo y alta calidad. El mercado de la electricidad en el mundo esta de cara a la competencia global causada por la privatización y desregulación, y ha llegado el tiempo cuando cada productor de energía debe tener plantas de energía competitivas para darse abasto con la severa situación. Bajo éstas circunstancias, las plantas de energía eléctricas del país, han sido operadas por más de 10 años y es muy probable que el deterioro de cada componente, por envejecimiento, proceda gradualmente. Esto podría estar relacionado con la causa de accidentes críticos e interrupciones no esperadas de generación. Y esto a su vez acarrearía graves perdidas económicas, para mayor compresión tenemos el siguiente cuadro comparativo para el estado de Veracruz. 10 CAPITULO II MARCO CONTEXTUAL USUARIOS, VOLUMEN Y VALOR DE LAS VENTAS DE ENERGÍA ELÉCYTRICA SEGÚN TIPO DE SERVICIO 1999 TIPO DE SERVICIO USUARIOS a/ TOTAL INDUSTRIAL RESIDENCIAL COMERCIAL AGRICOLA ALUMBRADO VOLUMENES DE LAS VALOR DE VENTAS LAS VENTAS (Gigawattas-hora) (Miles de pesos) 1 504 057 9 244.602 4 269 044 5 033 6 652.463 2 570 294 1 340 339 1 841.171 867 827 154 199 429.239 603 730 752 37.973 9 652 2 376 171.656 181 360 671 46.193 34 289 687 0.907 1 892 PUBLICO BOMBEO DE AGUAS POTABLES Y NEGRAS TEMPORAL a/ Se refiere al número de contratos celebrados para el suministro de energía eléctrica, existentes al 31 de diciembre. FUENTE: CFE, División de Distribución Oriente. Subgerencia de Distribución; Departamento de planeación. 11 CAPITULO II MARCO CONTEXTUAL Para evitar estos problemas por adelantado, es importante establecer la estrategia de mantenimiento y preservar la "confiabilidad y disponibilidad" de las centrales generadoras de energía eléctrica. La "inspección de integridad" es un recurso para un mantenimiento preventivo contribuyendo a las mejoras de rendimiento del equipo para aumentar la calidad de operación. Esta "inspección de integridad" es necesaria porque una planta de energía eléctrica que ha operado por un largo plazo (100 000 horas) presenta las siguientes clases de deterioro: Por envejecimiento de los componentes Del material de fabricación Del comportamiento de la calidad Al aplicar dicha inspección se va a prevenir un paro inesperado o no programado. Al carecer de la "inspección de integridad" aparecerá un accidente originando un paro inesperado acarreando las siguientes consecuencias: Pérdida de generación de energía Costo adicional de reparación Disminución de la disponibilidad La inspección de integridad por las turbinas de vapor analiza las fallas presentadas en las turbinas de vapor y en base a éstas experiencias (estadísticas) se trata de prevenir la aparición de las mismas. 12 17% Rotor 12% Chumaceras 20% Carcasa Fallas 6% estacionarios Alabes Ubicación de la falla 45% móviles Alabes 5% Aquebradización Deslizamiento (largo tiempo) 5% Materia extraña Corrosión 4% Concentración de esfuerzo 2% Mal acabado 2% Fatiga por corrosión 2% Mal lubricante 2% Temperatura anormal 1% 5% 11% 10% ciclo alto 10% Fatiga por 13% corrosión esfuerzo por Ruptura por 21% Desgaste Fatiga térmica Vibración Fallas 6% Otros Deslizamiento (corto tiempo) 1% Causas de la falla Análisis de fallas de turbina Clasificación de fallas de turbina CAPITULO II MARCO CONTEXTUAL 13 Deterioro por envejecimiento Erosión Desgaste Corrosión Aquebradización Baja fatiga de ciclo Deslizamiento SCC Fatiga por corrosión Modo de deterioro Degradación de comportamiento Degradación de comportamiento Grieta Bloqueo de boquillas Álabes de etapa de control Último álabe de BP Válvula Sello de laberinto Chumacera Vástago de válvula Álabes Raiz y ranura de álabes de BP Álabes estacionarios de BP Agujero central de rotor Fractura por aquebradización Grieta Ranura térmica Espiga de álabes Ranura de álabes Álabes Tornillo Álabes Rotor de AP-P1 Carcasa Vastago de válvula Localización (ejemplo) Grieta Deformación Aflojamiento Grieta Daño Modos y daños de deterioración por envejecimiento CAPITULO II MARCO CONTEXTUAL 14 CAPITULO II PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO 1.0 PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO El vapor entra a una tobera en donde se expansiona, obteniéndose un chorro de vapor con gran velocidad. En el principio de acción o de impulso la tobera se encuentra fija y el chorro de vapor se dirige en contra de una paleta móvil. La fuerza del chorro actúa sobre la paleta y la impulsa, produciendo el movimiento de la rueda. En el principio de reacción la tobera se encuentra montada en la rueda y puede moverse libremente. La alta velocidad del vapor de salida provoca una reacción en la tobera, haciendo que la rueda se mueva en sentido opuesto al chorro de vapor. 1.0.1 PARTES PRINCIPALES 1.0.1.A. Rotor. Parte móvil que lleva montadas las ruedas con paletas o las toberas móviles. 1.0.1.B. Toberas fijas. Transforman la presión del vapor en velocidad. 1.0.1.C. Carcasa. Cubierta o envolvente en donde van montadas las toberas fijas. 1.0.2 CLASIFICACIÓN DE LAS TURBINAS DE VAPOR De acción o de impulso De reacción Combinadas Sin recalentamiento Con recalentamiento TURBINAS DE VAPOR Con extracción Sin extracción Con condensación Sin condensación Simple Doble Tandem compound Cross compound Las turbinas se clasifican de muchas maneras, entre las principales son estas: 15 CAPITULO II PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO Las turbinas de acción y las de reacción pueden estar formadas por varios pasos o etapas. El vapor que sale de una rueda de álabes pasa a otra y así sucesivamente, se les llama turbinas de etapas múltiples, entonces se tiene un rotor con varias ruedas y sus respectivos discos de toberas. Las turbinas combinadas están formadas por ruedas de dos tipos, las primeras ruedas son de acción y las últimas son de reacción. El recalentamiento permite seguir aprovechando el vapor en otras etapas de la turbina, o en otra turbina. Se extraen pequeñas cantidades de vapor en el recorrido interno de una turbina de varias etapas. El vapor se aprovecha en otros procesos (calentadores de agua; de aire, etc.) las extracciones aumentan la eficiencia de la central. La presión del vapor de las extracciones va disminuyendo según su localización en la turbina. 1.0.2.A. TURBINAS COMPUESTAS Los tipos de turbinas anteriores pueden agruparse en diferentes formas de tal manera que cuando el vapor sale de una turbina entra otra y así sucesivamente. Entonces cada turbina será un componente del grupo y se dice que forman una turbina compuesta. EL VAPOR TRABAJA EN MAS PASOS POSTERIORES VAPOR SOBRECALENTADO TURBINA ALTA PRESIÓN VAPOR SOBRECALENTADO TURBINA PRESIÓN MEDIA TURBINA VAPOR RECALENTADO VAPOR FRIO ESCAPE ESCAPE RECALENTADOR EN GENERADOR DE VAPOR SIN RECALENTAMIENTO CON RECALENTAMIENTO FIGURA 1.1.a RECALENTAMIENTO DEL VAPOR PARA LAS TURBINAS 16 CAPITULO II PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO VAPOR EXTRACCIÓN CON MAS PRESIÓN EXTRACCIÓN CON MENOS PRESIÓN VAPOR VAPOR VAPOR EXTRACCIONES ESCAPE FIGURA 1.1.b TURBINA CON EXTRACCIONES VAPOR VAPOR ESCAPE ESCAPE TURBINA TURBINA ESCAPE AGUA DE ENFRIAMIENTO EL VAPOR DE ESCAPE SE CONDENSA VAPOR DE ESCAPE PARA OTRO PROCESO INDUSTRIAL CONDENSADOR CON CONDENSADOR SIN CONDENSADOR FIGURA 1.1.C TURBINAS CON O SIN CONDENSADOR 17 CAPITULO II PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO VAPOR VAPOR FLUJO SIMPLE FLUJO DOBLE FIGURA 1.1.d TURBINAS SEGÚN EL FLUJO DE VAPOR VAPOR TURBINA 1 TURBINA 1 TURBINA 2 TURBINA 2 LAS TURBINAS MUEVEN LAS MISMA FLECHA LAS TURBINAS MUEVEN DIFERENTES FLECHAS (a) TANDEM- COMPOUND (b) CROSS-COMPOUND FIGURA 1.1.e TURBINAS COMPUESTAS 18 CAPITULO II PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO TANDEM (UNA SOLA FLECHA) COMPOUND (EL VAPOR SALE DE UNA TURBINA Y ENTRA A OTRA) ETAPAS MULTIPLES (4 PASOS) DOBLE FLUJO BP BP P12 PP AP PI1 E E E E RECALENTADOR CONDENSADOR CON CONDENSADOR CON EXTRACCIONES CON RECALENTAMIENTO ACCIÓN PP PRIMER PASO REACCIÓN, 10 PASOS AP TURBINA ALTA PRESIÓN REACCIÓN, 4 PASOS P I 1 TURBINA PRESIÓN INTERMEDIA 1 REACCIÓN, 6 PASOS CADA LADO P I 2 TURBINA PRESIÓN INTERMEDIA 2 BP TURBINA BAJA PRESIÓN FIGURA 1.1.F EJEMPLO DE UNA TURBINA TIPICA DE UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA (DIAGRAMA SIMPLIFICADO) 19 CAPITULO II PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO 1.0.3 PARTICIPACIÓN DE LA TURBINA DE VAPOR EN LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA Todo el equipo de una central termoeléctrica es importante, pero de acuerdo a su participación directa en la obtención del objetivo, así como por su tamaño y costo, se clasifica a los siguientes equipos como principales(figura 1.2). Equipo principal de una central termoeléctrica a) b) c) d) Generador de vapor Turbina de vapor Condensador Generador eléctrico La turbina de vapor es la más simple, eficiente y completa de las máquinas de vapor. Comparadas con otras máquinas, que tienen las siguientes ventajas: a) Ocupa poco espacio b) Es bastante eficiente c) Funcionamiento relativamente silencioso y sin vibraciones. 20 CAPITULO II PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO FIGURA 1.2 PARTES PRINCIPALES DE UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA 21 CAPITULO II PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO 1.0.4. ELEMENTOS AUXILIARES DE LAS TURBINAS DE VAPOR De los elementos fundamentales de una turbina, existen otros elementos auxiliares que son tan importantes como los anteriores. Estos son los siguientes: Pistón de equilibrio Cojinetes o chumaceras Sistema de regulación o gobierno Sistema de lubricación Sistema de sellado Dispositivos de protección 1.0.4.A. PISTÓN DE EQUILIBRIO En todas las turbinas de reacción existe un empuje axial, que tiende a desplazar el rotor hacia el sentido del flujo de vapor. En la zona de entrada de vapor a la turbina de alta presión, el rotor está configurado para formar un pistón de equilibrio o émbolo de compensación el cual está diseñado para producir el empuje hacia la terminal de entrada de vapor a la turbina, estando en condiciones normales. 1.0.4.B. COJINETES O CHUMACERAS Hay dos tipos de cojinetes en las turbinas de vapor, las cuales se conocen como cojinetes principales o de carga y el cojinete de empuje. Los cojinetes de carga soportan el peso del rotor de la turbina, impidiéndole cualquier movimiento del mismo en una dirección vertical. Sin embargo, si el rotor no está perfectamente balanceado, los cojinetes estarán sometidos a vibraciones considerables que puedan sobrecargarlos. Están lubricados por aceite forzado a presión y no solamente tienen por objeto su lubricación, sino mantenerlos a la temperatura de operación correcta. El cojinete de empuje tiene como función absorber los empujes axiales a lo largo del eje y mantener el rotor en su posición correcta con respecto a las partes fijas de la turbina. 22 CAPITULO II PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO 1.0.4.C. SISTEMA DE REGULACIÓN O GOBIERNO La función de los reguladores en las turbinas es la de mantener constante la velocidad de rotación de la misma al variar la carga. Es decir mantener la condición de operación. Para el caso de los generadores de corriente alterna se exige una frecuencia constante para lo cual debe mantenerse con mucha exactitud la velocidad de giro de la turbina. En general existen dos tipos de reguladores: Regulador centrífugo o de bolas Regulador hidráulico 1.0.4.C.1. REGULADOR CENTRÍFUGO O DE BOLAS Como su nombre lo indica, el regulador centrífugo está compuesto por unos contrapesos adheridos a la flecha, que se mueven hacia adentro o hacia fuera dependiendo de la velocidad de la turbina. Este movimiento de balanceo se aprovecha para que, por medio de un mecanismo, se abra o se cierre la válvula de admisión a la turbina manteniendo la velocidad constante. 1.0.4.C.2. REGULADOR HIDRÁULICO Los reguladores hidráulicos operan regularmente mediante bombas centrífugas o de engranes montados directamente sobre la flecha de la turbina. Esta bombas trabajan con el aceite lubricante de la propia máquina, y tienen dos funciones que desempeñar, lubricar las chumaceras de la máquina y sirven como gobierno de la misma. 1.0.4.D. SISTEMA DE LUBRICACIÓN Para la lubricación, existen dos sistemas diferentes: Sistema de lubricación con anillo Sistema de lubricación a presión El sistema con anillo levantador de aceite consiste solamente en la colocación de anillos en las chumaceras de tal manera que al girar levantan el aceite del 23 CAPITULO II PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO recipiente de la chumacera y lo depositan en el interior de ésta. Para mantener una temperatura adecuada del aceite lubricante, se coloca un serpentín en la caja de aceite de la chumacera por el interior del cual circula agua. La cantidad necesaria de ésta se controla por medio de una válvula. El sistema de lubricación a presión está constituido por una bomba, la cual impulsa el aceite lubricante hasta las chumaceras de la máquina. Previamente el lubricante pasa por un enfriador para mantener la temperatura deseada y por un filtro para evitar que las impurezas lleguen a las chumaceras. De las chumaceras regresa el aceite caliente por gravedad al tanque de aceite. 1.0.4.E. SISTEMA DE SELLADO En las partes del eje o rotor que sale de la envolvente, se requiere de la instalación necesaria de empaquetaduras, ya que en el lado de alta presión no permiten fugas de vapor hacia la atmósfera y ya en el lado de baja presión para evitar la entrada de aire, por consiguiente pérdida de vacío en el condensador. Los sellos o empaquetaduras se utilizan también en las carcasas y rotores entre los álabes fijos y los móviles. Los sellos son laberintos, donde el vapor se va estrangulando en los diferentes pasos hasta reducir su presión. Para evitar fugas de vapor por los claros que quedan entre la carcasa de la turbina y la flecha se han ensayado varios sistemas de sellos, pero el más usual, y que se ha popularizado más por su sencillez es el que está constituido por anillos de carbón. Están formados por varias secciones sostenidas en su periferia por un resorte de acero. Es importante que las superficies de unión sean esmeriladas perfectamente y solamente se coloca entre ellas un material sellante plástico, cuya característica principal debe ser su resistencia a las altas temperaturas, es decir, que no debe endurecerse y formarse quebradizo. 24 CAPITULO II PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO 1.0.4.F. DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN Existen ciertas condiciones de operación que deben ser evitadas por las turbinas por su alto grado de riesgo como son las vibraciones, velocidad excesiva de giro, bajo vacío, operar sin lubricación, excesivo desplazamiento axial, alto nivel en los calentadores de alta y baja presión y otras más. Es por eso que las turbinas cuentan con las siguientes protecciones: disparo por bajo vacío, por alto nivel en el calentador de alta presión y baja presión, por selenoide, por altas vibraciones, por sobrevelocidad. La protección de sobrevelocidad cuando por cualquier causa, a una turbina de vapor se le disminuye la carga en forma repentina, tendera a aumentar su velocidad de rotación, hasta valores muy altos, que podrían en peligro las partes de que está formada, e inclusive ocasionar su destrucción total. Para evitar daño se han diseñado los dispositivos "de sobre velocidad" los cuales mediante mecanismos, al alcanzar la turbina una velocidad predeterminada, cierra en forma momentánea la válvula de admisión de vapor, llamada de cierre rápido, haciendo que la turbina se pare. Este dispositivo de sobre velocidad se calibra para que opere generalmente con una velocidad de 10 a 15% mayor que la velocidad de trabajo. 1.0.4.F.1 VÁLVULA CENTINELA Es una válvula de seguridad pequeña instalada en la parte superior de la carcasa y su función es la de operar una alarma cuando la presión en la caja de la turbina alcanza valores peligrosos, avisando en esta forma que hay algo anormal en la operación de la turbina. 1.0.4.F.2 VÁLVULA DE RELEVO ATMOSFÉRICA Esta válvula de seguridad se instala entre la brida de escape de la turbina y la primera válvula de bloqueo en la línea de escape, y su función es la de proteger la carcasa de la turbina. Esta válvula deberá ser de un tamaño suficiente que permita el paso de la cantidad máxima de vapor que pasa por la turbina, sin que se eleve la presión arriba de valores permisibles. 25 CAPITULO II PANORAMA GENERAL 1.1 PANORAMA GENERAL 1.1.1 LAS ETAPAS DE LAS TURBINAS DE VAPOR Los escalonamientos de las turbinas tienen por objeto disminuir la velocidad del rodete conservando una velocidad de los álabes próxima al vapor óptimo con relación a la velocidad del chorro, es decir, esencialmente una mitad de la velocidad del chorro en los rodetes de las turbinas de acción con un solo escalonamiento, y la equivalente a la velocidad del chorro en los rodetes de reacción. La velocidad de un chorro de vapor puede ser muy elevada, dependiendo de la presión y la temperatura iniciales del vapor, así como también de la contrapresión. Si toda la energía se transformase en trabajo útil con un solo escalonamiento, sería necesario que la turbina girase a una velocidad comprendida entre 20 000 y 40 000 r.p.m. Tal velocidad exigiría un reductor mecánico de dimensiones desproporciónales. Los dos tipos de escalonamiento utilizados corrientemente son: de presión y de velocidad. En el primer caso la caída de presión se produce en grupos de toberas, de forma que la velocidad resultante del vapor es suficientemente baja para ser absorbida por una velocidad razonable de rodete. Este proceso se repite tantas veces como sea necesario para expansionar el vapor completamente, y se denomina comúnmente escalonamiento Rateau. El escalonamiento de velocidad consiste en producir una gran caída de presión en un grupo de toberas y utilizar la velocidad resultante del vapor en tantos grupos de álabes como sean necesarios. Este método de escalonamiento se conoce por principio de Curtis. La figura 1.3.a representa una turbina de acción con dos escalonamientos de presión (Rateau) y la figura 1.3.b, otra con dos escalonamientos de velocidad Curtis. La capacidad de transformación de energía del escalonamiento Curtis es más grande que la del escalonamiento Rateau con menos escalonamientos y con una construcción más económica. Sin embargo el principio Rateau es más eficiente. 26 CAPITULO II PANORAMA GENERAL FIGURA 1.3 TURBINAS DE ACCIÓN a) ESCALONAMIENTO DE PRESIÓN RATEAU; b) ESCALONAMIENTO DE VELOCIDAD O CURTIS 1.1.2 CONSTRUCCIÓN DE UNA SOLA VÁLVULA CONTRA VÁLVULAS MÚLTIPLES Se encuentran unidades de una sola válvula, cuando lo justifican las consideraciones económicas de la planta. Cuando se usan, segmentos por separado del aro de toberas se controlan por medio de válvulas de corte de accionamiento manual. Pueden especificarse las válvulas manuales para consumo reducido de vapor con carga parcial o sobre carga, o bien, para la carga de diseño con presiones reducidas de vapor. Las turbinas de válvulas múltiples limitan en forma automática la caída de presión a través de las válvulas reguladoras, con lo que se minimiza en consecuencia la perdida por estrangulación. El beneficio principal de una turbina de válvulas múltiples es el hecho de que las boquillas que forman un arco corto son alimentadas por una sola válvula, lo cual 27 CAPITULO II PANORAMA GENERAL permite una mejor relación de velocidades que aquélla que se obtendría si todas las toberas disponibles se alimentaran con la misma cantidad de vapor. Los diseños de los mecanismos de distribución por las válvulas escalonarán la apertura de éstas de modo que las válvulas subsiguientes sólo se abrirán cuando la válvula anterior esté por completo abierta. Las turbinas de válvulas múltiples constituyen la mejor selección si se anticipan cambios frecuentes en la carga o salidas variables, o bien, cuando los flujos volumétricos de admisión serán elevados. Las turbinas de una sola etapa se encuentran en seis clases de construcción. La clase 1 es adecuada para presiones no mayores que 250 psig (17.2 bar) y para temperaturas que no sobrepasen 500°F (260°C) Las clases 2 y 3 incorporan características de construcción adecuadas para una presión máxima de 700psig (48.3 bar). El límite de temperatura para la clase 2 es de 650°F, y de 750°F para la clase 3 (343 y 399 °C respectivamente). Para presiones superiores a 700 psig (48.3 bar), la fundición se forma a partir de un patrón diferente y, de lo contrario, se utilizan características de construcción adecuadas para una presión máxima de hasta 900psig (62 bar). Se requieren la clase 4,5 y 6, dependiendo de la temperatura. La clase 4 es adecuada hasta para una temperatura máxima de 750°F (399° C). La clase 5 se puede usar hasta 825° F (440° C). La clase 6 hasta 900° F (482° C) 28 CAPITULO II TIPOS Y CONTROLES 1.2 TIPOS Y CONTROLES En las figuras 1.4.a hasta 1.4.h se muestran diseños sin condensación con su escape hacia un cabezal del cual se usa el vapor para el proceso o para alimentar una turbina de presión más baja. En las figuras 1.4.e hasta 1.4.h se representan unidades de condensación, con el escape a la presión más baja que puede obtenerse, usando agua o aire como un sumidero de calor. En las figuras 1.4.a y 1.4.e se ilustran las turbinas recta sin condensación y recta de condensación, tipos sencillos en los que no se extrae flujo de la turbina entre su admisión y su escape. En las figuras 1.4.b y 1.4.f se muestran las variaciones siguientes más simples, en las que se dispone de vapor para el proceso proveniente de una extracción no controlada, o no automática. La presión de la extracción es proporcional al flujo que pasa más allá de esa extracción, a través de la unidad hasta su escape, y, de este modo, está relacionada con el flujo de vapor de admisión y la propia extracción. Las variaciones pueden incluir dos o más de esas extracciones no controladas. En las figuras 1.4.c y 1.4.g se ilustran unidades con extracción automática que suministra vapor de proceso a una presión controlada. Las válvulas de control de la extracción regulan el flujo hacia la sección de escape de la turbina. Si un aumento en la demanda del proceso hiciera que la presión de la extracción cayera por debajo del valor de ajuste, la válvula se cierra, con lo que se reduce el flujo hacia la sección de escape, elevando la presión de la extracción y desviando un flujo adicional hacia esa extracción. En las figuras 1.4.d y 1.4.h se muestran unidades de doble extracción automática, en las que un segundo juego de válvulas internas de control de la extracción dan lugar a una extracción controlada a dos presiones. Aun cuando no se muestra aquí, la triple extracción automática es una variación adicional. 29 CAPITULO II TIPOS Y CONTROLES 30 CAPITULO II TIPOS Y CONTROLES 31 CAPITULO II TIPOS Y CONTROLES 1.2.1 RECTA SIN CONDENSACIÓN La configuración más sencilla de una turbina de vapor es el diseño de recta sin condensación. La salida de la turbina es función de las condiciones iniciales del vapor, de la presión de escape de la propia turbina y de la demanda de vapor del proceso. La producción de potencia de este tipo de unidad queda limitada por la demanda del proceso, a menos que se cree una demanda artificial mediante el uso de un desfogue del vapor en el escape. En la figura 1.5 se muestra una sección transversal de una turbina típica de vapor sin condensación. En la caja superior se muestran las válvulas de admisión de disco con movimiento vertical, las que se colocan en posición mediante levas. La caja está formada por dos mitades, cada una de ellas fabricada a partir de una sola pieza fundida en acero. El pedestal frontal, mostrado a la izquierda, contiene el cojinete de empuje, la primera chumacera y los aparatos de control. La turbina se encuentra anclada en su extremo de escape. La expansión térmica de la carcasa es absorbida por el soporte flexible que está por debajo del pedestal frontal. La trayectoria del vapor es el correspondiente a la de acción, del tipo de rueda y diafragma, en el que las paletas móviles van montadas en la periferia de las ruedas maquinadas a partir de una forja maciza. Los diámetros de las empaquetaduras entre las ruedas se hacen pequeños para minimizar las fugas por las empaquetaduras entre las etapas. Una flecha de diámetro pequeño actúa para minimizar los esfuerzos térmicos transitorios, con lo que optimiza las características de arranque y de carga. La mayor parte de la caída de presión en las etapas tiene lugar a través de las toberas en los diafragmas estacionarios. Las empaquetaduras de anillo, apoyadas mediante resortes, se sellan contra la flecha giratoria. A la derecha se muestra el acoplamiento sólido hacia la carga impulsada. 32 CAPITULO II TIPOS Y CONTROLES FIGURA 1.5 VISTA DE SECCIÓN TRANSVERSAL DE TURBINA DE VAPOR TÍPICA DE TRANSFERENCIA MECÁNICA 1.2.2 SIN CONDENSACIÓN CON EXTRACCIÓN AUTOMÁTICA Las plantas industriales que tienen demandas de vapor a dos o más niveles de presión se pueden beneficiar con el uso de estas turbinas. Éstas proporcionan la flexibilidad para responder de manera automática a las variaciones en las demandas de vapor, tanto en la extracción como en el escape. 1.2.3 DE CONDENSACIÓN CON EXTRACCIÓN AUTOMÁTICA Estas unidades proporcionan flexibilidad adicional en la operación y la capacidad de controlar la generación de energía eléctrica, así como las presiones en los cabezales para los procesos. Resultan muy adecuadas para los sistemas de generación por terceros, debido a su capacidad para manejar las variaciones en los requisitos del vapor que se extrae, manteniendo al mismo tiempo la entrega de energía eléctrica a la empresa de servicio. Se puede determinar su tamaño para que generen electricidad considerablemente en exceso de la asociada con los flujos de extracción de vapor. 33 CAPITULO II TIPOS Y CONTROLES Cuando el flujo de extracción o de admisión son mayores que el 25% del flujo a través de la turbina, normalmente se usa un mecanismo automático de distribución por válvulas de extracción/ admisión. En la figura 1.6 se muestra una turbina de vapor de condensación y una sola extracción automática. Se trata de una máquina de una sola carcasa y flujo sencillo, con dos cojinetes. En esta máquina se utilizan válvulas de levantamiento por leva y una caja de toberas de 360°. Esta última por lo general se aplica en las turbinas con presiones de admisión de más de 900psig.(62.0 bar). En esta turbina también se utiliza una construcción de casco doble entre la caja de toberas de admisión y las válvulas de extracción. Este diseño de casco doble limita la presión y la temperatura del vapor a las que se expone la carcasa exterior, proporciona la mayor flexibilidad en la carcasa de la turbina, requerida por las máquinas que deben tolerar variaciones en el proceso. La configuración del mecanismo de distribución por las válvulas en la extracción de la figura 1.6 también es un diseño de válvula de disco con movimiento vertical, con un mecanismo de levantamiento por varilla. La caja de vapor es un diseño fabricado que se encuentra dividida para hacer pasar el flujo desde cada válvula hacia un número especificado de toberas en el diafragma de extracción. El rango de control para estas válvulas es + 10% de la presión normal en esa etapa. El beneficio principal del mecanismo interno de distribución por válvulas en las extracción es su capacidad para controlar el flujo, desde una amplia abertura hasta sólo una pequeña, hacia la sección de condensación, según se requiera para mantener fría esa sección. 34 CAPITULO II TIPOS Y CONTROLES FIGURA 1.6 TURBINA DE CONDENSACIÓN CON UNA SOLA EXTRACCIÓN AUTOMÁTICA En la figura 1.7 se muestra una turbina de vapor de condensación con doble extracción automática. Es una máquina de una sola carcasa y flujo sencillo, con dos cojinetes. La carcasa comprende un casco de acero fundido, después de la segunda extracción, usando una unión vertical, los componentes superior e inferior de la carcasa están atornillados entre sí con una unión horizontal. Las válvulas de admisión son de disco con movimiento vertical, con un mecanismo de levantamiento por varilla. Las válvulas de extracción que se ilustran para la primera extracción son de carrete interior. Con las válvulas de carrete, un árbol de levas horizontal y externo levanta cuatro vástagos verticales. Cada vástago coloca en posición dos válvulas internas de carrete, cada una de ellas en las mitades superior e inferior de la turbina. Las válvulas están diseñadas para abrir en forma secuencial, suministrando la ventaja de eficiencia de las admisiones de arcos parciales múltiples hacia el grupo de la etapa inmediato corriente abajo. Para la segunda extracción, se muestra una válvula de extracción de flujo axial. 35 CAPITULO II TIPOS Y CONTROLES Las válvulas de rejilla o de flujo axial son adecuadas para aplicaciones de baja presión y altos flujos volumétricos. El beneficio adicional es el claro relativamente corto que se requiere. En el extremo de baja presión, que es el extremo de propulsión, se muestra un aparato de palanca para el arranque que se usa para hacer girar la flecha cuando la turbina se está enfriando. A menudo se utilizan estos aparatos en turbinas de elevada temperatura de admisión, por arriba de 850°F (455°C), y cuando el claro del cojinete es mayor que 150pulgadas (3810 mm). La turbina con doble extracción automática que se muestra en la figura 1.7 tiene el mismo mecanismo de distribución por válvulas en la admisión máquina que la antes descrita pero, para la primera extracción, tiene uno de estos mecanismos de levantamientos de levas, con una caja fundida de toberas. Éste es el diseño que se usa normalmente para presiones modernas de extracción, que van desde 650 hasta 250 psig.(45 a 17bar). En la segunda extracción se usa el diseño de válvula de carrete levantada por varilla. El volumen del vapor aumenta con rapidez conforme ese vapor se expande hasta la presión del condensador. Por lo tanto, la longitud de las paletas ( álabes que forman el rotor de la turbina) se incrementa con rapidez entre la admisión de la sección de LP y las paletas de la última etapa. FIGURA 1.7 TURBINA DE CONDENSACIÓN CON DOBLE EXTRACCIÓN AUTOMÁTICA 36 CAPITULO II TIPOS Y CONTROLES 1.2.4 CONSIDERACIONES BÁSICAS SOBRE EL CONTROL DEL VAPOR La naturaleza de la carga impulsada así como la necesidad de calor para potencia y para procesos influyen en la sección de un tipo particular de turbina. Un juego de válvulas sólo puede controlar un parámetro a la vez: velocidad/ carga, presión de admisión, presión de extracción o presión de escape. El control de un segundo parámetro requiere el uso de un segundo juego de válvulas, y así sucesivamente. En la figura 1.8.1 se ilustra este hecho. En los sistemas modernos de control se usan sensores electrónicos para la velocidad y la presión, procesamiento digital y lógico, así como válvulas accionadas hidráulicamente. En la figura1.8.1 se muestran aparatos mecánicos directos para ayudar a la visualización de los principios, no representan la puesta en práctica real. De este modo, el control de velocidad está modelado por un regulador centrífugo. Un aumento en la velocidad, como respuesta a una disminución en la carga, hace que los contrapesos se muevan hacia fuera, con lo que actúan para cerrar válvulas asociadas de vapor. El control de presión está modelado por un fuelle mecánico. Un aumento en la presión controlada hace que el fuelle se expanda, con lo que se cierran las válvulas de admisión o se abren las de extracción, según resulte adecuado para la aplicación. En la figura 1.8.1 se representa una unidad con un regulador sencillo de velocidad. La presión de escape se establece independientemente de la turbina, por medio de un condensador o cualesquiera otras fuentes de vapor hacia un cabezal de escape. Esta disposición tipifica una unidad recta de condensación. Las válvulas controlan sólo la velocidad y la carga y la turbina puede operar en una aplicación aislada o sincronizada en paralelo con otras unidades generadoras o sistemas eléctricos. En la figura 1.8.2 se muestra una unidad que mantiene la presión de escape a través de la acción de las válvulas de admisión. (Un regulador asociado de velocidad se encarga del control cuando se sobrepasan los límites de velocidad. El control de la presión se pierde en el proceso). Ésta sería una disposición no práctica para una carga aislada que requiere una regulación exacta de la velocidad. Trabaja bien cuando la turbina impulsa un generador eléctrico que opera en paralelo con uno o más generadores, los cuales proporcionan el control de velocidad al sistema. En 37 CAPITULO II TIPOS Y CONTROLES una condición normal de operación, una válvula regula uno de los parámetros: la presión de escape. Esta disposición tipifica la turbina recta sin condensación. Una caída en la presión en el escape de la turbina indica un aumento en la demanda para el vapor de escape. El regulador de presión actúa para aumentar el flujo de vapor de admisión para acoplarse a las necesidades cambiantes en el escape. La salida del generador varía con el uso del vapor para proceso. En la figura 1.8.3 se representa una unidad con una sola extracción automática. El regulador de velocidad responde a los cambios en la velocidad/carga. El regulador de presión regula la presión de extracción conforme cambian las necesidades del proceso. Cambiar sencillamente la posición de la válvula de extracción con una posición constante de la válvula de admisión también cambiaría del mismo modo la carga/velocidad. 38 CAPITULO II TIPOS Y CONTROLES Por lo tanto, los dos sistemas interactúan para mantener la carga constante. Por ejemplo, una reducción en las necesidades del vapor para el proceso conduce a una reacción en la extracción y a una elevación en la presión en ésta. El regulador de presión abre la válvula de extracción, con la que se incrementa el flujo hacia la sección de baja presión y la potencia. Al mismo tiempo, actúa para cerrar proporcionalmente la válvula de admisión con el fin de reducir el flujo en la propia admisión, con lo que mantiene constante la velocidad/carga. Las dos válvulas de la figura 1.8.3 controlan dos parámetros: velocidad/carga y presión de extracción. Como está configurada, esta unidad no puede controlar de manera independiente su presión de escape. Si tuviera que impulsar un generador eléctrico en paralelo con otras, entonces se podrían usar las dos válvulas para regular las presiones de extracción y de escape, con un sobrecontrol de la velocidad. 1.2.5 CONTROLES PARA LAS TURBINAS DE CONDENSACIÓN CON EXTRACCIÓN AUTOMÁTICA Las turbinas que se muestran en las figuras 1.6 y figura 1.7 son de condensación con extracción automática. Un sistema típico de regulación permitiría el control simultáneo de la presión de extracción(con flujo variable en la extracción) en uno o más sistemas de vapor, al mismo tiempo que el regulador de velocidad está manteniendo la frecuencia, aun cuando puedan estar variando las necesidades de vapor de extracción y de potencia generada. De este modo, el sistema de regulación de la turbina para una de condensación con una sola, con doble o con triple extracción automática puede responder a demandas variables de vapor en sistemas de vapor de uno, dos o tres procesos, además de responder a la frecuencia o carga. Los mecanismos de distribución por válvulas en la admisión y las extracciones de la turbina tienen la capacidad para controlar los flujos en las secciones de ésta, según se requiera para realizar esta multitud de tareas. Esta turbina puede operar como una unidad aislada o en paralelo(sincronizada) con otras unidades generadoras o con enlace a la empresa de servicio. Si la salida requerida de kilowatts para una unidad aislada nunca debe ser menor que la potencia producida por el vapor de extracción(más el vapor de enfriamiento del escape de la 39 CAPITULO II TIPOS Y CONTROLES turbina), entonces el regulador de velocidad automáticamente disminuiría el flujo controlado de extracción para mantener la frecuencia del sistema. Entonces el déficit en el vapor de extracción podría ser compensado por las válvulas reductoras de la presión que estrangula el vapor hacia el sistema del proceso, en paralelo con el vapor de extracción de la turbina. En consecuencia, los sistemas de control de la turbina de los cuales se dispone proporcionan una amplia variedad de funciones de control del sistema, para simplificar la operación de la planta e incrementar la confiabilidad del sistema de energía de esta última. 1.2.6 TURBINAS DE TRANSMISIÓN CON ENGRANES Y DE ACCIONAMIENTO DIRECTO Los grupos turbogeneradores de transmisión con engranes y de accionamiento directo constituyen un medio eficaz respecto al costo, así como flexible para generar potencia. Con el actual ambiente económico competitivo, los grupos de transmisión con engranes, con su costo inicial más bajo y sus niveles competitivos de eficiencia. Están encontrando una extensa aplicación en el rango de 15,000 a 20,000 Kw. Los conjuntos turbogeneradores de accionamiento directo se pueden diseñar para capacidades nominales muy grandes. Existen unidades integrales de accionamiento directo, con capacidades hasta aproximadamente 60,000 Kv, dependiendo de las limitaciones de embarcación que asociadas con la longitud de las paletas de la última etapa y el tamaño de la cubierta del escape. Los grupos integrales del equipo ofrecen los beneficios de la responsabilidad de un solo punto para el montaje del turbogenerador o de cualquier otro paquete de equipo impulsado, lo cual incluye todo el equipo importante así como el sistema de control, el sistema de lubricación e hidráulico, la placa base así como el diseño, la fabricación y la integración del sistema total. Este diseño ofrece el montaje y las pruebas máximos de fábrica para garantizar una instalación y arranque rápidos y confiables en el campo. La integración en fábrica incluye la instalación y el alineamiento de la turbina por completo armada, el sistema de aceite y el engranaje (si es aplicable) en una placa base y el generador, el compresor o la bomba en una placa base separable, 40 CAPITULO II TURBINAS DE REACCIÓN Y DE ACCIÓN dependiendo del tamaño de la unidad. Todos los componentes principales cuentan con los tubos para el aceite lubricante y de control, según se requiera, la tubería de sellado del vapor, la tubería y caja estancadora para disipación de las fugas, la instrumentación y el alambrado de control, todo dentro de los límites de la placa base, o de las placas bases. Las terminaciones consisten en bridas para conectar tubos ubicados en forma conveniente, en bordes de la base, así como las cajas para los empalmes eléctricos. 1.3 TURBINAS DE REACCIÓN Y DE ACCIÓN Históricamente, las turbinas de vapor se han dividido en turbinas de acción y de reacción, con base en el aspecto termodinámico(figura 1.9), y en de flujo axial y radial. La turbina de acción es adecuada para volúmenes pequeños de flujo. El subsiguiente aumento gradual, pero siempre acelerado, en el consumo de electricidad condujo a un rápido aumento gradual en las capacidades unitarias de las turbinas de las estaciones generadoras. Al principio, las salidas requeridas para las impulsiones mecánicas permanecieron más modestas, siendo la mayor de estas turbinas del tipo de acción. En los años que siguieron, las turbinas de reacción también empezaron a ser utilizadas para impulsiones mecánicas. Las cuales llegaron a ser las más grandes en servicio, que impulsaban bombas y compresores. Las diferencias esenciales entre los dos tipos se pueden considerar en dos categorías: termodinámicas y de construcción. 41 CAPITULO II TURBINAS DE REACCIÓN Y DE ACCIÓN (a) C1 (b) W1 U C2 W2 U Cu W2<W1 C1 U W1 W2 C2 U CU W2>W1 FIGURA 1.9 PRINCIPIOS DE OPERACIÓN DE LAS TURBINAS DE VAPOR; a) TURBINA DE ACCIÓN; b) TURBINA DE REACCIÓN. 1.3.1 EFICIENCIA Para comparar los diseños de acción y reacción, resulta útil tomar una característica adimensional, siendo el más adecuado el coeficiente volumétrico. Si en primer lugar se compara el empaletado de acción (curva a) con el de reacción, con sellado en la punta, es decir, sin aro de refuerzo,(curva b) se llega a la relación expresada en la tabla 1.1 también, a partir de la figura 1.10, se puede ver que, con la turbina de reacción, es posible tener una mejora apreciable en la eficiencia, en especial con los bajos coeficientes volumétricos, al usar aros de refuerzo(curva c). Sobre bases económicas, esta técnica se ha convertido en una práctica estándar para las turbinas de estaciones generadoras, por encima de cierta capacidad. El costo y la experiencia con velocidad variable son aspectos posibles, para hallar la eficiencia global de la turbina de reacción, también se deben tomar en cuenta las pérdidas debidas al émbolo compensador de empuje. Sin embargo, contemplado en su conjunto, se mantienen el hecho de que la máquina de acción tiene sus ventajas cuando, se mantiene el hecho de que la máquina de acción tiene sus ventajas cuando sus capacidades son bajas, en tanto que para las capacidades 42 CAPITULO II TURBINAS DE REACCIÓN Y DE ACCIÓN nominales medianas y elevadas, resulta importante especificar, los méritos de la construcción del tipo de reacción. CARACTERISTICAS TURBINAS DE ACCIÓN Eficiencia TURBINAS DE REACCIÓN Mejor con coeficientes volumétricos pequeños, más mala con coeficientes volumétricos medianos y grandes Mejor con coeficientes Volumétricos medianos y grandes Construcción de disco Construcción de tambor Rotor Unas cuantas etapas, amplias en la Más etapas, angostas en la dirección axial dirección axial Álabes fijos diafragmas Empaletado montados en Álabes fijos montados en la carcaza o en un portador Álabes móviles en el disco del rotor Álabes móviles en el tambor Transcurre un tiempo más largo entre reacondicionamientos importantes Mantenimiento Tiempo transcurrido un tanto más corto entre reacondicionamientos importantes TABLA 1.1 COMPARACIÓN BÁSICA ENTRE LAS TURBINAS DE ACCIÓN Y DE REACCIÓN 100 95 90 % c 85 80 75 a b 70 0 0.2 0.4 0.6 FIGURA 1.10 COMPARACIÓN DE LA EFICIENCIA REACCIÓN: 0.8 1.0 DEL EMPALETADO DE ACCIÓN Y DE a= EMPALETADO DE ACCIÓN; b= EMPALETADO DE REACCIÓN CON SELLADO EN LAS PUNTAS; C=EMPALETADO DE REACCIÓN CON ARO DE REFUERZO; =COEFICIENTE 2 VOLUMÉTRICO =V/r u; V= VOLUMEN DEL FLUJO; R=RADIO(CENTRO DEL PASO DE LOS ÁLABES; u= VELOCIDAD DE ROTACIÓN. 43 CAPITULO II TURBINAS DE REACCIÓN Y DE ACCIÓN 1.3.2 DISEÑO 1.3.2.A ROTOR La construcción y el comportamiento del rotor son vitales en la determinación de si una turbina se comporta en forma apropiada. Las diferencias en los dos tipos de máquinas se pueden resumir como sigue: 1.3.2.B TIPO DE ACCIÓN Los rotores se componen de discos, hechos en general a partir de una pieza maciza. Desde el punto de vista de la vibración, los discos son estructuras independientes y se debe considerar su comportamiento en el diseño. En servicio, las vibraciones de estos discos se sobreponen a la vibración del rotor. Esto puede dar por resultado un patrón complejo de vibración. Los defectos del material pueden exigir que se deseche el rotor completo. Con los rotores de disco de diámetro relativamente pequeño, los cambios rápidos en la temperatura, por ejemplo en el arranque, vienen acompañados de una mayor tendencia a la distorsión. La masa principal del rotor se encuentra en su centro. Dado que los álabes se fijan en el exterior de los delgados discos, cuando se balancea, un rotor de este tipo es un tanto más sensible a la distribución uniforme de la masa de los álabes que un rotor de reacción. 1.3.2.C TIPO DE REACCIÓN Los rotores se producen en la forma de un tambor maquinado a partir de una pieza maciza o compuesta por forjas separadas. Se han construido en secciones soldadas entre si. El rotor se puede tratar térmicamente en forma uniforme, por lo tanto, en todo él se pueden lograr excelentes propiedades de resistencia. El rotor se puede sujetar a pruebas con mucha facilidad. En el caso de rechazos, las secciones se pueden reemplazar con facilidad y rapidez. 44 CAPITULO II TURBINAS DE REACCIÓN Y DE ACCIÓN En el rotor se distribuyen los esfuerzos en forma pareja. Si el rotor de una turbina de reacción se produce a partir de una pieza maciza, se presenta la misma situación del rotor del tipo de acción, en el caso de defectos en el material. 1.3.2.D VELOCIDAD CRÍTICA Precisamente tan básica como la cuestión de cuál es la clase de turbia más adecuada, es la cuestión de si la velocidad del rotor debe encontrarse por arriba o por debajo del valor crítico. Los dos tipos se han construido en forma subcrítica y supercrítica y no se puede manifestar lógicamente una clara preferencia por uno o por el otro. Al comparar los dos tipos de máquinas, se puede suponer que el castigo en la eficiencia con la operación subcrítica es mayor en el caso de la turbina de acción. La razón de este hecho es que al aumentar la velocidad crítica del rotor, tiene que agrandarse los diámetros de los cubos, con lo cual se aumentan mucho las pérdidas por fugas, que de lo contrario sería un punto a favor de la construcción de acción. Además, los siguientes requisitos son esenciales para la operación confiable de cualquier rotor: Diseño apropiado del rotor y de los cojinetes. Selección correcta del tipo de cojinete. Balanceo excelente. 1.3.2.E EMPALETADO Aparte del rotor, el empaletado de las turbinas de acción de reacción muestran las diferencias más marcadas. Por su naturaleza, la máquina de reacción requiere del 75 al 85% más etapas que una de acción, para la misma caída térmica. A pesar de esto, las carcasas de los dos tipos tienen aproximadamente la misma longitud, debido que una sola etapa de reacción es mucho más corta en la dirección axial que una etapa de acción, en donde los álabes móviles y el espacio entre los mismos abarcan más longitud. 45 CAPITULO II TURBINAS DE REACCIÓN Y DE ACCIÓN 1.3.2.F VIBRACIÓN Si se desea examinar el comportamiento del empaletado en operación normal, basta con considerar los esfuerzos dinámicos sobre los álabes. Las fuerzas estáticas (la fuerza centrífuga y la ejercida por el flujo) se pueden predecir con exactitud suficiente, las fallas de los álabes casi se deben por completo a los esfuerzos dinámicos. Aun cuando, en teoría, no se puede producir un conjunto de álabes sin resonancia, es posible diseñar y fabricar empaletado de modo que se eviten las resonancias peligrosas y no se presenten esfuerzos inaceptablemente elevados. Las condiciones necesarias se pueden considerar por separado para las etapas con admisión parcial y plena. 1.3.2.G ETAPAS DE CONTROL En esencia, las condiciones en la etapa de control, con admisión parcial, son las mismas para los dos tipos de máquinas. Para garantizar que esta etapa funciona de manera confiable: Bajo nivel de esfuerzos Diseño cuidadoso de la fijación de los álabes. Álabes unidos para formar segmentos o paquetes. 1.3.2.H DAÑOS A LOS ALABES Se ha sugerido que los álabes móviles de una turbina de acción se encuentran sujetos a una mayor tendencia a vibrar que los de una turbina de reacción. En ocasiones, ha salido a la superficie esta disputa en las estadísticas acerca de los daños en los álabes. En una de éstas se lista un caso de daños a los alabes de acción por cada millón de horas de funcionamiento del componente, en tanto que ese índice para las turbinas de reacción fue sólo de una vez por cada 3.8 millones de componente-hora. Si también se toman en consideración el número de componentes (número de etapas), el promedio para una turbina de acción parecería ser de un caso de daño de los álabes en 25,000h de operación, contra uno en 56,000 h, para la turbina de reacción. Si en estas estadísticas sólo se han hecho 46 CAPITULO II TURBINAS DE REACCIÓN Y DE ACCIÓN comparaciones de fabricantes con reputación y experiencia o quizá se han polarizado de varias maneras, es sólo conjetura. 1.3.2.I INTERSTICIOS EN LOS ÁLABES El intersticio axial es un factor importante en la eficiencia de una etapa de acción, sin embargo, en las máquinas de reacción el intersticio radial debe ser tan pequeño como se pueda. Para impedir, los daños en los álabes, si llega a distorsionarse el rotor, las puntas de los álabes sin aro de refuerzo se agudizan hasta formar un filo. Los álabes con aro de refuerzo se sellan por medio de delgadas tiras formando un laberinto, de modo que el frotamiento, en esencia, sea inocuo. Los intersticios entre la tira y la punta bastan para impedir el contacto por frotamiento en condiciones moderadas de alabeo y vibración del rotor. 1.3.3 EMPUJE AXIAL En circunstancias normales, en una turbina de acción, el empuje axial es pequeño porque nada de la caída de presión, o sólo una parte pequeña de ella, ocurre en los álabes móviles. No obstante, puede cambiar la distribución de la presión en la turbina: por ejemplo, debido a la presencia de depósitos sólidos sobre los álabes. En ese caso, pueden surgir fuerzas considerables de empuje y éstas pueden presentar un peligro mayor para la turbina de acción que para la máquina de reacción, en virtud de que la presión más elevada en el frente de la fila móvil actúa sobre todo el disco. Los agujeros maquinados en los discos tienden a equilibrar estas diferencias de presión. Las variaciones en el empuje no presentan problemas en las turbinas de reacción, si cada carcasa de las mismas se les coloca su propio émbolo compensador, lo cual siempre es el caso con las turbinas de una sola carcasa. El émbolo compensador suele formarse con varios diámetros escalonados, de modo que las condiciones anormales de empuje, causadas por depósitos de minerales o por cambios en los gastos de extracción no tengan efecto, o ese efecto sea pequeño, sobre la confiabilidad de la turbina. 47 CAPITULO II TURBINAS DE REACCIÓN Y DE ACCIÓN 1.3.4 MANTENIMIENTO Las diferencias estructurales significan que los tiempos entre los reacondicionamientos pueden ser más largos para una turbina de acción. Esto se debe principalmente a los diafragmas por lo general más pesados sobre los que se montan los álabes fijos. 1.3.5 CARACTERÍSTICAS DE DISEÑO DE LAS TURBINAS MODERNAS DE REACCIÓN Ya se ha mencionado que, hoy en día, la confiabilidad de una turbina de vapor sólo depende muy poco de su filosofía básica de construcción. Se pueden obtener máquinas de varios fabricantes que satisfacen las esperanzas de diseño, de operación y de confiabilidad de las modernas instalaciones de los usuarios. Las características principales de estas máquinas se pueden listar con brevedad, como sigue: La caja de las toberas en la admisión del vapor proporciona flexibilidad y, en particular, tiempos cortos de arranque. Si es necesario se ajustan portadores separados de los álabes fijos para facilitar la expansión térmica. Con anterioridad se ha analizado la construcción del rotor soldado y sus posibles ventajas. Para máquinas pequeñas, también se pueden construir rotores de una sola pieza. Segmentos móviles en los sellos de la flecha, en el émbolo compensador, y penetraciones en la carcasa para las capacidades nominales más altas. Álabes de la etapa de control fijos con firmeza, soldados si es necesario. Empaletado de reacción con construcción robusta. 48 CAPITULO II ANÁLISIS DE FALLAS EN TURBINAS DE VAPOR 2.0 ANÁLISIS DE FALLAS EN TURBINAS DE VAPOR CONFIABILIDAD Y DISPONIBILIDAD DE LOS TURBOGENERADORES El turbogenerador de vapor de tamaño de hoy día es una de las máquinas más confiables producidas por nuestra tecnología moderna. La robustez mecánica intrínseca del tipo de construcción de las ruedas y diafragmas es una característica clave que contribuye a su historial de confiabilidad. Al mismo tiempo, la disposición compartimentada permite confinar y reducir al mínimo los daños internos resultantes de fallas en las toberas o en los álabes, o de la intrusión de materias extrañas o de contaminantes, lo cual también contribuye a mejorar la confiabilidad. La confiabilidad y disponibilidad de los turbogeneradores resulta de la combinación de dos factores importantes: a) La confiabilidad inherente del tipo de diseño y fabricación de la máquina. b) El grado en que los procedimientos de instalación, condiciones ambientales y prácticas de explotación acrecentan o reducen la confiabilidad inherente del equipo. Con respecto a la cuestión de la confiabilidad inherente, cabe considerar aquí cual es el nivel de confiabilidad que puede alcanzarse en forma realista y práctica. No existe, por supuesto, un método empírico para derivar respuestas especificas a esta cuestión , si bien ciertos análisis probabilísticas nos pueden dar algunas ideas útiles. Un examen del historial de un gran número de unidades turbogeneradoras instaladas nos sugiere, sin embargo, que es posible lograr un porcentaje de tiempo perdido por paradas forzadas de alrededor del 0.05 por ciento, sujeto a las limitaciones siguientes: a) Los parámetros de diseño (presión, temperatura y caudal de vapor, etc.,) deben hallarse dentro del área en que exista una experiencia razonable y satisfactoria, o donde haya antecedentes de experiencia que pueda aplicarse al caso en cuestión. b) El síntesis de la actividad de diseño del fabricante debe ser incrementada por una experiencia extensiva y satisfactoria en la explotación de equipos bajo las condiciones (velocidad, ciclo, servicio, ambiente, etc.) para las cuales se propone el equipo en cuestión. 49 CAPITULO II CAUSAS PRÍNCIPALES DE PARADAS FORZADAS El efecto de los procedimientos de instalación de las condiciones ambientales y de las prácticas de manejo no pueden cuantificarse tan simplemente. Los factores e influencias involucrados son tantos y tan diversos que se necesita una separación amplia antes de poder efectuar un análisis significativo. El primer paso es reconocer que existen varias categorías de paradas, distintas entre si, cada una de las cuales merece ser considerada por separado. En este respecto, la práctica general consiste en clasificar las paradas forzosas, diferidas y planeadas. 2.1 CAUSAS PRINCIPALES DE PARADAS FORZADAS Con respecto a la categoría más costosa y que causa más problemas, la de las paradas forzosas, el resumen de un análisis anual de 60 turbogeneradores durante un periodo de dos años aporta los siguientes datos: PRINCIPALES CAUSAS DE LAS PARADAS FORZOSAS CAUSA PORCENTAJE DEL TIEMPO DE PARO FORZOSO 1.Depósitos internos en la ruta del vapor 50 2.Inducción o inyección de agua 21 3.Alimentación de aceite lubricante 16 4.Sistema de control 4 5.Problemas varios en las válvulas de 2 la turbina 6.Sistema hidráulico de alta presión 2 7.Diversos problemas electrónicos en 2 la turbina 8.Problemas varios en el generador 2 9. - Sistema estático de excitación 0.5 10.Problemas eléctricos varios en la 0.1 turbina 11.Varios 0.4 100 50 CAPITULO II CAUSAS PRÍNCIPALES DE PARADAS FORZADAS Es evidente que los depósitos en la ruta del vapor, los problemas de inducción o inyección de agua y las fallas del sistema de lubricación representan el 87% del total el tiempo perdido por paradas forzosas. También es importante notar que estas causas especificas reflejan en gran parte la calidad del diseño de la central, y de las condiciones generales ambientales y de explotación. Si bien es cierto que existe una necesidad constante de mejorar el diseño de los turbogeneradores, también es evidente que para lograr una mejora general en la disponibilidad de las máquinas es necesario considerar las funciones y condiciones de explotación. Algunas razones de fallas no figuran en la lista de las causas principales de paradas forzosas, que son, en realidad, conspicuas por su ausencia. Entre las faltantes se encuentran los cambios en la alineación, vibraciones, fallas de álabes y toberas, y grietas en la carcasa de fundición. Estos no son errores de omisión; estadísticamente y en la práctica, estas simplemente no son causas significativas de paradas forzosas. 2.1.1 PARADAS DIFERIDAS Las paradas diferidas son menos críticas en cuanto a su impacto en el funcionamiento de la central, aunque en si pueden causar problemas considerables. Las causas más prominentes de dicho tipo de paradas son: CAUSAS DE PARADAS DIFERIDAS 1. Fugas en el sistema de lubricación o en el sistema hidráulico. 2. Fugas en el enfriador (aceite/ aire/ hidrógeno) 3. Cambio en la calidad de respuestas o eficacia del sistema de control 4. Mal funcionamiento de los instrumentos 5. Mal funcionamiento de algún componente eléctrico, electrohidráulico o mecánico-hidráulico no crítico 6. Cambio prolongado en el nivel de temperatura de los cojinetes 7. Cambio prolongado en el nivel de las vibraciones 8. Fuga de vapor 51 CAPITULO II CAUSAS PRÍNCIPALES DE PARADAS FORZADAS Los sistemas de información y las encuestas generalmente tienden a agrupar todas las paradas, con excepción de las planeadas con fines de mantenimiento, dentro de una misma clasificación. En esta forma, incluso casos legítimos de paradas diferidas pierden a veces su identidad. Esta mezcla de las clasificaciones no representa en realidad un problema, ya que los efectos tanto de las paradas forzosas como de las diferidas se reflejan en el resultado de los estudios generales de confiabilidad y disponibilidad. En todo caso, lo importante es identificar los elementos que requieren paradas diferidas para poder establecer medios para la corrección del diseño o de la explotación. 2.1.2. PARADAS PLANEADAS Las siguientes son las causas principales de las paradas planeadas de las unidades turbogeneradoras: CAUSAS DE PARADAS PLANEADAS 1. Abertura programadas con inspección y mantenimiento completos 2. Inspección y mantenimiento parciales o limitados programados 3. Efectos de las prácticas de explotación de la central (depósitos, corrosión, etc.) Históricamente, el tiempo de las paradas planeadas representa perdida más grande en la disponibilidad de las unidades turbogeneradoras. Con las inspecciones principales, incluyendo una abertura de la turbina, programada cada tres años, el tiempo de las paradas planeadas variara, sobre una base anual prorrateada, desde aproximadamente 50 horas para una unidad de 5 000 kw. hasta aproximadamente 12 horas para una unidad de 40 000 kw. Evidentemente, en cualquier caso determinado, el tiempo de inspección es afectado en un grado considerable por las demandas de mantenimiento general de la central, la disponibilidad de piezas de repuesto, las condiciones laborales locales, y una variedad de otros factores. Estas consideraciones externas pero muy reales hacen que la interpretación de los tiempos de paradas indicados en los estudios periódicos sea un proceso un tanto incierto, pero los tiempos indicados anteriormente parecen ser razonablemente representativos de los casos normales. 52 CAPITULO II CAUSAS PRÍNCIPALES DE PARADAS FORZADAS Los trabajos limitados de inspección y mantenimiento del turbogenerador se planean habitualmente para que coincidan con otras paralizaciones breves programadas de la central. Cuando planean debidamente como parte de un programa de mantenimiento total integrado de los turbogeneradores, las inspecciones parciales pueden representar un factor clave en la reducción de la duración de las inspecciones principales y en la prolongación de los intervalos entre inspecciones. 2.1.3 EL EFECTO DE LA PUREZA DEL VAPOR Y CONDICIONES DEL MISMO EN EL FUNCIONAMIENTO DE LAS TURBINAS DE VAPOR Cuando se suministra vapor limpio y aceite lubricante limpio, y cuando se hace funcionar de acuerdo con las recomendaciones del fabricante, la turbina de vapor moderna es una máquina asombrosamente confiable. Sin embargo, cabe recordar que la turbina solo es una parte de un sistema más completo, y que su rendimiento puede ser afectado adversamente por la condición de otros elementos de dicho sistema. Históricamente, uno de los factores más importantes que afectan la disponibilidad de las turbinas de vapor en las centrales eléctricas es la introducción de vapor contaminado. Es evidentemente necesario tener un mejor conocimiento de las causas, de los posibles efectos adversos y de la naturaleza de las soluciones a los problemas de la contaminación del vapor. Para que sea realista y efectivo, cualquier programa para el control de los contaminantes del vapor debe basarse en la compresión de que estamos tratando con un sistema. La contaminación debe tratarse como un problema del sistema en si, y no simplemente como un problema de la turbina. 53 CAPITULO II CAUSAS PRÍNCIPALES DE PARADAS FORZADAS 2.1.3.A. CONTAMINANTES DE LA TURBINA En términos de su impacto en el funcionamiento de la maquinaría, los contaminantes del vapor pueden categorizarse en general como inertes y reactivos. El grupo inerte incluye las siguientes especies formantes de depósitos: Sales de sodio, Sales de calcio, Sales de magnesio, Sales de cobre, Sales de hierro, Sílice, Materias orgánicas, Sulfatos, Nitratos, Carbonatos, Bicarbonatos. El grupo reactivo consiste en diferentes agentes corrosivos, e incluye: Amoniaco, Oxigeno, Cloruros, Sulfitos, Dióxido de carbono, Hidróxidos de sodio, Carbonatos de sodio. Estos indeseables elementos químicos tienen varios orígenes. Las fuentes más comunes son: especies químicas naturales presente en el agua de reposición, productos químicos introducidos en el tratamiento del agua de alimentación, impurezas arrastradas desde el tambor de la caldera, productos químicos del agua de alimentación introducidos directamente en el vapor al usarse dicha agua, en vez del condensado, para la atemperación. 2.1.4 PRINCIPALES EFECTOS DE LOS CONTAMINANTES Los principales problemas resultantes de la admisión de contaminantes, en términos generales, incluyen la disminución del rendimiento térmico, el deterioro del rendimiento mecánico, y varias clases de averías físicas. En casos breves, el resultado final puede ser una paralización forzosa, una paralización prolongada de mantenimiento, o un aumento inesperado en los costos de mantenimiento. 2.1.4.A. EFICIENCIA Los agentes químicos que clasificamos en el grupo inerte forman depósitos en la ruta del vapor que forman asperezas en las paredes de los elementos que se encuentran sin dicha ruta y reduciendo el área para el paso del vapor. El efecto combinado de estos factores es el de rebajar la eficiencia de la ruta del vapor y reducir la capacidad de flujo de la turbina, y por lo tanto la capacidad máxima de vapor y la potencia de salida. Debido a la naturaleza del mecanismo de concentración, los depósitos no serán uniformes y pueden ser inexistentes en las etapas húmedas de las turbinas de condensación. 54 CAPITULO II CAUSAS PRÍNCIPALES DE PARADAS FORZADAS Cuando los depósitos químicos son solubles, el lavado de la turbina generalmente los elimina, restaurando la eficiencia y la capacidad aproximadamente a los niveles iniciales. Los depósitos insolubles pueden, desde luego, ser eliminados abriendo la máquina y limpiando los elementos de la ruta del vapor. Hasta que esto pueda hacerse, sin embargo, continuara el deterioro del rendimiento. 2.1.4.B. REDUCCIÓN DEL RENDIMIENTO MECÁNICO El rendimiento mecánico de los componentes de una turbina de vapor puede ser afectado en forma adversa tanto por los contaminantes químicos inertes, como por los reactivos. Los elementos comunes, familiares para la mayoría de los usuarios de turbinas, incluyen: Carga excesiva en el cojinete de empuje y, en casos graves, averías en dicho cojinete. Control errático de la presión Deterioro del control de la velocidad Desgaste excesivo del cierre del eje debido a la inmovilización de los anillos de cierre en los diafragmas y soportes Perdida de la protección contra sobrevelocidades Este problema puede esperarse con válvulas de vástago, las válvulas principales de protección, tales como las válvulas de cierre y de estrangulación, también pueden ser inmovilizadas por los depósitos densos. De la misma manera, las válvulas de retención pueden quedar incapacitadas y pueden, en realidad, ser mas vulnerables que las válvulas de control o de cierre. 2.1.4.C. AVERÍAS MECÁNICAS Las averías mecánicas que pueden ocurrir en estos casos deberían más bien llamarse averías metalúrgicas, ya que los resultados involucran la corrosión, picaduras y el fisuración por tensocorrosión. 55 CAPITULO II CAUSAS PRÍNCIPALES DE PARADAS FORZADAS 2.1.5 FUENTES CONTAMINANTES 2.1.5.A IMPUREZAS ARRASTRADAS DESDE LA CALDERA El vapor, a medida que es generado, arrastra gotas de agua que contienen productos químicos disueltos de la caldera. A menos que dichas gotas sean separadas antes de que el vapor salga del tambor, habrá un arrastre de impurezas al sobrecalentador y a la turbina. Cuanto más eficiente sea el separador, más puro será el vapor. La separación no es efectiva para controlar el contenido de materiales volátiles tales como sílice, amoniaco, dióxido de carbono y otros gases. Su concentración, o la de su precursor, debe ser controlada en el agua de la caldera. 2.1.5.B ATEMPERACIÓN El agua de alimentación de la caldera generalmente se usa para la atemperación, y, a menos que sea destilada, afectara el sobrecalentador y la turbina. Dicha agua de alimentación puede contener hasta 300ppm de contaminantes disueltos. Estos contaminantes proceden del agua original, de los diversos aditivos del tratamiento, productos químicos de los procesos industriales y productos de la corrosión del sistema. Los productos de la corrosión son principalmente sales de hierro y de cobre procedentes de los intercambiadores de calor y las tuberías. El agua de atemperación no debe contener nunca mas de 1-2 ppm de sólidos disueltos. 2.1.5.C MAL FUNCIONAMIENTO Las causas más comunes del arrastre de impurezas debido a un funcionamiento indebido son las relacionadas con la formación de espuma en la caldera y un nivel de agua demasiado elevado en el tambor. En todos estos casos, entran cantidades considerables de agua en el separador de vapor que reducen su eficiencia. La formación de espuma es siempre indeseable y puede ser peligrosa, y su causa debe siempre ser investigada, tomándose las medidas correctivas necesarias. 56 CAPITULO II CAUSAS PRÍNCIPALES DE PARADAS FORZADAS Los ciclos normales de arranque y parada de la unidad son adecuados en muchos casos para mantener la unidad libre de depósitos solubles en agua. 2.1.5.D REMOCIÓN DE DEPÓSITOS SOLUBLES EN AGUA MEDIANTE PARADAS Todos los depósitos tienden a acumularse con mayor rapidez bajo condiciones permanentes de cargas elevadas. Los tipos solubles generalmente están ausentes de las turbinas que se hallan sujetas a cargas variables o a paradas frecuentes. Estas observaciones conducen al método más simple de remover los depósitos solubles: dejar parada la unidad durante el fin de semana. Al volverla a poner en marcha, la condensación del vapor que entra es recogida por los depósitos, y se logra un grado de lavado que puede ser muy efectivo. 2.1.5.E REMOCIÓN DE DEPÓSITOS SOLUBLES EN AGUA, MEDIANTE EL FUNCIONAMIENTO CON CARGA REDUCIDA. En las instalaciones en las que las temperaturas iniciales y de recalentamiento de la caldera pueden reducirse durante periodos de carga liviana, es posible eliminar los depósitos solubles haciendo funcionar la máquina a una carga que quede por debajo del nivel de la primera válvula de control y con vapor a la presión inicial nominal, pero con temperatura inicial y de recalentamiento reducida. El vapor que entra en las válvulas de control debe estar tan próximo al punto de saturación como sea posible pero, para evitar perdigones de agua, no debe ser vapor húmedo. A medida que el vapor se dilata al pasar por las toberas de la etapa de control se volverá húmedo. 2.1.5.F LAVADO CON VAPOR SATURADO MEDIANTE INYECCIÓN DE AGUA Este método emplea una disposición de tuberías para la atomización e inyección de agua en el vapor, para asegurar una reducción gradual y uniforme de la temperatura del vapor a la entrada en la turbina hasta alcanzar el valor deseado. Dado que es peligroso suministrar vapor húmedo a una turbina cuando funciona a 57 CAPITULO II CAUSAS PRÍNCIPALES DE PARADAS FORZADAS plena velocidad, este método deberá usarse solamente con la turbina funcionando a baja velocidad, es decir, a una velocidad que no exceda el 15 por ciento de la nominal. El agua inyectada debe ser destilada, con menos de 1 ppm de sólidos. 2.1.5.G TURBINA ABIERTA Después de abrir la turbina y hacer las inspecciones recomendadas, se deberá enfocar la atención a la limpieza de las piezas por las cuales circula el vapor. Las piezas deberán primero ser lavadas y, si es necesario, los residuos deberán eliminarse con un chorro de material abrasivo fino. 2.1.5.H LIMPIEZA DE DEPÓSITOS SOLUBLES Las cantidades considerables de depósitos solubles pueden ser eliminadas mediante un enjuague con agua fría seguido por rociado de agua caliente. El agua deberá ser potable. Este procedimiento de dos pasos impedirá la formación de elementos cáusticos calientes durante la limpieza. Si el rotor ha sido contaminado con impurezas cáusticas, se requerirá una limpieza con vapor. El progreso del lavado con agua y vapor debe comprobarse con papel indicador del pH en la superficie lavada. El papel solo al entrar en contacto con una superficie alcalina, se volverá de color azul. Es muy importante que se humedezca el papel. Si después del lavado y limpiado con vapor, el rotor parece estar limpio( por debajo de 8pH) deberá dejar secar durante unas 4 a 8 horas. Luego, se deberá probar nuevamente la alcalinidad en la parte inferior de las ruedas, en las colas de milano y en las cubiertas de los álabes. Un rotor mal limpiado mostrará fugas de las áreas poco accesibles, y esto se detecta mas fácilmente en las partes bajas del rotor. Si se observa una filtración alcalina, deberá repetirse el procedimiento de lavado. Una manera más efectiva de eliminar los depósitos solubles de las áreas poco accesibles consiste en hacer girar sucesivamente las del rotor en una solución de agua tratada con un agente humectante especial. Todas las superficies tratadas con el agente humectante deberán lavarse con agua pura hasta que la prueba con el papel indicador de pH de resultado neutral. 58 CAPITULO II CAUSAS PRÍNCIPALES DE PARADAS FORZADAS 2.1.5.I LIMPIEZA DE DEPÓSITOS INSOLUBLES La limpieza con vapor o agua no eliminará los depósitos insolubles tales como los de sílice u óxido de hierro. Debido al peligro de fisuración por tensocorrosión inducida por los productos cáusticos, el uso de los mismos para limpiar el sílice de las turbinas no es aconsejable. Estos depósitos pueden eliminarse mediante la limpieza con un chorro de óxido de aluminio. El material abrasivo usado debe ser lo suficiente fino para que no afecte el acabado original del metal. La limpieza con el chorro puede efectuarse con un equipo de pistola de cemento o con un inyector improvisado de chorro de aire con la manguera de succión del inyector metida en un recipiente lleno de polvo abrasivo. Para evitar atascamientos, es importante que el polvo este perfectamente seco. La boquilla para el chorro puede hacerse aplastando un tubo de 1/4 de pulgada para formar una abertura en forma de ranura de 1/16 a 1/8 de pulgada. La boquilla debe mantenerse en una dirección tangencial a la entrada de las toberas o de los álabes. Si se lanza el chorro directamente contra el borde delgado del álabe o de la tobera puede causar el desgaste del metal. Es preferible efectuar la limpieza con el chorro al aire libre o bajo una cubierta extractora. 2.1.5.J RESUMEN DE CONSIDERACIONES DE EXPLOTACIÓN 1. El tratamiento apropiado del agua requiere un buen plan que reconozca los problemas de la central de que se trate, y que se haya proyectado específicamente para resolver tales problemas. 2. Para que tenga éxito, un buen plan requiere que se siga cuidadosamente día tras día. Este es un problema que requiere planificación, adiestramiento y constante vigilancia. 3. Deben identificarse debidamente las muestras para su análisis. 4. Debe vigilarse en forma continua y apropiada el condensado y el agua de reposición, registrando la conductibilidad o ph. 5. Debe verificarse el funcionamiento de la caldera muestreando regularmente la pureza del vapor. 59 CAPITULO II CAUSAS PRÍNCIPALES DE PARADAS FORZADAS 6. Debe hacerse funcionar la caldera dentro de los márgenes en que el separador de vapor o secador de vapor son efectivos. No debe formarse la caldera mas allá de la capacidad efectiva del separador de vapor. 7. No debe usarse agua de alimentación para la atemperación. 8. Deben establecerse registros de “punto de referencia” para las presiones del cuerpo de la caldera y las caídas de la entalpía cuando la máquina esta limpia. 9. Debe establecerse “punto de referencia” del aumento de la temperatura del cojinete de empuje en función de la carga, cuando la turbina esta limpia. 10. La presión del cuerpo de la caldera debe verificarse regularmente contra la curva de referencia. 11. El aumento de la temperatura del cojinete de empuje debe verificarse regularmente contra la curva de referencia. 12. Debe verificarse periódicamente la caída de la entalpía contra la curva de referencia, si es posible. 13. Debe verificarse que las válvulas funcionen libremente y que no haya formación de depósitos. 14. Deben programarse inspecciones parciales de las válvulas de control y de las válvulas principales de cierre para comprobar su condición mecánica y la existencia de depósitos. 15. Debe verificarse la limpieza interna mediante un introscopio a intervalos tan frecuentes como sea posible. 16. Debe estarse alerta a los problemas del sobrecalentador, del intercambiador de calor y de los tubos del condensador, ya que los mismos pueden indicar la posible contaminación de la turbina. 17. Durante las inspecciones, deben observarse la condición de la ruta del vapor para ver si hay evidencia de corrosión o de taponamiento que pudieran indicar fallas o insuficiencias en el proceso de tratamiento del agua. 18. Un muelle roto en el cierre de laberinto puede indicar la presencia de contaminantes cuando hay varios muelles rotos en los aros o etapas adyacentes. 60 CAPITULO II CAUSAS PRÍNCIPALES DE PARADAS FORZADAS 19. Cuando se observan depósitos en el rotor, deben obtenerse muestras para su análisis. 20. Al prepararse la máquina para una parada y para su abertura, debe efectuarse la parada en caliente para no remover los depósitos antes de la inspección. 21. Cuando la máquina este abierta y se observe que el rotor esta contaminado, debe limpiarse e inspeccionarse de acuerdo con los procedimientos recomendados. 22. Es preferible evitar el uso de sulfitos para el tratamiento del agua de alimentación. 23. La formación de espuma puede ser indicio de que ha habido contaminación en la turbina, y que debe realizarse un lavado. 2.1.6 INGESTIÓN DEL AGUA La entrada accidental de agua en cualquier parte de la turbina puede causar serias averías a las carcasas de alta presión, rotores , álabes y cojinetes de empuje. 2.1.6.A AVERÍAS EN LA TURBINA CAUSADAS POR LA INDUCCIÓN DE AGUA El efecto del agua es el de causar averías que pueden calificarse entre las 6 categorías generales de averías de turbinas. El grado del daño causado depende de la cantidad de agua inducida, el punto de entrada, la temperatura inicial de las partes metálicas expuestas, la velocidad de la turbina y el flujo de vapor que puede minimizar el efecto refrigerante. Una vez indicada la inducción, el punto de entrada y la temperatura inicial de las partes metálicas expuestas están fuera del control del usuario. Los otros factores con frecuencia dependen del funcionamiento y pueden ser controlados hasta cierto punto por el operador. 61 CAPITULO II CAUSAS PRÍNCIPALES DE PARADAS FORZADAS 2.1.6.B FALLAS DEL COJINETE DE EMPUJE El agua arrastrada desde la caldera aumenta la carga de empuje hasta el punto en que el cojinete de empuje puede fallar. La mayor densidad del agua, comparada con el vapor, impide que la misma sea acelerada y dirigida debidamente por las toberas de la turbina. La velocidad relativa del agua es, por lo tanto, hacia atrás , contra los álabes, lo que desarrolla una gran caida de presión en estos. El aumento real del empuje puede llegar a ser diez veces el vapor normal. 2.1.6.C ÁLABES DAÑADOS A medida que el punto de entrada del agua se desplaza hacia el escape de la turbina, la longitud de los álabes de la primera etapa encontrada por el agua es mayor, por lo que aumenta la probabilidad de que ocurran averías o roturas en los álabes, principalmente debido a los impactos. 2.1.6.D RAJADURAS TÉRMICAS Las rajaduras térmicas resultan de esfuerzos térmicos extremadamente altos o de esfuerzos térmicos de menor magnitud, pero repetidos en algunos casos parecería no haber averías permanentes después de la admisión de agua o de vapor frío, pero, si esto se repite varias veces, pueden originarse rajaduras. El agua o vapor frío procedente de cualquier fuente, excepto la una o dos líneas de extracción de más baja presión, pueden entrar en contacto con partes metálicas normalmente a temperaturas lo suficientemente altas para que esten sujetas a este tipo de avería. 2.1.6.E AVERÍAS POR ROZAMIENTO El agua que entra por las líneas de vapor principal y de vapor recalentado pueden causar problemas de expansión diferencial entre las partes giratorias y las estacionarias que producen rozamientos axiales. El agua que entra de las líneas de extracción y de las líneas frías de recalentamiento causan una contracción de la mitad inferior de la carcasa, que produce un efecto de arqueo que puede levantar los elementos de cierre de los diagramas contra el rotor, causando rozamientos radiales 62 CAPITULO II CAUSAS PRÍNCIPALES DE PARADAS FORZADAS 2.1.6.F ALABEO O DISTORSIÓN PERMANENTE Las partes metálicas pueden resultar permanentemente alabeadas o distorsionadas cuando sufren cambios violentos de temperatura. Esto puede resultar en perdidas de vapor en las válvulas y las juntas de la carcasa. Se han dado casos en que los diafragmas han adquirido una forma cóncava al entrar en contacto con el agua por un lado y de rotores combados cuando el agua a entrado en contacto con un lado de un rotor caliente después de haber habido fuertes rozamientos causados por las distorsiones que motivaron la detención del equipo de giro lento. 2.1.6.G EFECTOS SECUNDARIOS Además, pueden haber efectos secundarios tales como rozamientos axiales después de la falla de un cojinete de empuje; o averías en los cojinetes, fundaciones y líneas de aceite causadas por las vibraciones de la turbina que acompañan a los rozamientos fuertes o a la s averías en los álabes. 2.1.6.H ORIGENES DEL AGUA 2.1.6.H.1 SISTEMAS DE EXTRACCIÓN Los sistemas de extracción son las fuentes más frecuentes del agua causante de problemas en la turbina. Cuando se tienen varias aberturas de extracción en la turbina y se encuentra agua a corta distancia de las mismas, existen muchas combinaciones de fallas del equipo, errores en su manejo y deficiencias en su diseño que pueden producir serias consecuencias. Hay cuatro causas básicas para la inducción de agua procedente de los sistemas de extracción. Estas son: 1. Fugas en los tubos de los calentadores del agua de alimentación. 2. Fallas o insuficiencias en los reguladores del nivel de los calentadores. 3. Disposición inadecuada o impropia de los drenajes de las líneas de extracción y de los calentadores. 4. Fugas o mal funcionamiento de las válvulas o en los puntos en que las líneas de interconexión están interconectadas con las fuentes de vapor, tales como la alimentación para puesta en marcha de las turbinas de las bombas de alimentación de la caldera o para desaireación. 63 CAPITULO II CAUSAS PRÍNCIPALES DE PARADAS FORZADAS 2.1.6.H.2 MANTENIMIENTO Y PRUEBAS El funcionamiento de todos los dispositivos de drenaje (válvulas, orificios, colectores) debe probarse todos los meses, corrigiendo cualquier discrepancia que se encuentre. Esto puede hacerse midiendo la temperatura en ambos lados del dispositivo de drenaje. Suponiendo que el drenaje va al condensador, la temperatura del drenaje en el lado de salida debe hallarse entre la temperatura de la línea y la temperatura del condensador. Una caída permanente a la temperatura del condensador indicaría que el drenaje no funciona. Los drenajes en derivación o de disco ranurado deben abrirse periódicamente durante corto tiempo para limpiar la suciedad acumulada. Si las pruebas periódicas de los drenajes indican que los mismos no están funcionando debidamente, su derivación debe abrirse totalmente hasta que vuelvan a funcionar correctamente. Cuando se usan válvulas dobles de descarga, las válvulas secundarías deben abrirse una vez completado el mantenimiento cerradas por error. Todas las aberturas de limpieza, filtros y orificios deben ser inspeccionados al remover los filtros de malla fina durante la puesta en marcha inicial; dichas áreas también deben inspeccionarse durante todas las paradas normales de las turbinas. 2.1.6.H.3 ALABES DEL ESCAPE Las dificultades con los álabes del escape casi nunca se deben a errores fundamentales en el diseño. Las causas más probables son: El agua - presente en la ruta del vapor en grandes cantidades debido a fallas del drenaje o a su reingreso- puede causar averías por impacto directo o, mas frecuente, aumentar la magnitud del estimulo vibratorio normal con efectos adversos en la resistencia y en la fatiga del alambre de retención. Contaminantes- frecuentemente resultantes en casos de fisuración por tensocorrosión. Particularmente en sitios vulnerables tales como los orificios del alambre de retención o las zonas de las colas de milano. 64 CAPITULO II CAUSAS PRÍNCIPALES DE PARADAS FORZADAS Rozamiento resultante de una dilatación diferencial excesiva entre el rotor y lasa partes estacionarias de la ruta del vapor, pudiendo causar literalmente el arrancamiento de secciones de la envoltura. Fuera de frecuencia- la violación de los márgenes previstos de la frecuencia pueden causar fallas por fatiga en los alambres de retención, anillos, espigas y secciones de los álabes. 2.1.7 SISTEMAS DE LUBRICACIÓN Si bien el aceite sucio, los sedimentos, la contaminación del agua, etc., suelen contribuir a crear problemas en el sistema de lubricación, las dos causas principales de tales problemas son: Falla del suministro del lubricante. Avería o falla de un cojinete debido a efectos electrostáticos. 2.1.7.A FALLA DEL SUMINISTRO DE LUBRICANTE El sistema tendrá generalmente una bomba alimentadora para funcionamiento normal, una bomba alternativa o de reserva, y una fuente de presión de emergencia. La lista de causas de fallas del sistema de emergencia es: 1. Motores de corriente continua completamente desconectados. 2. Los elementos de protección contra sobrecargas en los motores vitales de las bombas deben ser ajustados para dar una alarma en vez de desconectarlos. 3. Para las bombas de emergencia, los disyuntores en la alimentación de los motores de corriente continua, deben ser ajustados a un nivel suficientemente alto para impedir desconexiones durante el ciclo de arranque. 4. Deben usarse al máximo fuentes separadas e independientes de emergencia, de manera que la perdida de un juego de barras colectoras auxiliares en un centro de control de motores no inutilice a la bomba de reserva. 65 CAPITULO II CAUSAS PRÍNCIPALES DE PARADAS FORZADAS 5. Las tuberías de vapor a la bomba de emergencia accionada por turbina deben disponerse de manera que exista un drenaje continuo u confiable 6. Deben usarse líneas de extremo vivo en vez de muerto, siempre que esto sea posible. 7. Debe proveerse una indicación visible de la condición de las válvulas de cierre en las líneas de alimentación de vapor a las bombas accionadas por turbina. 2.1.7.B VÁLVULAS DE CONTROL Las paradas forzosas debidas a las fallas de las válvulas son poco frecuentes. Cuando dichas fallas ocurren, casi invariablemente se deben a las siguientes causas: 1. Inmovilización o congelamiento del vástago de la válvula en el buje del prensaestopas debido a una acumulación de depósitos en le espacio libre del prensaestopa. 2. Grietas por alto ciclo de fatiga- usualmente el resultado de elevados esfuerzos de flexión en el vástago de la válvula como resultado de la desalineación. La acumulación de depósitos puede detectarse tomando medidas para supervisar la fuga total de vapor por el prensaestopas en el colector de perdidas del prensaestopas. Una vez que se haya establecido el flujo en "condición limpia", se puede medir el deterioro subsiguiente. Cuando dicha supervisión se lleva a cabo debidamente, se puede pronosticar la inminencia del congelamiento, y se puede programar una parada breve para la limpieza. Las grietas por fatiga no puede predecirse. Sin embargo, una parada forzosa puede a veces evitarse mediante el planeamiento del funcionamiento de las unidades a un nivel de carga distante del punto en que acciona la válvula fallada. A la larga, será necesario su reemplazo. 66 CAPITULO II CONDICIONES ANORMALES DE FUNCIONAMINETO 2.2 CONDICIONES ANORMALES DE FUNCIONAMIENTO. FUNCIONAMIENTO DE LA TURBINA A UNA FRECUENCIA QUE NO SEA LA NOMINAL Probablemente la limitación más restrictiva en el funcionamiento a frecuencia baja sea la impuesta por los álabes largos y delgados de la turbina; estos álabes pueden vibrar en un número de maneras diferentes y a varias frecuencias distintas. Por ejemplo, las líneas casi horizontales en la figura(2.1) son típicas de las diversas frecuencias resonantes a las cuales puede vibrar un álabe determinado. FIGURA 2.1 DIVERSAS FRECUENCIAS RESONANTES Las líneas inclinadas son las ubicaciones de los puntos en los que la frecuencia de vibración es un múltiplo entero de la velocidad nominal. Las mismas son a veces llamadas líneas de estimulo del vapor o líneas por revolución. Si cualquier línea de la frecuencia del álabe coincide en un punto con una línea por revolución y con la línea vertical de la velocidad nominal, existe la posibilidad de una vibración elevada y de elevados esfuerzos resultantes. La compresión y la aplicación de este hecho en el diseño de los álabes ha dado por resultado una confiabilidad mayor, también un mayor rendimiento. La figura (2.2) muestra una curva de respuesta típica para la vibración forzada de estructuras similares a la de un álabe de turbina. La escala horizontal es la relación entre la frecuencia forzada y la frecuencia resonante. La escala vertical es la ampliación de la vibración impulsora que ocurrirá en la estructura vibrante. 67 CAPITULO II CONDICIONES ANORMALES DE FUNCIONAMINETO Por lo tanto, si un álabe se hace vibrar a la frecuencia de resonancia, es decir, a la relación de frecuencia de1.0, una fuerza o estimulo relativamente pequeño puede producir grandes vibraciones del álabe, con los resultantes esfuerzos elevados. Sin embargo, si la frecuencia de la fuerza impulsora se aleja de la de resonancia, la ampliación se reduce a un valor pequeño muy rápidamente. Las turbinas son diseñadas de manera que los niveles de esfuerzos vibratorios a la velocidad nominal se hallen muy por debajo del límite de la resistencia del material del álabe. A medida que la unidad decelera por debajo de la velocidad nominal, el estimulo inherente del flujo de vapor se acercara a la resonancia con una o mas de las frecuencias naturales del álabe, y los esfuerzos vibratorios se elevaran al limite de resistencia y lo excederán. FIGURA 2.2 CURVA DE RESPUESTA TÍPICA PARA LA VIBRACIÓN FORZADA DE ESTRUCTURAS SIMILARES A LA DE UN ÁLABE DE TURBINA Asumiendo el estimulo máximo que pueda esperarse, y usando las propiedades conocidas del material, es posible calcular el periodo mínimo que transcurrirá hasta el agrietamiento de alguna parte de la estructura del álabe, mas probablemente los alambres de retención o los anillos de los álabes. Este calculo supone que la turbina esta funcionando bajo carga y produce los límites siguientes: Estos valores son cumulativos, es decir, que medio minuto de funcionamiento hoy al cuatro por ciento fuera de frecuencia deja solo medio minuto de funcionamiento a dicha frecuencia para el resto de la vida de la unidad; como las presunciones y datos usados se basan en las peores condiciones, los límites son un 68 CAPITULO II CONDICIONES ANORMALES DE FUNCIONAMINETO tanto conservadores. Las grietas en el alambre de retención y el anillo de los álabes no constituyen de por si las fallas catastróficas. Sin embargo, cambian el comportamiento vibratorio del conjunto de álabes, de manera que es probable que el mismo tenga frecuencias naturales mas próximas a la velocidad de funcionamiento, lo cual puede causar fallas de los álabes por fatiga en condiciones de funcionamiento normal. Los límites descritos pueden perecer muy restrictivos, pero son necesarios para definir el funcionamiento sin problemas. Por otra parte, el riesgo de la probabilidad de daños en el grupo turbogenerador no salta de cero a una certidumbre completa. Estos límites de funcionamiento fuera de frecuencia son excedidos cuando una turbina esta siendo puesta en marcha, siendo parada, o siendo verificada a sobrevelocidad. Sin embargo, como la turbina no esta funcionando bajo carga durante dichas operaciones, la vida prevista de las unidad no será afectada en forma apreciable si las operaciones se realizaran de acuerdo con las instrucciones recomendadas para el arranque y las pruebas. 2.2.1 ALTA PRESIÓN DE ESCAPE Bajo la combinación de una alta presión de escape y baja carga, la última etapa funciona lejos de su punto característico aerodinámico. Unas condiciones de funcionamiento tales pueden someter al álabe a estímulos poco comunes. Durante pruebas de telemetría en el terreno realizadas bajo dichas condiciones, los álabes de la última etapa han demostrado amplitudes elevadas de vibración. El límite previsto de la presión del escape para las turbinas es de 5pulgadas hga. al establecer este límite, la presunción es que las 5 pulgadas hga se alcanzaran a plena carga solamente, y que las características de transferencia térmica del condensador darán un mejor vacío bajo cargas livianas. Las investigaciones de la causa de estas fallas de los álabes de la última etapa han demostrado que esto no siempre es cierto. Los factores de diseño de la central tales como la ubicación de las descargas de vapor al condensador, o la modalidad de funcionamiento de la central, tales como la descarga inversa del condensador, pueden dar como resultado presiones del escape superiores a las 5 pulgadas hga, incluso bajo cargas livianas. 69 CAPITULO II CONDICIONES ANORMALES DE FUNCIONAMINETO 2.2.1.A RECOMENDACIONES El fin de las siguientes recomendaciones es el de reducir al mínimo la probabilidad de que surjan problemas en los álabes de la última etapa debidos al funcionamiento con alta presión de escape, y para contribuir a la certidumbre de que la acción de alarma y disparo será iniciada oportunamente: 1. Evítense las presiones de escape superiores a 5 pulgadas hga 2. Las pruebas de telemetría han revelado amplitudes de vibración bajo cargas livianas con alta presión del escape que podrían, en un álabe seriamente erosionado por el agua o con una grieta por tensocorrosión, resultar en una falla por la prolongación de tales discontinuidades. 3. La alarma de vacío deberá fijarse a 5 pulgadas hga si durante el funcionamiento la presión en el escape aumenta por sobre 5 pulgadas hga, la carga deberá reducirse hasta que se restablezca el vacío correcto. Debido al riesgo de vibraciones u oscilaciones aerodinámicas, la reducción de la carga para mejorar la presión en el escape no deberá llagar a menos del 30% de la capacidad nominal mientras la presión supere las 5 hga, si la presión en el escape excede las 5hga al alcanzarse el 30% de la capacidad nominal, la unidad deberá ser disparada, asegurándose de que todas las válvulas de la turbina se cierren antes de que se abra el disyuntor principal, para evitar un incidente de exceso de velocidad. 4. El ajuste del disparo por vacío debe reducirse de 10pulgadas hga a 7.5 pulgadas hga. esto ofrecerá una medida adicional contra el funcionamiento inadvertido a presiones muy superiores a 5 pulgadas hga. La verificación y reajuste de la alarma y del disparo deben hacerse prontamente. 5. El vacío de puesta en marcha debe ser el mejor que se pueda lograr, debiéndose evitar presiones en el escape superiores a 5 pulgadas hga. 6. El vacío no debe interrumpirse antes de que la velocidad se reduzca a 2000-2500 RPM para las turbinas con las velocidades nominales de 30003600 RPM, y a 900-1200 RPM para las velocidades nominales de 15001800 RPM. En el caso de una condición de emergencia que requiera que la turbina sea detenida lo mas pronto posible, puede ser necesario 70 CAPITULO II CONDICIONES ANORMALES DE FUNCIONAMINETO interrumpir el vacío inmediatamente para reducir al mínimo las averías generales que pudiera sufrir la unidad. 2.2.2 ALTA TEMPERATURA DE ESCAPE La unidad puede funcionar continuamente bajo carga liviana cuando la temperatura de la cubierta del escape es 175°F. Debe recordarse que hay dos razones para controlar la temperatura del escape: 1. Para impedir que la temperatura elevada levante el cojinete debido a la dilatación del acero más caliente desde la línea del suelo hasta su junta horizontal en las patas laterales. Esto cargaría al cojinete, causando una posible inestabilidad. 2. La segunda razón es impedir un enfriamiento rápido de la carcasa del escape, la cual es de construcción más liviana que el rotor, causando una dilatación diferencial entre el rotor y la carcasa que podría afectar la tolerancia axial entre las partes giratorias y las estacionarias. 2.2.3 CONDICIONES ANORMALES EN LA ADMISIÓN Debe mencionarse que pueden surgir los siguientes problemas en el caso de periodos prolongados de condiciones poco comunes en la admisión. 1. Las presiones y/o temperaturas elevadas aumentan los esfuerzos de trabajo de las piezas a contener la presión. Las mismas pueden, si son lo suficientemente altas, aumentar la fluencia del material y causar cambios permanentes en las piezas. Eso podría causar fugas de vapor u otros cambios en los espacios libres que afectaran el juego radial y axial de las partes. 2. El funcionamiento a baja temperatura tiene el efecto, bajo cualquier carga determinada, de desplazar la región húmeda de la unidad hacia la admisión y de aumentar el contenido de humedad en las etapas del escape. Este efecto puede verse como una erosión acelerada en los diafragmas y en los álabes mas largos. 71 CAPITULO II CONDICIONES ANORMALES DE FUNCIONAMINETO 2.2.4 CALENTADORES FUERA DE SERVICIO El funcionamiento de emergencia con los calentadores de agua de alimentación fuera de servicio es permisible siempre que la carga de las distintas partes del turbogenerador no exceda la carga del ciclo normal, con todas las extracciones en pleno funcionamiento. Las turbinas pueden funcionar durante periodos de emergencia con los calentadores del agua de alimentación fuera de servicio, de la siguiente manera: 1. Uno o más calentadores no adyacentes pueden ser sacados de servicio, siempre que el flujo del vapor se ajuste de manera que la capacidad de la turbina no exceda su capacidad máxima garantizada. 2. Si los calentadores adyacentes, excepto los dos de menor presión, van a ser puestos fuera de servicio, y todos los calentadores a presión más alta también son puestos fuera de servicio, la capacidad de la turbina no debe exceder la capacidad máxima garantizada. 3. Si los calentadores adyacentes de baja presión van a ser puestos fuera de servicio mientras el calentador de más alta presión continua en servicio, el flujo del vapor debe ajustarse para reducir la carga por lo menos un diez por ciento de la capacidad máxima garantizada y otro diez por ciento por cada calentador adyacente adicional que saque de servicio. 4. Si todos los calentadores están fuera de servicio, la carga de la turbina no deberá exceder el 95 por ciento de la capacidad máxima garantizada. 5. Si los calentadores en la región húmeda de la turbina están fuera de servicio, debe recordarse que la humedad de esa etapa debe ser purgada de la línea de extracción. 72 CAPITULO II INSPECCIÓN DE INTEGRIDAD 3.0 INSPECCIÓN DE INTEGRIDAD No hay una manera fácil de aumentar la disponibilidad de los turbogeneradores. Existen, sin embargo, diversas indicaciones que indican el camino a seguir para lograr dicho objetivo. En estos últimos años se han efectuado varios exámenes de las causas principales de las paradas forzosas de los turbogeneraores y de los factores que gobiernan las paradas programadas de mantenimiento. Estas investigaciones han identificado las deficiencias que han causado la mayor perdida de tiempo por paradas forzosas, y sugieren acciones para remediar la situación. Por lo menos uno de estos estudios trato sobre el impacto causado por las paradas planeadas para mantenimiento y el potencial para mejorar las prácticas de mantenimiento con el fin de lograr reducciones en los periodos de paralización. Se propuso un programa sistemático de mantenimiento que incluía un sistema integrado de recolección de datos, técnicas mejoradas de análisis de datos, un programa preplaneado de inspecciones parciales y de inspecciones periódicas. 3.1 RECOMENDACIONES PARA UN PROGRAMA EFECTIVO DE INSPECCIÓN El propósito de un programa de observación o supervisión es el de identificar el deterioro del servicio o de la condición física, usando como referencia una norma establecida anteriormente. El primer paso en la preparación de un programa de inspección es identificar la relación que existe entre causa y efecto; este proceso comienza con la presunción de que existe un problema determinado. Se establece el efecto probable, se identifican los síntomas detectables y, finalmente, se selecciona un procedimiento apropiado de diagnóstico. Esta es al secuencia usada para desarrollar esta información sobre rotores de turbinas; y deja ver como puede reunirse esta información básica para servir de guía en la planificación de la instrumentación y de los procedimientos de diagnóstico. 73 CAPITULO II RECOMENDACIONES PARA UN PROGRAMA EFECTIVO DE INSPECCIÓN 3.1.2 NIVELES DE INSPECCIÓN Algunas condiciones que reflejan las buenas condiciones físicas de la maquinaría se pueden determinar con las mediciones cuantitativas hechas con las herramientas o instrumentos disponibles actualmente. Otras condiciones deben ser evaluadas mediante alguna otra forma de inspección que requiere que se saque de servicio el equipo, ya sea con desmontaje parcial o sin el. Un programa bien planeado de inspecciones parciales, en que cada una de las cuales tenga como fin la determinación o verificación de una condición especifica es, por lo tanto, una parte esencial de cualquier programa completo de inspección de la maquinaria. Todo programa debe reconocer que hay varios niveles prácticos de inspección. Esta condición se efectúa clasificando los procedimientos de diagnóstico en tres niveles de inspección: 1. En servicio 2. Parada/inspección parcial 3. Parada/abertura total El objetivo es destacar las oportunidades para obtener el máximo de información con la máquina en servicio. Un programa efectivo de inspección es más que una simple colección de sensores y de instrumentos indicadores y registradores. La información, una vez adquirida, es inerte hasta que ha sido analizada, y el análisis es de poco valor hasta que es interpretado. La interpretación generalmente involucra o una comparación con valores aceptables o la aplicación de un criterio experimentado. En cualquier de los dos casos, se implica el uso de límites apropiados u otras normas de evaluación. 3.1.3 LÍMITES El análisis y la interpretación apropiados de los datos de la inspección son orientados por los límites de su significado. Hay tres clases de límites que deben considerarse: 1. Límites firmes. 2. Límites de cambios en etapas. 3. Límites de tendencias. 74 CAPITULO II RECOMENDACIONES PARA UN PROGRAMA EFECTIVO DE INSPECCIÓN En algunos casos, varios de los límites anteriores pueden tener relación con una misma condición, pero en diferentes oportunidades. Un límite firme es fijo; no es negociable, no varia con el tiempo, y normalmente no debe ser excedido, dependiendo de la naturaleza del problema, cada fabricante provee límites firmes apropiados a su equipo. He aquí algunos valores típicos. Esta tabulación no es completa, pero es ilustrativa de la naturaleza general y nivel de los límites firmes. Los cambios en etapas derivan su significado del hecho que son una señal de cambio. Un cambio significativo es lo suficientemente grande como para no entrar dentro de una banda de dispersión, y persiste. La mayoría de los cambios que se observan en situaciones típicas son transitorios y no persisten. Un cambio en etapa que persiste puede no implicar una acción inmediata, pero plantea la cuestión de su causa. Los cambios en etapas deben relacionarse con las condiciones de funcionamiento de punto de referencia para separar los causados por el deterioro de la máquina de los causados por variaciones en los parámetros del funcionamiento, tales como la carga o temperatura inicial del vapor. La capacidad para predecir tendencias cuando se observan los cambios es particularmente importante para la planificación del mantenimiento. La observación de los cambios progresivos, debidamente relacionados con las condiciones de referencia, es una indicación segura de que hay alguna clase de deterioro. Como en el caso de los cambios de etapa, la magnitud de la variación entre observaciones sucesivas debe ser lo suficientemente grande como para que no se encuentre dentro de una banda de dispersión, y de los cambios sucesivos deben ser en la misma dirección, aumentando o decreciendo constantemente. Cuando estos términos son extrapolados hasta los límites del deterioro, la inspección o mantenimiento pueden programarse de acuerdo con una base planificada. 75 CAPITULO II RECOMENDACIONES PARA UN PROGRAMA EFECTIVO DE INSPECCIÓN 3.1.4 USO DE LOS INSTRUMENTOS DE LA CENTRAL La inspección de las condiciones mediante el análisis del funcionamiento de las máquinas depende de la capacidad para detectar cambios o tendencias significativos. Por lo tanto, es más importante que los instrumentos sean repetibles antes que de gran precisión. La mayor parte de los instrumentos actuales usados en las centrales son apropiados para dicha aplicación, siempre que reciban un mantenimiento y calibración razonables. Es posible sacar el máximo provecho de los instrumentos medidores de la temperatura y mejorar la precisión y repetibilidad si se lee la información de los termopares de la central con volimetros digitales, en vez de leer los gráficos o instrumentos del tablero de la central. Este concepto de interceptar las señales de los instrumentos a la salida de los transductores primarios en vez de la de los finales debe considerarse siempre que sea posible. Dicho concepto puede aplicarse con igual efectividad a la presión, flujo y otras mediciones. Estas oportunidades pueden ser identificados en una reunión con el fabricante de la turbina, sobre la aplicación de los instrumentos, durante la cual se puede examinar el sistema existente de instrumentos de la central. PUNTOS DE MEDICIÓN Los datos que deben obtenerse para la evaluación varían de una máquina a otra. 3.2 PARTIDAS DE INSPECCIÓN 76 Carcasa exterior de turbina de AP-P1 Anillo de sello de campana Carcasa interior de turbina de AP-P1 1 2 3 No carcasa interior T-8 Tornillo a alta temperatura e) Brida horizontal d) Esquina de entrada de vapor de recalentado c) Esquina de escape de turbina de AP a) Esquina de salida de etapa Curtis b) Esquina de cámara de impulso T-7 Inspección metalúrgica b) Parte con curva de tubo de balance MT o PT, UT HT VI: Inspección visual MT: Prueba de particulas magnéticas UT: Prueba de ultrasonido HT: Prueba de dureza Falla de tornillo -Fuga de vapor de la junta horizontal debido al deslizamiento etc. falla de carcasa Iniciación y propagación de grietas, Igual Falla de carcasa Vibración del manguito de entrada -Falla en el cuello del manguito Grietas y deterioro del material Verificación del detioro del material Igual UT T-6 Parte de soldadura MT, Réplica Grieta debido al esfuerzo térmico y fatiga etc. MT T-5 Toda la superficie de la carcasa interior a) Junta de soldadura de caja de boquillas con Grieta Cambio de claro debido al desgaste Falla de tornillo-Fuga de vapor de la junta horizontal Grietas y deterioro del material debido al deslizamiento etc. Posibles problemas Iniciación y propagación de grietas, falla de carcasa Propósito de la inspección Grieta debido al esfuerzo térmico y fatiga etc. PT Dimensión MT o PT, UT,HT MT Método de inspección T-4 Anillo de sello de campana y pasador de seguro T-3 Distancia entre el anillo de sello de campana y la carcasa interior T-2 Tornillo a alta temperatura T-1 Superficie interior de carcasa y parte de soldadura de espiga Radial Partidas de inspección Partidas de inspección recomendada para turbina de vapor CAPITULO II PARTIDAS DE INSPECCIÓN 77 Boquilla de etapa de control 5 6 7 Anillo simulado Rotor de turbina de AP-P1 y carcasa de álabes Anillo de álabes de turbina de AP-P1 4 No T-18 Ranura y raíz de álabes (Primera etapa de AP y PI) T-17 Espiga de álabes de entrada (aro de refuerzo desprendido) T-16 Agujero central del rotor T-15 Superficie exterior del rotor T-14 Boquilla de etapa de control T-13 Tornillo de alta temperatura VI, MT, Réplica Dimensión VI, MT, UT, Dimensión VI, MT o PT, UT, HT, Réplica MT, Dimensión MT o PT, UT, HT MT MT o PT, UT,HT T-11 Tornillo a alta temparatura T-12 Toda la superficie del anillo simulado Posibles problemas térmica, etc. Grietas debido a deslizamiento y fatiga Deformación debido a deslizamiento Igual térmica Grieta debido a deslizamiento y fatiga VI: Inspección visual MT: Prueba de particulas magnéticas UT: Prueba de ultrasonido HT: Prueba de dureza Falla de álabes durante la operación Falla de aro de refuerzo/ Espiga durante la operación Igual Estallido del rotor debido a propagación de grietas Disminución de comportamiento Erosión y falla de álabes rotatorios Falla de tornillo-Fuga de vapor de la junta horizontal Grietas deteriorodel material debido al deslizamiento Erosión y grietas de particulas Falla del anillo simulado Falla de tornillo-Fuga de vapor de la junta horizontal Iniciación y propagación de grietas, fallas de anillo de álabes Falla del anillo de álabes Grieta debido al esfuerzo térmico y fatiga etc. Grietas y deterioro del material debido al deslizamiento, etc. Verificación del deterioro del material HT, Réplica Propósito de la inspección T-10 Inspección metalúrgica a) Parte de alta temperatura b) Brida horizontal Método de inspección Grieta debido al esfuerzo térmico y fatiga etc. T-9 Toda la superficie del anillo de álabes MT Partidas de inspección Partidas de inspección recomendada para turbina de vapor CAPITULO II PARTIDAS DE INSPECCIÓN 78 Tuberia de alta temperatura ( GV a carcasa de turbina ) Válvulas principales ( MVS,GV,RSV y ICV ) 9 10 Rotor y álabes de turbina de BP 8 No VI, PT T-22 Poste de álabes de extremo de BP (L-0) ( Junta de soldadura ) T-29 Inspección metalúrgica T-28 Junta de soldadura de la tuberia T-27 Tornillo a alta temperatura T-26 Inspección metalúrgica ( superficie interior y asiento de bonete ) T-25 Superficie interior y asiento de bonete T-24 Álabes estacionarios especiales de extremo de BP (L-0 y L-1) T-23 Ranura y raíz de álabes de extremo de BP (L-0) HT, réplica MT MT o PT, UT ,HT HT, réplica MT o PT PT VI, MT, réplica VI, PT, dimensión Propósito de la inspección Posibles problemas Falla de la tuberia Grietas debido al deslizamiento y fatiga térmica VI: Inspección visual MT: Prueba de particulas magnéticas UT: Prueba de ultrasonido HT: Prueba de dureza - Falla de la tuberia y fuga de vapor Iniciación y propagación de grietas Falla de tornillo fuga de vapor del bonete Grieta y deterioro del material debido al deslizamiento, etc. Verificación del deterioro del material Iniciación y propagación de grietas -Falla del cuerpo de la válvula y fuga de vapor Verificación del deterioro del material Falla de álabes durante la operación Falla del cuerpo de la válvula Grieta debido al deterioro del material o al esfuerzo térmico Igual Falla de álabes durante la operación Disminución de comportamiento y falla de álabes Igual Estallido de rotor debido a la propagación de grietas Grieta debido al deterioro del material o SCC Grietas debido a la SCC o fatiga por corrosión Erosión debido a humedad Grietas debido a la SCC o fatiga por corrosión Grieta VI, MT, UT, dimensión T-20 Agujero central del rotor T-21 Estelita de álabes de extremo de BP (L-0) Método de inspección Grieta T-19 Superficie exterior del rotor VI, MT o PT, UT Partidas de inspección Partidas de inspección recomendada para turbina de vapor CAPITULO II PARTIDAS DE INSPECCIÓN 79 CAPITULO II RENGLONES DE MANTENIMIENTO 3.3 RENGLONES DE MANTENIMIENTO Válvulas de cierre Válvulas de control Carcasas Cajas de empaquetadura Cajas de descarga o de escape Diafragmas Tobera plana Rotor Huelgo y alineamiento Chumaceras y sellos Sistema de sello de vapor Soporte delantero Dispositivos reguladores Montaje de propulsión o de ensamblaje de accionamiento Bombas de aceite y tanque de aceite Dispositivos externos Control electro hidráulico 3.3.1 DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN Y PRUEBAS OPERACIONALES 3.3.1.A PRUEBA Y/O CALIBRACIÓN DE INSTRUMENTOS DE SUPERVISIÓN 1. Excentricidad 2. Expansión diferencial 3. Detectores de vibración 4. Expansión de carcasa 5. Posición de la válvula de velocidad 80 CAPITULO II RENGLONES DE MANTENIMIENTO 3.3.1.B DISPARO DE VACÍO 1. Disparo de vacío de válvulas de disparo 2. Ajuste de disparo 3.3.1.C NDICADOR DEL DESGASTE DE EMPUJE 1. Verificar disparos 2. Verificar alarmas 3.3.1.D PROBAR DISPARO DE SOLENOIDE VERIFICAR VÁLVULAS PARA BUENA OPERACIÓN 1. (Válvula) principal de cierre 2. (Válvula) de control 3. (Válvula) de cierre de recalentamiento 4. (Válvula) interceptora 5. (Válvula) de extracción 6. (Válvula) de purga 7. (Válvula) alimentadora de sello de vapor 8. (Válvula) para rocío de carcasa baja presión 9. (Válvula) drenajes de avance de admisión 10. (Válvula) de retención de vapor 3.3.1.E INSPECCIONAR LOS TERMOPARES DE CARCASA 3.3.1.F INSPECCIONAR EL DISPOSITIVO DE TIERRA DEL EJE 3.3.1.G SISTEMA DE LUBRICACIÓN DE ACEITE 1. Cotejar alarma de nivel 2. Cotejar arranque de bombas en automático 3. Cotejar el vacío del tanque de aceite 4. Cotejar o verificar el flujo visual de chumacera 5. Cotejar rellée de extracción 81 CAPITULO II RENGLONES DE MANTENIMIENTO 3.3.1.H SISTEMA ELECTRO HIDRÁULICO DE VÁLVULA DE VACIAR 1. Cotejar arranque de la bomba automática 2. Cotejar todas las alarmas 3. Cotejar todos los filtros y secadores 4. Cotejar para salidas en los enfriadores 5. Analizar muestras de fluido 6. Probar sistema de disparo de alta presión 7. Probar el sistema de 24 voltios cc 8. Probar la válvula de disparo mecánico 9. Cotejar la operación correcta de los operadores de válvula. 3.3.1.I REGULADOR DE SOBREVELOCIDAD 1. Probar velocidades de disparo 2. Probar disparos de aceite 3. Cotejar regulador en la línea 4. Verificar si las válvulas de retención de extracción operan correctamente 3.3.1.J REGULADOR OPERANTE 1. Cierre de alta velocidad 2. Cierre de baja velocidad 3. Regulación 3.3.1.K REGULADOR DE PRE-EMERGENCIA 3.3.1.L REGULADOR DE PRESIÓN INICIAL 3.3.1.M SISTEMA DE LUBRICACIÓN CON ACEITE 1. Presión de aceite en cabezal de chumacera 2. Presión de la bomba de succión del eje 3. Presión hidráulica 82 CAPITULO II 3.3.1.N RENGLONES DE MANTENIMIENTO VERIFICAR ESCAPES EN VÁLVULAS DE CIERRE, VÁLVULAS DE CONTROL Y VÁLVULAS INTERCEPTORAS 3.3.2 VALVULAS DE CIERRE 1. Inspección magnética del cuerpo y cabezal de válvula 2. Limpiar camisilla de varilla 3. Condición de varilla 4. Inspección sónica de pernos 5. Inspección con tinte rojo los asientos y discos 6. Cotejar contacto de asiento 7. Inspeccionar cedazos 8. Extensión de tornillos 9. Inspeccionar válvulas piloto ( o de mano) 10. Inspeccionar piezas hidráulicas 11. Inspeccionar uniones (eslabonamientos) 12. Inspección con tinte rojo cabezal de sello 13. Área de protección de erosión 14. Probar juego de camisillas 3.3.2.A VÁLVULAS DE CONTROL 1. Inspección sónica de pernos 2. Prueba magnética 3. Probar con tinte todos los asientos y discos 4. Pruebas de contactos de todo los asientos 5. Pruebas del cojinete del vástago 6. Inspeccionar chumaceras del eje de distribución 7. Inspeccionar piezas hidráulicas 8. Prueba magnética de todos los vástagos 9. Extensiones de tornillos 10. Inspeccionar eslabones y cremalleras 83 CAPITULO II RENGLONES DE MANTENIMIENTO 11. Verificar ajustes de válvula 12. Tratar prueba de palanca de cojinetes 3.3.3 CASCOS 1. Prueba no-destructiva de ambas mitades 2. Prueba no-destructiva de entradas 3. Prueba no-destructiva en cámara de vapor 4. Inspeccionar encajes de cascos 5. Inspeccionar todas las cuñas y rellenos 6. Verificar todas las cuñas y juegos de relleno 7. Inspeccionar junta horizontal 8. Probar todos los tornillos 9. Estirar tornillos 3.3.3.A CASCOS INTERNOS 1. Prueba no-destructiva de ambas mitades 2. Prueba no-destructiva de las entradas de vapor 3. Prueba no-destructiva de cámara de vapor 4. Inspeccionar la superficie de la tobera 5. Probar todos los tornillos 6. Inspeccionar ajustes de diafragma 7. Inspeccionar ajustes de cascos 8. Inspeccionar cuñas y rellenos 9. Verificar juego de las cuñas 10. Inspeccionar junta horizontal 11. Inspeccionar anillos selladores 12. Inspeccionar áreas tirilla de vapor 13. Estirar tornillos 84 CAPITULO II RENGLONES DE MANTENIMIENTO 3.3.3.B CAJAS DE EMPAQUETADURAS 1. Limpiar a presión con óxido de aluminio 2. Inspeccionar junta horizontal 3. Inspeccionar ajustes de empaquetadura 4. Inspeccionar superficies de sellos 5. Probar los tornillos 6. Prueba no-destructiva de la caja completa 3.3.3.C CAJAS DE ESCAPE 1. Inspeccionar juntas horizontales 2. Inspeccionar puntales 3. Inspeccionar retallos de diagrama 4. Inspeccionar diafragmas de relevo 5. Inspeccionar boquillas de regar 6. Probar e inspeccionar tornillos 7. Inspeccionar cuñas y rellenos 8. Verificar todos los juegos de las cuñas 3.3.4 DIAFRAGMAS 1. Prueba magnética de los diafragmas 2. Probar paletas con molde 3. Inspeccionar pasadores del pinche 4. Inspeccionar la erosión 5. Inspeccionar juntas pasadores 6. Inspeccionar tirillas de vapor 7. Inspeccionar barras de soporte 8. Inspeccionar empaquetaduras 9. Verificar el área en las divisiones 10. Limpieza a presión con óxido de aluminio 11. Inspeccionar áreas de remoción de humedad 85 CAPITULO II RENGLONES DE MANTENIMIENTO 3.3.5 TOBERA PLANA 1. Limpiar a presión con alox 2. Prueba no-destructiva de boquilla, ambas mitades 3. Prueba de líquido penetrante en los álabes o paletas 4. Inspeccionar la erosión 5. Probar todos los tornillos 6. Aros de sellos entre carcasa y boquilla 7. Inspeccionar segmentos intermedios 8. Inspeccionar cubiertas de tornillos 9. Inspeccionar tirillas de vapor 10. Verificar área de divisiones 11. Estirar tornillos 3.3.6 ROTOR 1. Indicar 2. Limpiar a presión con óxido de aluminio 220 3. Prueba no-destructiva o de tinte de las paletas 4. Prueba magnética o sónica de la perforación 5. Prueba magnética o sónica de las colas de pato 6. Prueba sónica de pasadores de cola de pato 7. Efectuar prueba magnética o sónica a lo largo y alrededor de todo el rotor 8. Prueba penetrante los escudos de erosión 9. Inspeccionar cubierta de la paletas 10. Inspeccionar los remaches de las paletas 11. Inspeccionar el área direccional y tronco de las paletas 12. Inspeccionar ranuras de las pesas de balance 13. Inspeccionar colas de pato 14. Inspeccionar bloques cuña 15. Inspeccionar las ranuras de las empaquetaduras 16. Inspeccionar alambres de empalme 17. Inspeccionar la superficie de las ruedas 18. Inspeccionar los radios de las ruedas 86 CAPITULO II RENGLONES DE MANTENIMIENTO 19. Inspeccionar tapón de taladro 20. Muñones 21. Inspeccionar encoje, caras y perforaciones de tornillos en acopladura 22. Orificios para balance de vapor 23. Erosión de partículas sólidas 24. Erosión por agua 25. Depósitos 26. Tomar fotografías 3.3.6.A HUELGO Y ALINEAMIENTO 1. Verificar la posición del rotor 2. Huelgo de las ruedas 3. Huelgo de los diafragmas 4. Huelgo de las empaquetaduras 5. Huelgo axial 6. Huelgo en chaveta de cabeza 7. Inspecciones del acoplador acoplador 8. Prueba de eslinga en alineamiento 9. Estirar tornillo de acoplamiento 10. Verificar cargas en las chumaceras 3.3.6.B CHUMACERAS Y SELLOS 1. Inspeccionar chumaceras 2. Inspeccionar muñones 3. Verificar dimensiones 4. Inspeccionar orificios 5. Inspeccionar contracción de chumacera 6. Condición del deflector 7. Huelgos del deflector 8. Inspeccionar ajuste de chumaceras 87 CAPITULO II RENGLONES DE MANTENIMIENTO 3.3.6.C SISTEMAS SELLO DE VAPOR 1. Inspeccionar regulador-lado de vapor 2. Inspeccionar regulador-lado de aceite 3. Inspeccionar válvulas de desahogo 4. Inspeccionar válvula de desviación 5. Válvulas alimentadoras 6. Inspeccionar válvulas de descarga 7. Inspeccionar cuello de eductor 8. Inspeccionar el nivel de aceite del restaurador de flujo 9. Inspeccionar que el recipiente de agua este lleno 10. Inspeccionar movimiento de válvula piloto 11. Regulador estable 12. Presión del sistema de sellos 3.3.6.D SOPORTE DELANTERO 1. Mecanismo de disparo del regulador de emergencia 2. Válvula de disparo del solenoide 3. Probar mecanismo de cierre 4. Dispositivo electrohidráulico generador magneto permanente 5. Detector de excentricidad 6. Ensamble de escobillas de tierra 7. Interruptores de aire y de posición 8. Sensor de velocidad 9. Interruptor de baja velocidad 3.3.7 DISPOSITIVOS REGULADORES 1. Regulador velocidad y válvula piloto 2. Releé y varillaje de velocidad 3. Válvula piloto principal y cilindro 4. Ensamble de válvula piloto y regulador de pre-emergencia 5. Cojinete y respaldo de la válvula pilloto del regulador 6. Limitador de carga de válvula piloto y servoválvula 88 CAPITULO II RENGLONES DE MANTENIMIENTO 3.3.7.A EMSAMBLES DE MOVIMIENTO 1. Gusano del regulador y funcionamiento 2. Inspeccionar el gusano y el funcionamiento del regulador de pre-emergencia 3. Ensamble del movimiento del regulador 4. Ensamble del movimiento del regulador de pre-emergencia 5. Chumaceras y eje del regulador 6. Chumaceras y eje del regulador de pre-emergencia 7. Engranajes principales 8. Chumaceras de engranajes principales 9. Engranaje generador imán permanente 10. Cojinete de eje de extensión 11. Inspeccionar conexiones de turbinas 3.3.7.B BOMBAS DE ACEITE 1. Condición mecánica 2. Huelgos internos 3. Condición de chumaceras y huelgos 3.3.7.C TANQUE PRINCIPAL DE ACEITE 1. Condición y limpieza del tanque 2. Condición del aceite (prueba) 3. Inspeccionar conexiones de tubería 4. Válvula de transferencia 5. Extractor de vapor 6. Inspeccionar Válvulas 7. Enfriadores de aceite: A. Lado del agua B. Lado del aceite 89 CAPITULO II RENGLONES DE MANTENIMIENTO 3.3.7.D DISPOSITIVOS EXTERNOS 1. Detector del desgaste de empuje 2. Válvula de boquillos en carcasa de baja presión 3. Regulador de presión inicial 4. Dispositivo de disparo al vacío 5. Termostato de escape de cubierta 6. Conectar varillaje 7. Interruptores de aire y de posición 8. Mecanismo de válvula de desvío 9. Dispositivo de expansión de carcasa o casco 10. Dispositivo de expansión diferencial (alta presión/ baja presión) 11. Engranaje de rotación A. Condición mecánica B. Huelgos de chumaceras 3.3.8 CONTROL ELECTROHIDRÁULICO 3.3.8.A UNIDAD DE FLUIDO HIDRÁULICO 1. Condición del tanque 2. Condición del fluido (prueba) 3. Inspeccionar conexiones de tubería 4. Filtros de fluido 5. Sistema de filtros auxiliares 6. Enfriadores (prueba) 7. Válvulas de desahogo 8. Arranque de bombas e interruptores de alarma 90 CAPITULO II RENGLONES DE MANTENIMIENTO 3.3.8.B SISTEMA DE BOMBAS 1. Bomba principal de fluido A. Condición mecánica B. Huelgos internos C. Condición de chumaceras 2. Bomba de reserva de fluido A. Condición mecánica B. Huelgos internos C. Condición de chumacera 3.3.8.C INSPECCIÓN DE EQUIPO ELÉCTRICO 1.Controles análogos A. Unidad de control de velocidad B. Unidad de control de carga C. unidad de control de corriente 3.3.9 MANTENIMIENTO DURANTE OPERACIÓN Hay un número de rutinas de mantenimiento que pueden efectuarse siguiendo un plan regular mientras la unidad está en operación. Estas incluyen: Lubricación de rutina Mantenimiento de escobillas de tierra Remoción de materia extraña Mantenimiento del enfriador de aceite (para mencionar unas pocas de las rutinas posibles) 91 CAPITULO II RENGLONES DE MANTENIMIENTO Algunos de los procedimientos de mantenimiento que pueden ser efectuados mientras la unidad está corriendo son: 3.3.9.A LUBRICACIÓN Motores eléctricos Extractores de vapor, sopladores, etc. Dispositivos de control (limitadores de carga, sellos de Vapor, etc.) Engranaje de válvula (cremallera y piñón, guías) Soportes delanteros ( deslizamiento) Lado de escape (deslizamiento) SISTEMAS DE LUBRICACIÓN Calidad de las muestras de lubricante Operación del enfriador (cambios de presión en lado de agua, atoponamiento o falla) Filtraciones del enfriador (agua a el aceite o aceite al agua) Fuerza de batería de corriente directa Prueba de amperaje de motor de corriente alterna y directa 3.3.9.B ESCOBILLAS DE TIERRA Medir semanalmente el voltaje del eje a tierra para determinar la frecuencia del mantenimiento CONTROL Ejercitador del regulador de sobrevelocidad Prueba de válvula principal de cierre Disparo de aceite del regulador de sobrevelocidad Válvulas de control (soltura, apertura, etc.) 92 CAPITULO II RENGLONES DE MANTENIMIENTO 3.3.9.C INSPECCIÓN PARCIAL Y PRUEBAS DE OPERACIÓN Aunque la apertura periódica de la turbina y el generador es necesaria para la inspección completa, el uso juicioso de un programa de inspecciones parciales suplementado por una serie de pruebas operacionales parciales puede ser útil al extender las aperturas de turbina con razonable certeza que la maquinaria esta en condición mecánica satisfactoria. Ordinariamente, los paros de operación para mantenimiento de equipo que no sean para el conjunto turbina-generador proveerán tiempo suficiente para la terminación de inspecciones parciales clave, suponiendo que los programas y procedimientos de inspección sean desarrollados antes de un paro. La secuencia de las inspecciones debe ser tal que a través de un periodo de tiempo, el cual puede incluir algunos diferentes periodos de mantenimiento, cierto numero de componentes sea cubierto. Inspecciones parciales no solo permiten evaluar la condición física del componente especifico que esta siendo inspeccionado, sino que proveen datos del cual se pueden obtener interferencias en cuanto a la probable condición mecánica de otras piezas. Algunas inspecciones parciales de componentes clave que pueden efectuarse durante algunos paros de dos a tres días o cinco a seis días dependiendo del tamaño y tipo de la unidad incluye: 1.Desmantelamiento, inspección y limpieza de válvulas de control 2.Desmantelamiento, inspección y limpieza de válvulas de cierre 3.Desmantelamiento, inspección y limpieza de los componentes del regulador 4.Inspección de las chumaceras del árbol de levas, levas rodillos, etc. 5.Inspección del cojinete de empuje y una chumacera 6.Inspección golpeando el rotor para inspección el huelgo del cojinete de empuje 7.Inspección de las paletas de la última etapa y las aperturas para boroscopios están hechas, paleta de la etapa L-1 8. Prueba del generador con megohometro e inspección parcial 93 CAPITULO II RENGLONES DE MANTENIMIENTO Desmantelamiento parcial, inspección de bombas, enfriadores y otras piezas mayores del equipo en la reserva principal de aceite puede ser programado para ser incluido durante un número de inspecciones parcial. La prueba operacional clave que es un buen indicador de la condición mecánica del paso interno de vapor es una inspección anual realizada en el mismo lugar de la válvula. Para que sea útil, esta prueba puede ser realizada cada vez en el mismo punto de la válvula y con condiciones de vapor iniciales fijas. 94 CAPITULO II ANÁLISIS CRITICOS DE LOS DIFERENTES ENFOQUES ANÁLISIS CRÍTICOS DE LOS DIFERENTES ENFOQUES Tanto el principio de funcionamiento de acción como el principio de funcionamiento de reacción se aplican a las turbinas de vapor utilizadas en las centrales termoeléctricas, esto se justifica para aprovechar ambas ventajas que ofrecen los dos principios de funcionamiento, logrando hacer más eficiente a la máquina. De las diferentes clasificaciones de las turbinas de vapor que existen pueden agruparse en diferentes formas de tal manera que cuando el vapor sale de una turbina entra a otra. Todo esto en función de las necesidades de cada planta generadora. Las etapas o escalonamientos de las turbinas son consideradas en los diseños de fabricación con el objeto de disminuir la velocidad del rodete conservando una velocidad en los álabes próxima al vapor óptimo con relación a la velocidad del chorro del vapor. Los tipos de escalonamientos utilizados son: de velocidad y de presión. En las turbinas de vapor se llevan acabo paradas forzadas, paradas diferidas y paradas planeadas, de las cuales las primeras se originan en la mayoría de los casos por no llevar a una inspección adecuada y periódica a las máquinas, observando que cuando se realiza el mantenimiento propio, tanto a la turbina como al sistema en general, se participa de esta manera para aumentar el rendimiento de la planta. Un factor determinante a inspeccionar durante la operación de la turbina son la introducción de contaminantes que deben evitarse, entre ellos esta la ingestión de agua, vapor contaminado con impurezas desde la caldera. Los principales problemas resultantes de la admisión de contaminantes en términos generales, incluyen la disminución del rendimiento térmico, el deterioro del rendimiento mecánico y varías clases de averías físicas. 95 CAPITULO II ANÁLISIS CRITICOS DE LOS DIFERENTES ENFOQUES Dentro de un buen programa de inspección de integridad debe considerarse evitar las paradas forzadas, siendo necesario realizar los programas adecuados y efectivos para llevar acabo las paradas planeadas, reduciendo el mayor tiempo posible dichos paros. Todo programa debe reconocer que hay varios niveles prácticos de inspección. Esta condición se efectúa clasificando los procedimientos de diagnóstico en tres niveles de inspección: en servicio, parada/inspección parcial y parada/ abertura total. El objetivo es destacar las oportunidades para obtener el máximo de información con la máquina en servicio. 96 CAPITULO II ANÁLISIS CRITICOS DE LOS DIFERENTES ENFOQUES CAPITULO III 95 CAPITULO III CONCLUSIONES CONCLUSIONES Con base a lo anterior, se puede concluir que realizando una inspección de integridad en las turbinas de vapor, se reducen en gran medida las paradas forzadas por fallas inesperadas. El mantenimiento adecuado es de una importancia definitiva para lograr la vida de la turbina de vapor, evitar tiempos de interrupción y reducir a un mínimo las faltas de producción. Un programa bien planeado de inspecciones parciales en cada una de las cuales tenga como fin la determinación o verificación de una condición especifica es, por tanto, una parte esencial de cualquier programa de inspección integral. Se recomienda llevar a cabo un registro o historial del comportamiento de las turbinas de vapor, para posteriores consultas de apoyo. 97 CAPITULO III BIBLIOGRAFÍA BIBLIOGRAFÍA - DEPARTAMENTO DE TURBINAS DE VAPOR (1994). Manual sobre Mantenimiento de Turbogeneradores de Vapor, de la general electric, México. - ESCUELA CENTRAL DE CELAYA Manual de Introducción a Centrales Termoeléctricas, de CFE, México. - MITSUBISHI HEARY INDUSTRIES, LTD. Seminario Técnico Avanzado, Marzo 2000. - SEVERNS W.H at (1996). Energía Mediante Vapor, Gas o Aire, 5ª edición, ed. Reverté, S.A - HEINZ P.B (1998). Guía Práctica para la Tecnología de las Turbinas de Vapor, Ed. Mc Graw Hill - INEGI. Datos Estadísticos para el Estado de Veracruz, Abril 2000 - UNIVERSIDAD Veracruzana (1999). Consolidación y Proyección hacia el siglo XXI, artes graficas graphos S. A de C. V. México. - Dirección electrónica, http://thales.cica.es/rd/Recursos/rd99/ed99-0226- 01/capitulo7.html - Dirección electrónica, http://www.uamerica.edu.col ing/Controles/ TURBINAS.htm 98