GUIA Mantto Mecanico 2010

Prólogo

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PRÓLOGO

La creciente demanda de energía eléctrica dentro de un marco económico globalizado, competitivo y sustentable, nos ha obligado a la optimización de métodos de trabajo en las áreas sustantivas de nuestra Subdirección de Generación con el fin de ofrecer mayor confiabilidad y disponibilidad de nuestras unidades generadoras. Por tal motivo la Coordinación de Generación Hidroeléctrica, ha establecido como una estrategia, la actualización de la Guía de Mantenimiento Mecánico en Centrales Hidroeléctricas. Este documento no pretende ser un código o una norma; más bien, es una Guía cuyo objetivo es apoyar a los ingenieros y técnicos responsables del mantenimiento mantenimiento mecánico de centrales, para alinear criterios, estableciendo métodos de trabajo, referenciando procedimientos y normas, señalando áreas de oportunidad en la cultura del diagnóstico, el cual es posible aprovechando los avances tecnológicos en cuanto a los instrumentos de detección, medición, protección, regulación y de la explotación adecuada de esta información; así como, para documentar y transmitir la experiencia en la operación y el mantenimiento de centrales hidroeléctricas. hidroeléctricas. Además este documento trata de resolver la incógnita esencial que nos hemos planteado en forma permanente los ingenieros y técnicos encargados del mantenimiento, el cuándo intervenir en forma oportuna los equipos, para evitar fallas, sin caer en excesos que incrementen los costos y las indisponibilidades por mantenimiento. Se les invita a que lo lean, comenten, analicen y apliquen trabajando y aprendiendo en equipo, con una visión compartida y asumiendo el compromiso y la responsabilidad para hacer realidad nuestro pensamiento estratégico. Es posible que gran parte de lo asentado en la presente Guía, no se ajuste cabalmente a los requerimientos de algunas centrales; sin embargo, si el contenido c ontenido coadyuva a mejorar el método de trabajo en nuestras áreas sustantivas, será nuestra mayor satisfacción. s atisfacción.

Ing. José Manuel Fernández Dávila Prólogo

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GUÍA DE MANTENIMIENTO MECÁNICO EN CENTRALES HIDROELÉCTRICAS - CGH

GUÍA DE MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO MECÁNICO EN CENTRALES HIDROELÉCTRICAS HIDROELÉCTRICAS

ÍNDICE CAPÍTULO I.- MANTENIM MA NTENIMIENTO IENTO MECÁNICO A UNIDADES GENERADORAS Página

1.1

DEFINICIONES

2

1.2

TIPOS TIPOS DE MANTENI MANTENIMIE MIENTO NTO Y SU DESCRI DESCRIPCI PCI N

2

1.3

DETECCIÓN Y ANÁLISIS PARA EL DIAGNÓSTICO

4

1.4

PLANEAC PLANEACII N DEL MANTEN MANTENIMI IMIENT ENTO O

51

1.5

EJECUCI EJECUCI N Y SEGUIMIENTO SEGUIMIENTO DEL MANTENIMI MANTENIMIENTO ENTO

61

1.6

EVALUAC EVALUACII N DE RESULT RESULTADO ADOS S

65

1.7

REPORTES DE MANTENIMIENTO

66

1.8

SEGURIDAD EN EL MANTENIMIENTO

80

CAPÍTULO II.- A CTIVIDADES CTIVIDADES RELEVANTES RELEVA NTES EN MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO

2.1

ALINEA ALINEAMIE MIENTO NTO,, NIVELA NIVELACI CI N Y CENTRA CENTRADO DO

94

2.2

REPARTICIÓN DE CARGAS EN CHUMACERAS

122

2.3

CHUMACERAS CHUMACERAS GU A

154

2.4 2.4

REPAR REPARAC ACII N DE RODE RODETES TES

1600 16

2.5

AJUSTE DE CIERRE DEL DISTRIBUIDOR, CHIFLONES

178

2. 2.66

AN LI LISI SIS S DIN DIN MI MICO CO Y BALA BALANC NCEO EO

1811 18

2.7

COMP COMPUE UER RTAS TAS Y V LVULA VULAS S DE DE ADM ADMIS ISII N

191

2.8

APRIETE DE BARRAS EN ROTORES DE GRAN TAMAÑO

201 ndice

ii


CAPÍTULO III.- MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO A EQUIPO AUXILIAR AUXILIA R

3.1

BOMBAS, EDUCTORES Y COMPRESORES

204

3.2

COMPUERTAS

213

3.3

UNIDAD AUXILIAR

214

3.4

SISTEMA DE ENFRIAMIENTO

222

3.5

REGULADOR DE VELOCIDAD

230

3.6

SISTEMA DE FRENADO

235

3.7 3.7

SISTE SISTEMA MA DE VENTI VENTILA LACI CI N

2399 23

3.8

GRÚAS

241

3.9

TUBE TUBER R A A PRES PRESII N

244

3.10 3.1 0

SISTEM SISTEMA A DE LUBRIC LUBRICACI ACI N

248

3.11 3.11

INSTR INSTRUM UMEN ENTA TACI CI N

2633 26

CAPÍTULO IV.- TURBINAS HIDRÁULICAS

4.1

GENERACIÓN DE ENERGÍA EN UNA UNIDAD HIDROELÉCTRICA

266

4.2 4.2

DESC DESCRI RIPC PCII N DE UNA UNA CENTR CENTRAL AL HIDR HIDROE OELL CTRI CTRICA CA

2699 26

4.3 4.3

FUND FUNDAM AMEN ENTOS TOS TE RICO RICOS S DE LAS LAS TURBI TURBINA NAS S HIDR HIDR UL ULIC ICAS AS

2755 27

4.4

PRINCIPALES COMPONENTES DE LAS TURBINAS HIDRÁULICAS

279

ndice

iii


CAPÍTULO V.- FUNDAMENTOS DE OPERACIÓN OPERACIÓN DE LAS CENTRALES CENTRAL ES HIDROELÉCTRICAS

5.1

INTRODUCCIÓN

296

5.2

REGULACIÓN DE VELOCIDAD

301

5.3

EFICIENCIA DE LAS TURBINAS HIDRÁULICAS

307

5.4

CAVITACIÓN

313

5.5

AIREACIÓN

315

5.6

SUMERGENCIA EN TURBINAS DE REACCIÓN

318

5.7

VIBRACIONES

323

5.8

OPERACIÓN COMO CONDENSADOR SÍNCRONO

331

ndice

iv


RESUMEN

La presente GUÍA DE MANTENIMIENTO, actualizada en el año 2010, está integrada bajo la siguiente estructuración: En el primer capítulo se describen los tipos de mantenimiento, la detección de necesidades, la planeación, la ejecución, evaluación y los reportes. En el segundo capítulo se tratan las actividades relevantes que se realizan durante los mantenimientos a las unidades. En el tercer capítulo se le da tratamiento a los equipos y sistemas auxiliares de las las turbinas. turbinas. En el cuarto capítulo se describe una central hidroeléctrica, los fundamentos, teorías y los principales componentes de las turbinas hidráulicas. En el quinto capítulo se abordan los fundamentos de las buenas prácticas de operación de las centrales hidroeléctricas, mencionando los fenómenos que se presentan, su corrección y la importancia de la eficiencia del desempeño de los componentes.

Resumen


CAPÍTULO I.- MANTENIMIENTO MECÁNICO A UNIDADES GENERADORAS 1.1 DEFINICIONES

CENTRAL HIDROELÉCTRICA Lugar y conjunto de instalaciones, incluidas las obras de ingeniería civil y edificaciones necesarias, directa o indirectamente utilizadas para la producción de energía eléctrica, usando como elemento motriz el agua. UNIDAD GENERADORA Conjunto de equipos que transforman la energía hidráulica en energía eléctrica, siendo el par motriz una turbina y el par resistente el generador, incluyendo equipos auxiliares. MANTENIMIENTO Es el conjunto de actividades que tiene por objetivo la conservación y/o restitución del equipo o instalación, a sus condiciones óptimas de operación durante su vida útil. 1.2 TIPOS DE MANTENIMIENTO Y SU DESCRIPCION

MANTENIMIENTO PREVENTIVO. Se subdivide en los siguientes grupos: MANTENIMIENTO RUTINARIO Es aquel que se efectúa en forma repetitiva en los equipos o instalaciones y que puede o no requerir licencia total de la unidad generadora. Consiste principalmente en revisión y limpieza de: filtros para agua, aceite y aire; niveles de aceite; engrase; así como correcciones menores reportadas por los operadores. MANTENIMIENTO MENOR Es el que de acuerdo con los registros de comportamiento (parámetros de operación), diagnósticos (sintomatología), experiencia y/o recomendaciones del fabricante, se requiere dar a los equipos y/o instalaciones, lo anterior no implica desarmar y/o sustituir los componentes principales. Requiere de una licencia total cuya duración dependerá de la capacidad y de las condiciones de las unidades. Capítulo I

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MANTENIMIENTO MAYOR Es el que se realiza bajo la misma premisa que el menor y requiere de mayor tiempo, dependiendo de la capacidad de la unidad generadora, debido a que en este tipo de mantenimiento se requiere desmontar, reparar y/o sustituir las partes principales de la unidad. REHABILITACIÓN Son aquellas actividades que se realizan en las unidades generadoras y/o en instalaciones y equipos auxiliares, que implica una modificación al diseño original, debido al avance tecnológico y/o al mejoramiento de la instalación. Para su realización en las unidades generadoras se requiere desacoplar la turbina del generador, desmontar totalmente la unidad y se justifica con base al diagnóstico de la instalación y al correspondiente estudio de rentabilidad de la inversión. Cuando la central ha concluido su vida útil y se mantienen las instalaciones civiles, y la concesión de agua vigente, es conveniente efectuar un análisis técnico-económico para modernizar la instalación, empleando tecnología actual. MANTENIMIENTO CORRECTIVO O NO PROGRAMADO. Se subdivide en dos tipos: MANTENIMIENTO POR FALLA Son las actividades que se realizan en las unidades generadoras y/o equipos e instalaciones, que implican el restablecimiento de la condición operativa que fue interrumpida por una falla. MANTENIMIENTO POR EMERGENCIA Se efectúa tiempo después de que se presenta una alteración en el comportamiento operativo del equipo o instalación y que aún cuando pueda mantenerse en operación la unidad con su capacidad nominal o ligeramente menor, denota un riesgo potencial cuya causa debe ser corregida lo más pronto posible.

Capítulo I

2


Cada vez que se presenten fallas o situaciones de emergencia, como lo descrito anteriormente, deberá realizarse un análisis de las circunstancias o causas que las motivaron a fin de que la corrección a realizar evite su recurrencia. 1.3 DETECCIÓN Y ANÁL ISIS PARA EL DIAGNÓSTICO

Una vez definidos los conceptos de mantenimiento rutinario, menor y mayor, es necesario complementar las técnicas requeridas para obtener de los equipos la mayor disponibilidad y programar los mantenimientos preventivos con base al análisis de comportamiento de sus componentes, ya sea con la ayuda de las variables medidas en el sistema de monitoreo continuo y/o con un equipo específico, a fin de estructurar un diagnóstico que nos permita corregir con oportunidad y al menor costo las anomalías detectadas. Se deben tomar en cuenta las siguientes premisas: a) Reducir en todo lo posible las indisponibilidades. b) Evitar cualquier incidente que pudiera tener consecuencias con nuestro personal o con terceros. c) Mantener, y de ser posible, incrementar la eficiencia de las instalaciones. d) Maximizar la rentabilidad de las inversiones . Las pruebas y mediciones para establecer el diagnóstico del equipo, deberán realizarse sin afectar la disponibilidad de los mismos. Las revisiones necesarias para confirmar los resultados del diagnóstico, podrán realizarse durante los mantenimientos rutinarios o durante el paro temporal de la unidad y servirán para establecer las necesidades o decisiones de mantenimiento. Las inspecciones programadas para tomar holguras y otras referencias sobre la turbina y sus componentes, deberán también definirse en función del trabajo de las unidades generadoras y las condiciones particulares de operación. A continuación se muestra una serie de formatos utilizados para la adquisición periódica de variables en sitio. Capítulo I

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Capítulo I

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Capítulo I

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Capítulo I

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Capítulo I

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Capítulo I

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Capítulo I

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Capítulo I

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Capítulo I

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Capítulo I

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Los formatos anteriores proporcionan información importante para utilizarse en el análisis de tendencias, por ejemplo: Los instrumentos de medición de flujo y temperatura, deberán permitir el efectuar los balances térmicos de los intercambiadores de calor, para programar la limpieza de éstos, en el momento cuando modifiquen su coeficiente de transferencia.

En las chumaceras guía, los instrumentos de medición de temperatura, medición de nivel, flujo de agua de enfriamiento, presión de aceite (donde aplique) y medición de la vibración, deberán determinar el momento en el que existe un comportamiento inadecuado, que amerite el efectuar la revisión.

Capítulo I

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En las chumaceras de carga, además del seguimiento de su comportamiento operativo, se deberá de efectuar un análisis sistémico con aquellas acciones operativas, que permitan detectar un mal funcionamiento de los sistemas de prelubricación, ejemplo de esto, los tiempos de paro, temperaturas anormales de operación y otros.

Los instrumentos para la medición de nivel y presión en los tanques acumuladores, asociados con los tiempos de recuperación y abatimiento de la presión, indicarán el estado del aceite de las bombas, de la válvula distribuidora, de la válvula piloto y de los servomotores en el sistema de regulación de velocidad.

Capítulo I

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El deterioro de las placas de desgaste o empaques de las mismas (donde aplique), deberá estar plenamente asociado con el tiempo utilizado por la unidad al efectuar un paro desde que se cierra el distribuidor hasta el momento de aplicación de los frenos.

La inspección del rodete deberá fundamentarse en el historial de su comportamiento. Por ejemplo una unidad operada durante 20 años, que jamás haya requerido de reparación de fisuras o aportaciones de material para restituir los perfiles de los álabes, difícilmente determinará la necesidad de su intervención anual con base a la revisión de este elemento.

Capítulo I

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La medición de flujo por cualquier método con el que cuente la central, como son: ultrasonido Gibson, o bien, Winter Kennedy, que permiten llevar el seguimiento en tiempo real de la eficiencia de la unidad generadora, parámetro de vital importancia en la detección de problemáticas importantes de la turbina.

Los instrumentos, los controladores lógicos y el software de visualización, con los que se pueden obtener tendencias, comportamiento del valor de la variable y registrar el historial, permiten contar con la información suficiente para programar el mantenimiento y realizarlo justo en el momento en que el equipo lo requiere.

Capítulo I

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Con lo anterior, se establece el alcance, duración y requerimientos para los diferentes tipos de mantenimiento preventivo, considerando las condiciones operativas de los equipos apoyados por los resultados de pruebas no destructivas y de diagnóstico, historiales de mantenimiento, proyectos estratégicos y manuales del fabricante. Las pruebas, mediciones y verificaciones de carácter general a los equipos que se sugieren no limitativas, son las siguientes: Tiempo de arranqu e y paro de la unid ad en vacío y excitada.

Con esta prueba, se pretende determinar si, en comparación a los tiempos establecidos o predeterminados, hay un incremento. ARRANQUE: A partir de la orden de arranque, medir el tiempo transcurrido hasta obtener la velocidad y tensión nominal. Si el tiempo transcurrido se incrementa con respecto al de referencia, nos indicará una irregularidad en: a) Los sellos de la válvula de admisión o en ajustes en el distribuidor. b) La apertura inicial del distribuidor. c) El alineamiento de la turbina d) La lubricación de chumaceras Si el tiempo transcurrido disminuye con respecto al de referencia, nos indicará una posible mayor apertura inicial del distribuidor, lo cual deberá ser confirmado por el Departamento de Instrumentación y Control. PARO: Ante la orden de paro normal, se tomará el tiempo que transcurre hasta la entrada de frenos y de ese momento hasta que se detecte velocidad cero. Si el tiempo de la primera etapa se incrementa, se puede deber a: a) Fugas en el distribuidor. b) Entrada anticipada de la bomba de prelubricación de la chumacera de carga.

Capítulo I

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Si el tiempo de la segunda etapa se incrementa puede deberse a: c) Baja presión en el aire de frenado. d) Balatas cristalizadas y/o gastadas. e) Pista de frenado rayada o con aceite. f) Desajuste en el porcentaje de la velocidad nominal de entrada de frenos. Tiempo de apertura y cierre de las compuertas de obra de toma y válvulas de admisión a la tur bina.

Es conveniente tener la referencia de los tiempos de apertura y cierre normal de compuertas de obra de toma y válvulas de admisión en las centrales donde aplique. En el caso de las válvulas de admisión, el incremento del tiempo de apertura puede ser por las siguientes causas: a) Fugas en el distribuidor dificultándose la igualación de presiones. b) Atoramiento en bujes de válvula por falla o falta de lubricación. c) Problemas en el sistema oleodinámico de operación de la válvula (falla de válvulas de control, filtros o tuberías obstruidas o fugas). d) Taponamientos de by-pass. e) Falla en el equipo de control y/o transductor de presión diferencial de válvula de admisión. El incremento en el tiempo de cierre puede ser por: a) Atoramiento en bujes de válvula b) Falta de lubricación c) Deficiente alineación de dispositivo de cierre de válvula. Para las compuertas de obra de toma, el incremento en el tiempo de apertura normal puede ser motivado por: a) Falla en el equipo de control. b) Fugas en distribuidor. c) Problemas en el equipo oleodinámico (filtros obstruidos, válvulas dañadas, mal ajuste de válvulas limitadoras o fugas). Capítulo I

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d) Atoramiento de compuerta. En el caso de incremento en el tiempo de cierre puede ser por: a) Taponamientos de sistema oleodinámico b) Atoramiento de compuerta c) Mal ajuste de válvulas de retorno. Prueba de hermeticidad al cierre del d istribu idor-inyectores (chiflo nes).

Para diagnosticar el estado de la hermeticidad al cierre del distribuidor en turbinas tipo reacción o la hermeticidad en inyectores en turbinas de acción, se recomienda, de ser posible, y de acuerdo a condiciones de cada central hidroeléctrica, efectuar la toma de tiempos de vaciado y llenado de las tuberías a presión. El tiempo de vaciado de la tubería a presión debe medirse a partir del cierre completo de la compuerta principal o válvula de seguridad, asegurando previamente se encuentre el distribuidor cerrado y en caso de contarse con válvula de admisión, que ésta se encuentre abierta. Si se observa que el tiempo de vaciado disminuye de acuerdo al tiempo de referencia, significa que el vaciado es más rápido, las causas probables podrían ser: Para turbinas de reacción: a) Daño en empaques de sello de paletas directrices o excesiva holgura entre paletas directrices y placas de desgaste. b) Desajustes en el cierre del distribuidor. c) Daño de los perfiles hidráulicos en la zona de sello entre paletas directrices Para turbinas de acción: a) Desgaste en las agujas y/o toberas de los inyectores (chiflones). El tiempo de llenado de la tubería a presión debe medirse a partir de la apertura del bypass de la compuerta principal o de la válvula de seguridad, asegurándose igualmente que el distribuidor se encuentre cerrado y en caso de contarse con válvula de admisión, que ésta se encuentre abierta. Si el tiempo de llenado aumenta, se corroboraría las causas probables al observar una disminución del tiempo de vaciado, incluyendo la siguiente causa probable: Capítulo I

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a) Obstrucción de by-pass de compuerta principal o de válvula de seguridad En algunas centrales hidroeléctricas el tiempo de vaciado de la tubería a presión es de 6 a 8 horas por lo que se recomienda que para la toma de los tiempos se realice a una predeterminada columna de agua de la tubería a presión. Prueba de cambio de modo de operar, generador a condensador síncrono y viceversa.

Los registros de tiempos de cambio del modo de operación de la unidad de generador a condensador y viceversa en las centrales donde aplique, servirán para conocer el comportamiento del equipo involucrado en el sistema de desanegado principalmente. Para el seguimiento y comparación se utilizarán los tiempos obtenidos durante la puesta en servicio o última referencia. Si el tiempo de desanegado o abatimiento de nivel (paso de generador a condensador) se incrementa, puede ser indicativo de: a) Fugas de aire b) Falla en instrumentación c) Presión o volumen de aire insuficientes d) Apertura parcial de válvulas Si el tiempo de venteo (expulsión de aire cuando la operación cambia de condensador a generador) se incrementa, las posibles causas son: a) Instrumentación desajustada b) Obstrucción de descargas Anális is de vib raciones y cabeceo de la uni dad .

La toma de lecturas de las vibraciones servirá para monitorear la evolución del comportamiento dinámico de las unidades, con la finalidad de hacer el diagnóstico y detectar problemas que la ocasionan. Los cabeceos podrán medirse con sensores de desplazamiento o indicadores de carátula y las vibraciones con sensores de desplazamiento, velocidad o de aceleración. Se recomienda realizar la citada toma de lecturas cuando menos una vez cada tres años, antes y después de un mantenimiento mayor, o cuando por alguna razón ocurra Capítulo I

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un evento extraordinario que involucre el centrado o alineamiento de la flecha, y de acuerdo a las características propias de cada central. El punto de partida puede ser realizando un primer análisis de vibraciones y cabeceo completo y balancear la unidad (de ser necesario), con apoyo de equipo apropiado y personal especializado, siendo ideal desde el inicio de operación de las centrales. Las vibraciones y cabeceos se deben tomar siempre en los mismos puntos. Cuando las vibraciones o cabeceos salen de rango permisible, se debe hacer una investigación para determinar de dónde proceden y hacer los ajustes necesarios para que queden dentro del rango aceptable; de ahí en adelante se podrá dar seguimiento monitoreando las amplitudes de vibración y cabeceos en los puntos mencionados, analizando sus gráficas polares y espectros correspondientes, para verificar su evolución. Es importante que se prepare en el análisis dinámico a personal de campo propio, con la finalidad de que a futuro, la central sea autosuficiente para realizar estos diagnósticos. Es recomendable que por lo menos, se mida la amplitud de vibración y cabeceo con la unidad en las siguientes condiciones: a) Rodando en vacío b) Unidad excitada c) En cargas diferentes, tomando en cuenta principalmente las cargas a las cuales normalmente opera la unidad. En general, se deben tomar lecturas de vibración en los siguientes componentes: a) La flecha de la unidad.- Medido lo más cercano posible a cada chumacera guía, con sensores de desplazamiento colocados en forma radial a 0° y 90°. Para turbinas de reacción: a) Tapa de turbina.- Medido en 4 puntos, es decir a 90° uno del otro b) Tubo de aspiración.- En algún punto del cual se tenga acceso. c) Espiga de paleta directriz.- En forma radial, axial y tangencial (al círculo de cierre del distribuidor). d) En las tapas de las chumaceras, en 4 puntos (para unidad de eje vertical) o en un punto (para unidad de eje horizontal), siempre en el sentido axial. Capítulo I

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El nivel de severidad de cabeceo radial medido en las chumaceras guía se puede presentar como: a) No operar.- Cuando la amplitud de cabeceo o vibración llega a tener un valor del 70% de la holgura diametral entre muñón y chumacera. b) Alarma.- Cuando la amplitud de cabeceo o vibración llega a tener un valor del 50% de la holgura diametral. c) Operación normal.- Cuando la amplitud de cabeceo sea, como máximo 25% de dicha holgura. El nivel máximo operativo, para vibraciones en tubos de aspiración y álabes directrices dependerá del tamaño y características de las unidades. Las vibraciones de origen mecánico pueden ser producto de las siguientes fuentes: a) Desbalance b) Desalineamiento c) Chumaceras en mal estado o con holgura excesiva d) Lubricación deficiente e) Partes flojas f) Excentricidad de partes g) Flexión de flecha h) Fisuras y fracturas Las vibraciones de origen eléctrico pueden ser producto de: a) Deformaciones del estator b) Corto circuito en el rotor c) Desbalance de flujo eléctrico d) Bobinas flojas en estator e) Cuñas flojas en polos del rotor f) Falla del aterrizaje o conexión a tierra de la flecha g) Fisuras en barras o cabezales flojos h) Polos con problemas de aislamiento i) Fallas operativas

Capítulo I

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Otras vibraciones que tienen origen de otras fuentes pueden ser por: a) Vertedores en operación b) Estructuras deficientes de casa de máquinas c) Cavitación d) Resonancia Determinación de la eficiencia de la unidad (para el caso de unidades que cuenten con el medidor de caudal).

La información obtenida en las centrales que cuenten con sistema de monitoreo en línea, servirá para observar la forma en que afectan, por un lado las condiciones operativas y por el otro los desgastes en los equipos de la turbina para la transformación de la energía hidráulica en energía mecánica y posteriormente en eléctrica. Se tomarán como referencia los valores de las mediciones efectuadas durante la puesta en servicio del sistema. Si la eficiencia disminuye y es imputable a la turbina, puede ser debido a: a) Variación en los niveles de embalse-desfogue b) Holguras excesivas en la turbina (para rodete Francis) c) Deterioro del acabado superficial de los álabes del rodete (o en toberas, agujas y canjilones en turbinas tipo Pelton) d) Incremento de la fricción mecánica. Detección de fug as de agua, aire y aceites en forma cu alitativa.

Con esta inspección se pretende detectar la existencia de fugas en los diferentes sistemas que operen ya sea con agua, aire o aceite. Estas inspecciones se pueden realizar cuando los sistemas se encuentren dentro o fuera de operación. Se deben realizar de acuerdo al programa de mantenimiento rutinario (corto periodo), o bien cada vez que exista un reporte al respecto (aviso). La existencia de fugas de agua, aire y aceites pueden ser por: a) Ruptura en tuberías, válvulas, conexiones y mangueras. b) Falla de empaquetaduras y/o tornillos de fijación. c) Falla en serpentines o intercambiadores de calor. d) Sobre nivel en cubas o tanques receptores. Capítulo I

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Calor cedido en enfriadores de aire, de agua y de aceite.

Para poder calcular el calor cedido es necesario conocer el flujo de agua de enfriamiento en los enfriadores en general, así como la temperatura de entrada y salida del agua que actúa como refrigerante y del fluido a enfriar (agua, aceite o aire), los medidores de temperatura deben tener una precisión de cuando menos, décimas de grados centígrados. Con lo anterior, es posible conocer la cantidad de calor cedida al agua refrigerante en la unidad de tiempo y por tanto, la energía desaprovechada en esa parte y a su vez, confirmar el grado de suciedad o taponamiento de estos enfriadores. Los cambios en el calor cedido en estos equipos se pueden originar por: a) Taponamientos en tuberías de enfriamiento. b) Desgastes en bombas de lubricación. c) Ensuciamiento de tuberías. d) Deficiente flujo de agua de enfriamiento. e) Falla en la instrumentación. Pruebas de los aceites lubricantes.

El aceite de los sistemas de lubricación y regulación deberá centrifugarse cuando menos una vez cada año, ya que las impurezas o materiales extraños en suspensión afectan la operación de los equipos de la turbina. Siendo el enfriamiento de este aceite por medio de serpentines en los que circula agua, cualquier fuga de agua contamina y emulsiona el aceite. El agua en suspensión origina oxidación en partes vitales del sistema de lubricación en general, del regulador de velocidad (gobernador) y al sistema oleodinámico en general, debido a estas circunstancias, deberán hacerse pruebas del aceite independientemente del centrifugado, a simple vista se puede ver el aceite emulsionado, no confundiéndolo con el aire que se encuentra en el aceite, para este caso será necesario el centrifugado a circuito cerrado sin necesidad de parar la unidad. En un mantenimiento menor o mayor es conveniente retirar todo el aceite del depósito y efectuar una limpieza minuciosa para retirar los sedimentos acumulados.

Capítulo I

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Si en la central se cuenta con equipo de pruebas de aceites lubricantes, se deberán realizar dos veces al año, con el objeto de conocer las condiciones de los aceites, sus cambios y las posibles causas que los provocan, para aplicar las acciones correctivas. La calidad de los aceites lubricantes pueden ser afectados por: a) Entrada de aire y contaminantes por respiraderos. b) Desgaste de fieltros en sello de laberintos de chumaceras. c) Entrada de humedad por tapas abiertas en depósitos. d) Fugas en serpentines de enfriamiento (intercambiadores de calor). e) Deterioro de malla en los filtros de aceite. Verificación de centrado, verticalidad, nivelación y ubicación axial de la masa rotativa.

Con esta verificación, se pretende determinar si los huelgos en las chumaceras guías y/o la repartición de carga o nivelación en la chumacera de carga están dentro del criterio de aceptación de acuerdo al registro de estas mediciones. Estas verificaciones deben realizarse con la unidad parada y si existen se deben a: a) Cabeceos en la flecha b) Temperaturas altas en chumaceras c) Vibraciones fuera de lo normal en los componentes Si después de llevar a centro el rodete y realizar la medición del huelgo radial en las chumaceras (para unidades de eje vertical y al diámetro para unidades de eje horizontal), nos indica que los huelgos están fuera del criterio de aceptación, es necesario corregir. La nivelación y/o verticalidad de la flecha y temperaturas de operación normales nos indican si la repartición de carga o nivelación de la chumacera esta dentro de dicho criterio de aceptación. Para el caso de la ubicación axial, esta medición nos indica el desgaste o problemas posibles de desajuste en chumacera de carga o empuje.

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Número de arranques fallidos.

Se recomienda tener estadística del número de arranques fallidos de las unidades generadoras, con la finalidad de seleccionar a través de un análisis, los equipos que requieren correcciones por parte del área mecánica, sobre todo las causas repetidas. Entre las causas que pueden provocar arranques fallidos de las unidades generadoras se destacan: a) Falla en apertura de válvula principal del sistema de agua de enfriamiento. b) Suciedad en los filtros de agua de enfriamiento. c) Desajustes o suciedad en la instrumentación correspondiente a flujos, presiones, posición de interruptores límite, detector de nivel, entre otros. d) Falla en elementos auxiliares: válvulas, bombas, gatos de frenado, entre otros. Comprobación de parámetros entre valores de pantallas y de c ampo.

La medición reportada en el equipo de control supervisorio de la central, expone valores o parámetros (presiones, temperaturas, niveles, flujos, entre otros) que nos indican cómo está operando la unidad y la central, mismos que deben ser confiables, proponiéndose verificarlos de ser posible, contra equipo portátil y calibrado, para solicitarle al personal de instrumentación y control su reajuste en caso de diferencias. Si bien todas las mediciones son importantes, no se deberán tener desviaciones mayores a 0.2% entre el valor de pantalla y el de campo o de sitio. CHUMACERAS GUIAS DE LAS TURBINAS Holguras en chumaceras.

Esta revisión se efectúa aprovechando un paro de unidad y se debe efectuar cuando las lecturas de vibración y cabeceo se han incrementado, como se mencionó en el apartado de vibraciones y cabeceo. Las unidades de eje horizontal, tienen una chumacera de empuje, la cual fija la posición axial de la flecha. La medición de la holgura axial deberá tomarse, ya sea destapando la chumacera y con ayuda de galgas o lainas calibradas y comparar ese valor con el nominal. Otro método es desplazar la flecha hasta el tope de un lado al otro y medir con un micrómetro de carátula dicho desplazamiento.

Capítulo I

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A las chumaceras con soporte a base de baleros en unidades de eje horizontal, deberán tomarse vibraciones y adicionalmente, oír el ruido producido por el giro normal, ya sea con ayuda de un dispositivo (estetoscopio mecánico) u otros, que permita percibirlo mejor. Desde luego que para este caso, el incremento en la temperatura es una consecuencia del deterioro del balero. El incremento en las holguras puede ser atribuible a varios motivos, por ejemplo; para las chumaceras radiales de eje vertical: a) Deficiencia en la lubricación de la chumacera, operación con altas temperaturas o contaminación del aceite con agua. b) Falla en las chumaceras por voltajes inducidos en la flecha y efecto de “pitting” o arco eléctrico entre flecha y chumacera. c) Por desalineamiento o desbalance (desbalance magnético por descentrado del rotor o deformación del estator y desbalance mecánico por cavitación no homogénea en los álabes o cangilones, por desajustes en las paletas directrices del distribuidor). El desalineamiento pudiera presentarse por desgastes diferenciales en las chumaceras radiales o la de carga. Temperatur as de aceite y metal y ajust es de alarma y disparo .

Las temperaturas de aceite y metal en las chumaceras de una unidad hidroeléctrica, son la indicación más precisa del comportamiento de una chumacera, siempre y cuando el enfriador o enfriadores de aceite operen correctamente (flujo previsto y limpieza). Un incremento en la temperatura, con flujos nominales de aceite y agua de enfriamiento, debe ser consecuencia de una irregularidad, la cual debe ser detectada y corregida. Estas mediciones se registran en tiempo real o cada hora. Cada vez que el valor ordinariamente registrado, para las condiciones normales de operación (niveles de embalse y de desfogue, potencia y flujo de agua en los enfriadores), sea superado en más de 1.5 °C en aceite o metal, deberá realizarse una revisión. Las posibles causas de incremento en las temperaturas de operación, son de acuerdo al tipo de turbina, chumacera o diseño de la unidad, así como la ubicación de los detectores de temperatura instalados. Las llamadas “temperaturas normales de Capítulo I

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operación” deberán tener ligeras variantes en función de: potencia, niveles de operación y temperatura del agua de enfriamiento o ambiente. Un incremento en las temperaturas de aceite y/o metal en una chumacera, puede deberse a: a) Disminución del flujo del agua de enfriamiento en el enfriador o enfriadores de aceite o suciedad en los mismos. b) Desbalance (magnético o mecánico de la unidad). c) Para chumacera de carga en turbinas tipo Francis, incremento en el empuje hidráulico. d) Desalineamiento de la flecha. e) Desajuste en las paletas del distribuidor (rotura de pernos de seguridad) Prueba del aislamiento de las chumaceras, donde aplique.

En todo rotor de una máquina de generación eléctrica, se induce en la flecha una fuerza electromotriz, de frecuencia alta y que dependiendo de su diseño, puede alcanzar valores que van desde unos cuantos milivolts hasta más de 10 volts, lo cual puede ocasionar un circuito eléctrico por el que fluya corriente entre tierra y flecha a través del aceite, deteriorando el metal antifricción de la chumacera (babbitt o baleros). Para evitar lo que se ha llamado “corrientes circulantes”, es conveniente aislar la chumacera de carga y/o combinada, normalmente en el extremo libre del generador. Aprovechando el paro para mantenimiento, se puede verificar el deterioro en las superficies de las chumaceras y si la corriente circulante se incrementa por falla en aislamiento propio de la chumacera o de los polos, esto puede ocasionar fallas más severas no solo a las chumaceras sino a otros elementos como, al cople de las flechas. Con un valor de aislamiento superior a 2 megaohms (m Ω) puede garantizarse que no habrá corrientes circulantes. El aterrizaje de la flecha es una buena medida para evitar los efectos de voltaje alto en la flecha y esto puede realizarse con la instalación de una escobilla aplicada en la flecha, debajo del rotor y conectada a la red de tierras de la central. Para detectar flujo de corriente a través de la flecha se puede instalar un TC (transformador de corriente).

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Niveles de aceite, reposi ciones y cambios .

La observancia de los niveles normales de aceite en o para las chumaceras, es de suma importancia a fin de asegurar el abasto del mismo. La reposición y cambio se harán cuando así lo requiera. Este registro y su análisis indicarán que en caso de abatimiento de estos niveles, se deberá reponer de inmediato, una vez registrada dicha disminución de nivel. La disminución de los niveles de aceite puede presentarse por: a) Fugas en la circulación de aceite en los sistemas de lubricación. b) Fuga de vapores de aceite al no trabajar adecuadamente los sellos en las chumaceras. c) Un consumo anormal de aceite por el volumen de la reposición deberá ser investigado y corregido en el próximo mantenimiento. El cambio de aceite deberá programarse en el próximo mantenimiento posible y se efectuará como consecuencia del deterioro de las características físico químicas del aceite. Estos valores los determina el resultado del análisis de laboratorio (LAPEM, laboratorio acreditado o con equipo propio), quienes informarán, entre otros, los siguientes datos: Humedad, gravedad API, viscosidad, índice de viscosidad, número de neutralización (acidez), color (turbiedad por puntos calientes), punto de inflamación, contaminante, índice dieléctrico, metales, entre otros. Pruebas a los motores d e bombas.

Las pruebas a motores de bombas, tienen por objeto verificar que las temperaturas de los componentes, la vibración y ruido en los baleros sean las normales. Las bombas de aceite tienen la ventaja de que el líquido de trabajo las protege de desgastes en la operación normal. Deberá verificarse, si se dispone de la medición, de gasto y presión de descarga. Las pruebas pueden realizarse con el equipo operando, se recomienda medir la corriente que toma a voltaje nominal, efectuarse cada 6 meses. Cuerpos extraños en el aceite (residuos de metal, agua, residuos de elementos de limpieza como trapo o estopa) pueden alterar los elementos impulsores de las bombas, Capítulo I

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deteriorando las holguras entre los mismos, lo que puede disminuir la capacidad de descarga y dañar los baleros o bujes, incrementado el ruido y la vibración. En cuanto a los motores sus pruebas de aislamiento y de corriente a tensión nominal pueden definir el trabajo eficiente o no del grupo moto-bomba. Una alteración a esos valores deberá investigarse y corregirse. Verificación de la funcionalidad de los extractores de vapores de aceite.

Como parte de las revisiones rutinarias, se debe vigilar que no exista fuga de aceite producto de la condensación de estos vapores, en lugares contiguos a la localización de las chumaceras. Las causas para que exista fuga descontrolada de vapores de aceite de chumaceras pudieran ser las siguientes: a) Deficiente efecto del extractor de vapores de aceite por falla del propio extractor. b) Cabeceo excesivo de la flecha, impidiendo el buen sello. c) Alta temperatura del aceite propiciando un incremento en la cantidad y presión de los vapores. d) Niveles altos de aceite en la cuba de la chumacera. e) Agitación excesiva del aceite por el deficiente diseño de la chumacera. Los efectos de una falla en la funcionalidad de los sellos y de los extractores pueden ser, dependiendo de la chumacera que se trate: a) Atmósfera contaminada en la zona cercana a la fuga. b) Si se trata de chumaceras localizadas dentro del cuerpo del generador, contaminación del embobinado en el estator y rotor, mezcla con polvo de balatas y en algunos casos, con polvo del carbón de escobillas sobre anillos rozantes, causando: obstrucción de los pasajes de ventilación del estator y de los propios radiadores ocasionando a su vez, posibles deformaciones del estator, deterioro del aislamiento de los embobinados, entre otros. c) Ineficacia en el sistema de frenado. d) Contaminación en anillos rozantes (chisporroteo).

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TURBINA HIDRÁULICA. Cuantificación Cuantificación de fugas de estopero de turb ina (Francis (Francis y Kaplan)

Durante la operación de la unidad se debe cuantificar de manera visual y cualitativa, la fuga de agua del estopero, verificando los drenes y niveles de descarga sobre el escudo superior, (turbinas de reacción) así como la operación del sistema de achique correspondiente donde aplique, y de esta manera se pretende determinar si las fugas se han incrementado, y de ser así, realizar su corrección programándola en el próximo mantenimiento. Si se ha incrementado el agua de fuga, la causa puede ser: a) Desgaste en el elemento de obturación o sello. b) Incremento en la presión entre la corona del rodete y la tapa superior. c) Incremento en el flujo del agua de enfriamiento. d) Variación de presión en el elemento de sello. Holgur as entre anillos d e desgaste (Francis (Francis y Kapl an).

La medición de huelgos entre anillos fijos y móviles, nos da un punto de referencia de la vida útil que aún se tiene en estos, de acuerdo al rango permisible. Esto se puede realizar durante la revisión o la ejecución de un mantenimiento de parada programada. Al incrementar estos huelgos, pueden causar los siguientes problemas: a) Incremento en la cantidad de agua infiltrada hacia la corona del rodete. b) Incremento de las temperaturas en chumaceras, principalmente la de carga o empuje. c) Incremento en el empuje axial de la turbina. d) Disminución de la eficiencia de la turbina. Las causas del daño de los anillos de desgaste puede atribuirse a: a) Que la dureza del material no sea la adecuada. b) La calidad del agua. c) Contacto físico entre anillos fijos y móviles, m óviles, por situaciones indeseables. d) Falta de agua de enfriamiento cuando opera como condensador síncrono. e) Disminución en la compensación (si aplica) Capítulo I

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Valor Valor es de presión en la cor ona del rodete (Francis (Francis ).

Si en la verificación de esta presión en condiciones normales de operación de la unidad, se observa que se ha incrementado, puede ser efecto de lo indicado en el punto anterior. Cuantific ación d e pérdid a de material en rodete y partes de turb ina.

Generalmente la cuantificación del material perdido en las partes de la turbina se realiza para determinar si estamos dentro de los límites máximos indicados por el fabricante de la turbina, según sea el caso. Este criterio puede variar dependiendo del proveedor de la turbina hidráulica, por lo que este será aplicado de acuerdo a la experiencia en cada central. La pérdida de material puede provocar: a) Disminución de la eficiencia de la turbina. b) Desbalanceo de la masa rotativa. Holguras en distr ibuidor (Francis (Francis y Kaplan). Kaplan).

La medición de huelgos entre paletas directrices y entre las paletas y las placas de desgaste, permite lograr un punto de referencia de la pérdida de material que se tiene en estos elementos y sus chumaceras o en los diferentes componentes del mecanismo de apertura-cierre del distribuidor. Esto se puede realizar durante la revisión o la ejecución de un mantenimiento de parada programada. Si estos huelgos se incrementan pueden provocar que: a) Aumenten las fugas de agua a través del distribuidor. distribuidor. b) Se incremente el tiempo de paro de la unidad. c) Se tenga mayor desgaste de lo normal en balatas y pista de frenado. d) Mayor potencia para la misma apertura del distribuidor, para los mismos niveles de embalse y desfogue.

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VÁLVULA DE ADMISIÓN DE LA TURBINA. Verif Verificació icació n del estado de los sell os de la lenteja.

Los sellos de las válvulas de admisión deben estar en buen estado para evitar fugas y que impidan la inspección de la turbina. Dentro de los programas de mantenimiento en paro programado, se debe revisar el sellado de la válvula de admisión cuando se tiene tubería llena. Se debe tener una referencia de las dimensiones del sello, y es conveniente por lo menos cada 2 años vaciar la tubería de presión y revisar el estado de los mismos. El desgaste de los sellos de las válvulas de admisión pueden ser por: a) Desajuste b) Desalineamiento del eje de la válvula por problemas en bujes. c) Desgaste normal por operación. d) Obstrucción durante los cierres e) Presión excesiva en el cierre f) Mal ajuste de la carrera carrera de cierre cierre de la válvula. Fugas Fugas en lo s mu ñones y verificación de carrera de prensaestopas. prensaestopas.

Se deben hacer las verificaciones en forma rutinaria de las fugas en los muñones m uñones de las válvulas de admisión y la carrera de los prensaestopas, y con base a estas inspecciones cuantificar aumentos en las fugas y ajuste de carrera de prensaestopas, para determinar su apriete y/o periodo de cambio de empaques o reparación correspondiente. El aumento de fugas en los muñones se debe a: a) Desgaste de sellos. b) Desgaste de bujes c) Mal ajuste de prensaestopas

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TUBERÍAS A PRESIÓN PRESIÓN (Exteriores) Fugas en las tuberías a presió n

Para evitar fugas y deterioros prematuros en la tubería a presión, se debe verificar por lo menos una vez al año lo siguiente: a) Espesores de la pared (para tuberías expuestas) especialmente en los cambios de dirección o bifurcaciones. bifurcaciones. b) Estado de deslizamiento sobre las silletas (en donde aplique). c) Hermeticidad de las juntas de expansión (donde aplique). d) Estado de recubrimiento anticorrosivo. e) Pruebas del dispositivo de protección por sobre flujo (en donde aplique). De encontrarse deficiencias en cualquiera de las verificaciones anteriores se deberá programar y corregir. Verificación Verificación de vibración y corr osión externa externa de tuberías. tuberías.

Con esta inspección se pretende verificar la existencia de vibración anormal e indicios de corrosión en la parte externa de las tuberías con la finalidad de programar su reparación. Esta revisión se puede realizar en cualquier condición de la unidad o cada vez que exista un reporte, debiendo proceder a su reparación. En caso de que la tubería tenga vibración anormal, las causas podrían ser: a) Ruptura o aflojamiento de soportes b) Exceso de aire en el interior de la tubería c) Conexiones flojas d) Presión del sistema fuera de rango En caso de corrosión, las causas podrían ser: a) Falta de tratamiento anticorrosivo o mala aplicación b) Zona expuesta a sustancias corrosivas

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COMPUERTAS Verificación Verificación de recubrimientos y estructura.

Durante la inspección visual de las compuertas, se deberá poner especial énfasis en el estado del recubrimiento anticorrosivo, localizando aquellas zonas en las cuales se ha perdido la película o presenta indicios de disminución o daño incipiente así como de aquellas zonas en las cuales haya sido impactada por algunos objetos sólidos o por alguna reacción química. Estado de sellos .

Se deberán revisar los sellos para detectar alguna anormalidad en los mismos, los daños en sellos pueden ser por: a) Desgaste b) Daño por impacto c) Falla del elemento de sujeción d) Deficiencia o mala especificación en las propiedades mecánicas e) Mala operación. Para la revisión de los sellos fijos y algunos sellos de compuertas sumergidas, se debe prever el apoyo de la brigada subacuática (personal de buceo) y contar con elementos para captar las imágenes de los mismos (cámara), documentando las imágenes con la fecha y ubicación precisa de cada sección. Se deberá tener presente el valor permisible de fugas por los sellos, de acuerdo al diseño y/o especificación, conforme a cada caso. Estado de rodamiento s (donde apliqu e), guías y pistas.

Es muy importante verificar el estado de los rodamientos, guías y pistas; ya que de estos elementos depende el desplazamiento uniforme y sin esfuerzos adicionales, considerando que la mayoría de las compuertas son del tipo rodante. Una condición anormal de estos equipos, pudiera detectarse cuando se incrementan los tiempos de apertura/cierre, la presión del sistema oleodinámico, aumento de la corriente en motores o ruidos extraños.

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Los defectos o fallas se pueden presentar por: a) Desgaste b) Reacción química entre materiales c) Incrustación de sales minerales debido a la calidad del agua d) Impacto de objetos sólidos. Estado Estado de eslabones, cables, cables, servomotor es y articulaciones.

Como estos son los elementos que sirven para el izaje y accionamiento de la compuerta, se deben revisar durante los mantenimientos rutinarios. Se buscará detectar posibles defectos como: a) Falla en las articulaciones de apoyo de compuertas (radiales) b) Fallas de los eslabonamientos de cadenas c) Fugas por los servomotores, internas o externas d) Corrosión de elementos e) Fugas en conexiones f) Defectos en los cables g) Lubricación deficiente h) Daños en mecanismos Estado Estado d e la estación estación ol eodinámica, mecanismos mecanismos y operación de lo s in terruptores de posición .

Durante los mantenimientos de rutina, se s e verificará: a) Para la estación oleodinámica.- Revisión de niveles, presiones, corrientes en motores, válvulas, filtros, estado de aceite hidráulico, grado de contaminación de los equipos, interruptores de posición y caseta (donde aplique). b) Para mecanismos.- Inspección de motorreductores, cadenas, catarinas, cables, tambores, frenos, vigas pescadoras, interruptores de posición y caseta (donde aplique). Lo anterior es con la finalidad de identificar anomalías que puedan afectar la operación normal de los equipos. Tiempos de sustentación y recuperación de posición de compuerta abierta (para estaciones oleodinámicas). Capítulo I

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En los casos de compuertas con sistema de sustentación, se deberá llevar un seguimiento continuo de los tiempos de recuperación del sistema oleodinámico, tomando como referencia los tiempos de puesta en servicio. La disminución del tiempo de sustentación (tiempo en el que disminuye su apertura la compuerta de un punto máximo a uno permisible de operación) dará indicios de que pueden existir: a) Irregularidades en elementos del servomotor. b) Fugas por válvulas del circuito hidráulico. c) Averías en acumulador. acumulador. d) Desajuste o bloqueo de interruptores de posición. El incremento en el tiempo de recuperación puede ser motivado por: a) Fugas o recirculación de aceite b) Desgaste en componentes de la(s) bomba(s). c) Filtros obstruidos e) Desajuste de pilotaje del bloque principal de válvulas. Revisión de by-pass y mecanismo de accionamiento (donde pueda aplicar y no existan, ver ver la pos ibilidad de implementarlos).

Para las compuertas de obra de toma y desfogue, es conveniente que se disponga de by-pass y de que éstos funcionen correctamente y el gasto aportado no debe superar el 10% del caudal nominal para la obra de toma y para desfogue, llenándose máximo en 4 horas. Con este dispositivo se minimizan las probabilidades de riesgo durante las maniobras de restablecimiento de la operación. Las posibilidades de mal funcionamiento de los by-pass pueden ser: a) Atoramiento de mecanismos mecanismo s por corrosión de componentes b) Defectos en el mecanismo de izaje c) Obstrucción con objetos sólidos. Verificación de ductos o válvulas de aireación para obra de toma y desfogue (donde apliq ue). Capítulo I

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Este elemento es muy importante durante las maniobras de achique y restablecimiento (llenado), ya que sirve para evitar la formación de cámaras de vacío en el tubo de aspiración de la turbina y para aireación de la zona detrás de las compuertas de obra de toma durante el cierre de emergencia. Durante el proceso de llenado del tubo de aspiración o tuberías a presión, este elemento sirve para desalojar el aire que requiere salir mientras ingresa el agua, debiéndose asegurar que se encuentren en buen estado y libres de obstrucciones que limiten el flujo de aire. Las revisiones se deben hacer previo a las maniobras de achique y llenado. Para el caso de válvulas de aireación, debe verificarse que una vez llena la tubería no se fugue agua al exterior. Verificación de mecanismos manuales de emergencia para apertura y cierre (donde apliq ue).

En donde se disponga de mecanismos de cierre o apertura manual, se deberá programar la utilización o prueba de los mismos, durante los paros programados para asegurar su operación cuando sea requerida. Verificació n de arranque y operació n de la unidad de emergencia (donde apliq ue).

Es un arreglo común que, en los casos de compuertas de vertedores, se disponga de una unidad de emergencia accionada con motor de combustión interna, para alimentar los motores eléctricos en caso de pérdida de alimentación de energía. Se deben programar inspecciones de rutina para garantizar la disponibilidad de dicha unidad, así como pruebas con carga para verificar la capacidad y condiciones de operación. Las posibles deficiencias que se pueden presentar son: a) Combustible insuficiente b) Falla del sistema de precalentamiento del motor c) Deficiencia del motor de arranque d) Falla alimentación de c.d. (batería) e) Falla mecánica del motor.

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SISTEMA DE REGULACIÓN DE VEL OCIDAD. Tiempo de recuperación del si stema Oleodinámico (comparando siempre bajo las mismas co ndicion es operativas de la un idad).

Con la medición del tiempo de recuperación (inyección de aceite al sistema), de la presión de aceite de regulación y de descarga, se puede evaluar si existen variaciones en los valores predeterminados desde su operación inicial. Estas pruebas se pueden realizar con la unidad operando excitada y con carga fija (regulador amarrado); sin embargo, las comparaciones se deberán efectuar siempre bajo las mismas condiciones de operación de la unidad. No es conveniente realizar esta prueba con la unidad parada, puesto que no refleja la demanda de aceite a presión en las cámaras de los servomotores y válvula distribuidora, esto lo hace más tardado. Es recomendable efectuarla cada 6 meses, cada vez que la unidad entre a operación después de un mantenimiento mayor o menor e invariablemente después de un aviso de avería, levantado en una inspección rutinaria. Para una misma condición de operación de la unidad, en cada sistema se tendrán valores normales del tiempo de recuperación (inyección de aceite) y de descarga, estos deberán ser anotados y comparados con los registrados durante las pruebas iniciales o de puesta en servicio. En caso de incremento en el tiempo de recuperación, las posibles causas podrían ser: a) Insuficiente gasto o presión de la bomba b) Válvula de sobrepresión descalibrada c) Daño en la válvula de retención d) Operación incorrecta de la válvula de intermitencia o reguladora (descarga) y sus accesorios e) Fugas excesivas en el sistema. f) Incremento de temperatura del aceite a las de referencia. Capítulo I

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En caso de disminución del tiempo de descarga podría deberse a: a) Fugas internas en el sistema (deterioros en válvulas y servomotores). b) Instrumentación desajustada. Verificación de dispositivos de medición y protección del sistema oleodinámico (Presión, Temperatura y Nivel).

Con esta prueba se pretende verificar el ajuste y la correcta operación de los dispositivos de medición y protección del sistema oleodinámico con el fin de corregir su desajuste o reemplazarlos. Estas pruebas se pueden realizar con la unidad parada, en un mantenimiento de parada programada, simulando la operación continua mediante la apertura de válvulas para el arranque de bombas y de compresores, con lo cual se verificarán los ajustes de los interruptores de presión para aceite, para aire, en todas las etapas requeridas; se verificarán también los ajustes de los interruptores de temperatura y de nivel con la correspondiente activación y disparo de acuerdo al protocolo de ajustes de las protecciones. Debe tomarse como referencia el protocolo de ajustes de la instrumentación para fijar sus valores y tolerancias. De existir desajustes en los dispositivos de medición y protección del sistema oleodinámico pudieran deberse a: a) Desajuste en la calibración de los dispositivos. b) Término de vida útil de los dispositivos. c) Aceite contaminado o degradado. Ajus tes de alar mas y dis par os de la so br e veloc id ad el éctr ica y mecánica.

Con esta prueba se pretende verificar que los dispositivos de sobrevelocidad eléctrica y mecánica se encuentren disponibles y en condiciones normales de funcionamiento. Estas pruebas no son comunes, deben incluirse en las de puesta en servicio de la unidad generadora; sin embargo, se deben de programar por lo menos cada 3 años y Capítulo I

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verificar el cierre de emergencia de la compuerta de obra de toma o válvula de admisión. Antes de efectuar las pruebas, se recomienda verificar la existencia de señal eléctrica, la correcta lubricación y calibración del dispositivo mecánico, aceptables condiciones en las chumaceras y preparación de cierre de emergencia de válvula de admisión o compuerta de obra de toma. La protección de sobrevelocidad eléctrica deberá estar calibrado para operar a 5% de la máxima velocidad alcanzada en el rechazo de carga a máxima potencia y el dispositivo de sobrevelocidad mecánica deberá estar calibrado para operar a 8% bajo las mismas condiciones mencionadas. En caso de estar fuera de estos valores, será necesario proceder a su ajuste. Pruebas sintomáticas (tiempos de apertura, cierre del servomotor, respuesta dinámica de la unidad) en vacío y con c arga.

Con esta prueba se pretende verificar si los tiempos de apertura y cierre del distribuidor están fuera de los valores permitidos y proceder a su ajuste. Estas pruebas se pueden realizar con la unidad parada, teniendo la carcasa espiral sin agua. También se deberán realizar con la unidad rodando en vacío y a diferentes potencias. Los resultados deberán graficarse y analizarse en coordinación con el personal de instrumentación y control. Esta prueba deberá ejecutarse cada mantenimiento menor o mayor. En caso de que los tiempos sean diferentes a los de referencia deberá procederse a su ajuste. Las causas pudieran ser: a) Desajuste en el mecanismo de retroalimentación b) Fugas en los servomotores c) Válvula distribuidora en mal estado d) Operación incorrecta de válvulas auxiliares e) Atoramiento en el distribuidor Capítulo I

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f) Contaminación en el aceite del sistema de regulación. g) Desajuste de válvulas de control (transductor, válvula piloto o válvula distribuidora). GENERADOR: Datos de holguras en entrehierro del generador.

El objetivo de esta medición nos permite comprobar la holgura existente entre las partes de rotación y las partes estacionarias, de tal forma que el rotor del generador este centrado para evitar esfuerzos magnéticos anormales. Es necesario verificar la posición radial del rotor, disponiendo mínimo de 8 puntos fijos de referencia (devanado de estator) con relación a otros de la flecha (polos del rotor del generador), que con la unidad parada, se pueda comprobar dicha posición y verificar que las holguras en las chumaceras guías se tomen en cuenta para compensar el posible descentrado en la medición. Las causas probables de una variación en las holguras de entrehierro del generador pueden ser: a) Desplazamiento anormal del estator del generador. b) Deformación del estator. c) Holgura excesiva de las chumaceras del generador. Desplazamiento y deformación del estator.

Estas verificaciones son programadas para detectar los posibles movimientos no deseados que sufre el estator del generador, y pueden ser derivados principalmente por: a) Dilataciones y contracciones no concéntricas debido al trabajo deficiente de los soportes del estator b) Operaciones alternas y frecuentes de generador a condensador. c) Rechazos de carga. d) Diferencias de temperatura de aire frío entre radiadores mayores a 4°C. e) Fallas eléctricas f) Problemas propios de diseño g) Movimientos telúricos Capítulo I

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Se recomienda realizar las mediciones cuando menos una vez por año o con base a las horas de operación, después de alguna falla severa con rechazo de carga o movimiento telúrico, o según el programa de mantenimiento de la central. La manera de medir los desplazamientos o deformaciones del estator, dependerá de la capacidad del generador y de su propio diseño estructural, principalmente en relación a las bases deslizantes (apoyos). Se pueden realizar las mediciones transitorias en línea, de las deformaciones del generador antes de arrancar (estator frío) y durante su operación después de varias horas a carga máxima (caliente), con indicadores de desplazamiento o de carátula. Para medir los desplazamientos o deformaciones entre una revisión y otra, es importante instalar o ubicar unos testigos maquinados y fijos independiente de la estructura del estator, muy cercano a cada base deslizante para medir la distancia entre estos dos puntos, con instrumentos de precisión e identificar el movimiento radial. Para la medición de las deformaciones del estator, puede medirse con indicador de carátula o dispositivo tipo compás, instalado en el rotor del generador y girando manualmente la masa rotativa o el citado dispositivo en zonas del laminado, donde esto sea posible. Las deformaciones dependerán del tamaño del estator principalmente y de las características operativas; sin embargo, no deberá exceder en términos generales de la tolerancia indicada en la tabla 2.1 de esta guía; es importante que aún y cuando existan deformaciones de consideración, los valores de entrehierro entre estator y rotor no deberán rebasar lo recomendado por el fabricante. Verificación de tornillos del laminado y unión de secciones de la carcasa del estator, con unidad fría.

Con esta verificación, se pretende detectar si los tornillos de sujeción mencionados se encuentran dañados y/o flojos. Estas verificaciones deben realizarse con la unidad parada y fría, con una periodicidad que dependerá del programa de mantenimiento de cada central y de las características Capítulo I

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de la unidad, no obstante se recomienda hacer estas verificaciones cuando menos cada dos años. Tornillería floja puede deberse a: a) Elongación permanente de los tornillos b) Ruptura o desprendimiento de seguros y aflojamiento c) Fractura por fatiga Verificación de excentricidad en los anillos co lectores del rotor.

El objetivo de esta medición es detectar si los anillos colectores están excéntricos a la flecha. Es necesario verificar la posición radial de los anillos colectores, disponiendo mínimo de 4 puntos de referencia en los mismos y que se deberán comparar con otros puntos coincidentes de la flecha sobre diámetros maquinados, esta actividad se debe realizar con la unidad girando manualmente preferentemente durante la pruebas de cabeceo de la masa rotativa, es decir, dentro de un mantenimiento de parada programada. Esta verificación debe efectuarse cada vez que se desmonten los anillos colectores o cuando menos cada 5 años. La variación en el centrado de los anillos colectores puede ser detectada cuando el desplazamiento de las escobillas es mayor que el cabeceo de la flecha medido en un punto cercano y puede estar ocasionado por: a) Mal montaje b) Deformación. c) Aflojamiento de partes. Inspección de aspas de ventiladores, transmisores de par (donde aplique) y araña del rotor.

Con esta verificación, se pretende determinar el estado de las partes (sanidad de soldaduras, acoplamientos y dispositivos de sujeción) y se realiza en forma visual; de existir alguna observación deberá corregirse de inmediato por ser partes de un componente rotativo del generador. Para lo anterior la unidad debe estar parada y fría, y se recomienda hacer estas verificaciones en cada mantenimiento menor o mayor. Capítulo I

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Normalmente las anomalías que se encuentran en las aspas de ventiladores son por rozamiento derivado de una mala instalación o deformación de elementos, que provocan fisuras principalmente en soldaduras. Para el caso de los transmisores de par, las anomalías podrían ser: fisuras de soldaduras, dispositivos de sujeción flojos, desplazamientos de partes y que pudieran ser producto de: a) Sincronizaciones fuera de fase. b) Rechazos de carga. c) Falta de lubricación. d) Deformaciones por temperatura e) Fatiga por vibraciones Verificación del estado físico de la pista de frenado y tornillos de sujeción del rotor.

Con esto se pretende detectar el estado y sanidad de la pista de frenado y tornillos de sujeción con sus seguros correspondientes. Estas verificaciones deben realizarse en forma visual en cada mantenimiento rutinario, y la intención es comprobar que la pista está sana, libre de fisuras y desprendimiento de material, asimismo que esté sujeta en forma correcta, que cuenten con su pequeño escalón entre secciones para proteger las balatas y gatos de frenado, con su respectiva inspección de tornillos de sujeción y seguros. El aflojamiento de pista podría ser por: a) Operación de frenos a mayor velocidad b) Ruptura o desprendimiento de seguros y aflojamiento de tornillos c) Fracturas en la pista o en tornillos de sujeción d) Fatiga en tornillos al esfuerzo de corte Mediciones de espesores de balatas de frenado y operación correcta de interruptor es de posició n.

La intención es detectar oportunamente cuando se deben cambiar las balatas de los gatos de frenado y que los interruptores de posición operan correctamente. Capítulo I

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La medición de las balatas y la verificación de la operación correcta de los interruptores de posición deben realizarse en mantenimiento rutinario, con la finalidad de asegurarse que siempre frene la unidad adecuadamente, es decir, que se tengan las balatas y los interruptores de posición en estado operativo, para evitar daños en la pista de frenado y en los propios gatos. El desgaste de las balatas depende de: a) Operación de frenos a mayor velocidad de la adecuada b) Mala calidad del material de la balata c) Desperfectos en la pista de frenado (ondulación o ralladura) d) Paros continuos de la unidad e) Alta presión de frenado. Las fallas de los interruptores de posición pueden ser producto de: a) Desajustes por vibración y temperatura b) Contaminación c) Obsolescencia d) Mala selección de interruptores de posición. Prueba de los gatos de frenado e izaje, sus tuberías y con exiones.

La intención es comprobar que los gatos de frenado e izaje operen correctamente incluyendo las tuberías y conexiones de aire y aceite (donde aplique) y deben realizarse en mantenimiento rutinario con la finalidad de asegurarse que siempre frene la unidad adecuadamente o que la unidad se puede izar cuando se requiera. Las fallas en la operación de los frenos puede deberse a: a) Fugas de aire o aceite entre pistones y camisas. b) Problemas en los dispositivos o equipos de presión

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1.4 PLANEACIÓN DEL MANTENIMIENTO. 1.4.1 Sustentos técnicos para realizar la planeación del mantenimiento .

De acuerdo a los temas anteriores, ahora se podrá valorar el comportamiento de la operación de las unidades generadoras y en función de los resultados de las mediciones, pruebas e inspecciones, lecturas de parámetros operativos, se debe hacer un análisis de tendencia de los mismos a fin de establecer un diagnóstico, planear y programar el mantenimiento requerido, así como su alcance, y coordinarlo con las otras áreas involucradas para el aprovechamiento integral de la libranza requerida. La incógnita esencial que nos planteamos en forma permanente los técnicos encargados del mantenimiento en las centrales hidroeléctricas, sigue siendo el cuándo intervenir en forma oportuna los equipos, para evitar la falla, sin caer en excesos que incrementen los costos y las indisponibilidades por mantenimiento. Además del diagnóstico para fundamentar las necesidades de mantenimiento en las turbinas y equipos auxiliares de las centrales del proceso hidroeléctrico, se debe recurrir a los siguientes elementos: Manuales de Operación y Mantenimiento: Con los manuales del equipo, instructivos y recomendaciones de los fabricantes, se pueden programar algunas actividades del mantenimiento a realizar. Historial del Equipo: Información de reparaciones y mantenimientos realizados, así como del estado de las unidades y sus equipos auxiliares. Reportes de Proceso: Estos avisos provienen del área de operación, los cuales dan seguimiento a las condiciones operativas del equipo principal y auxiliar en las unidades de generación en forma permanente, que apoyados con la instrumentación y control pueden detectarse fallas, condiciones inusuales y áreas de oportunidad para el mantenimiento, emitidas a cada área de especialidad de la central por medio de avisos de avería y/o mejora, o por medio del relatorio de operación. Apoyo Técnico y Administrativo: Recomendaciones del personal de las Subgerencias Regionales y de las Nacionales, ya sea por visita a la central para atención de alguna Capítulo I

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problemática específica, o derivadas de recorridos por las instalaciones, o con base a reportes emitidos por la central. Con esa información sobre el comportamiento operativo de las unidades, cuando menos de los últimos 5 años y el registro de los valores de los principales parámetros, obtenidos en la etapa de puesta en servicio o después de realizarse rehabilitaciones o mantenimientos; se procede a efectuar el análisis sistemático de las funciones de los componentes. Un aspecto muy importante a considerar, es la oportunidad del mantenimiento y su alcance. Una sustitución, por ejemplo, prematura del rodete por el de repuesto, si para ello se requiere el desarmado de la unidad, puede no ser la mejor solución, optando por una reparación bien hecha y controlada a base de soldadura y la correspondiente restitución de los perfiles hidráulicos en sitio. Por lo tanto, debe hacerse un análisis completo de los requerimientos y adecuada valoración de los costos y los beneficios, antes de definir el tipo y la ejecución de un mantenimiento. Solamente las fallas o por eminente peligro de la integridad de la unidad, se deben realizar estos trabajos sin planeación previa, analizando las causas y tomando las acciones correctivas correspondientes. 1.4.2. Defini r actividades críticas.

Con base en lo anterior, se definirán las actividades críticas, entendiéndose como tales aquellas que: a) Requieran más tiempo para su realización. b) Que dependa del suministro de bienes o servicios de terceros y cuya adquisición o ejecución no pueda preverse o adelantarse (solo después del paro y desarmado). c) Las que por sus características, no dependan del área estrictamente mecánica. 1.4.3. Criterios para defini r el tipo de mantenimiento .

Habiéndose coordinado con las demás áreas involucradas, considerando los puntos anteriores y con base a los programas de mantenimiento mecánico tipo , se puede determinar el alcance de los trabajos y actividades por realizar. Lo anterior nos definirá si se trata de un mantenimiento menor o mayor, es decir, si requiere o no desacoplar la Capítulo I

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turbina del generador; si está involucrada la válvula principal o la compuerta de toma; el embobinado del generador, entre otros, procurando se aproveche por todas las áreas involucradas, los tiempos de la libranza de la unidad, y se efectúen las revisiones y/o reparaciones que se tengan pendientes o programadas. 1.4.4. Definición del alcance, secuencias y duración de actividades con base al progr ama de mantenimiento mecánico ti po.

Con los antecedentes del punto anterior, definidos los alcances de los trabajos a realizar por todas las áreas involucradas, se deben integrar todas las actividades relevantes, su secuencia y en función de los recursos y complejidad de las actividades, estimar el tiempo para cada una de ellas. Lo anterior deberá fundamentarse, como se comentó en el punto 1.4.1, en: Información técnica del fabricante. Maniobras operativas durante la libranza. Historial, antecedentes y herramientas especiales. Disponibilidad de recursos (internos y/o externos) requeridos. Programa de mantenimiento mecánico tipo.

Se anexa el

programa de mantenimiento mecánico tipo , con

actividades correspondientes a

un mantenimiento mayor, aplicable a turbinas hidráulicas Francis mayores a 100 MW:

Capítulo I

52


Capítulo I

53


Capítulo I

54


1.4.5. Identificación de necesidades de recursos humanos, servicios y refacciones.

Es indispensable, para llevar a cabo cada una de las actividades, definir responsable directo, número e identificación de cada uno de los componentes del grupo o persona encargada, que tenga que realizarla, habiendo previamente identificado las necesidades de equipo, herramienta y demás recursos materiales de limpieza, espacio, logística y seguridad. Verificar que las refacciones, equipo y dispositivos de maniobra, programados para ser usados, se encuentren disponibles y en condiciones de uso. En relación con la seguridad, se deberán tomar las siguientes medidas: a) Incluir en el programa de actividades, las reuniones informativas sobre las actividades a desarrollar y las medidas de seguridad que deban adoptarse.

Capítulo I

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b) Que los equipos de seguridad, avisos y medios para delimitar áreas de maniobras o peligrosas estén disponibles y definidas. c) Que los encargados de grupo sean informados de la responsabilidad que tienen con relación a la seguridad de su personal y de los equipos. d) Que el personal integrante avise a su jefe inmediato de cualquier cambio, incidente o desviación tanto de lo que esperaba encontrar, riesgos no previstos en la planeación y su posible afectación al programa. e) Otras medidas propias que deban adoptarse de acuerdo a las características de la maniobra y de la propia central, así como obtener licencia del operador. 1.4.6 Pruebas previas y posteriores.

Con base a los programas de mantenimiento mecánico tipo y de acuerdo a lo anterior, deberán desglosarse en actividades importantes, sobre diagrama de barras, indicando por su orden, la secuencia lógica de actividades, dándole a cada una, su tiempo en días para la ejecución de cada actividad, dejando un medio renglón para marcar, en su momento, el tiempo real empleado y hacer los ajustes oportunos para cumplir con el programa original. Este programa de barras (diagrama de GANTT) deberá incluir las pruebas previas, con enfoque a las causas detectadas de acuerdo al diagnóstico que motivó el mantenimiento programado por realizar, a fin de comparar esos valores de medición, con los que se obtengan después de concluidos los trabajos o actividades del mantenimiento. Debe quedar claro que un trabajo de mantenimiento no concluye si no se realiza lo siguiente: a) Limpiar, resanar y pintar las áreas o equipos donde se trabajó. b) Elaborar los reportes y anexar los que corresponda al historial de los equipos. c) Evaluar tanto la planeación como los resultados (mejoras) en el desempeño de la unidad generadora y equipo incluidos en el mantenimiento. 1.4.7 Establecimiento de la logística de apoyo y prever equipo s auxiliares.

En función de la magnitud del mantenimiento y las características de las actividades a desarrollar, se debe considerar la logística de apoyo, y puede incluir, entre otros: Capítulo I

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a) Personal adicional, equipo de seguridad, herramienta y demás necesidades como alojamiento y alimentos si fuera requerido. b) Transporte de la central a comedores o restaurantes y al lugar de hospedaje. c) Transporte de materiales del almacén a la central y viceversa. d) Disponer de equipo, herramientas especiales, materiales y dispositivos de seguridad (si fueran requeridos). e) Grúas, previamente revisadas, así como, dispositivos de maniobra e izaje. Si por las actividades a desarrollar (incluidas en la planeación) se requiriera equipo auxiliar o complementario como por ejemplo: soldadoras, compresores portátiles, ventiladores, tableros de iluminación, extensiones eléctricas y otros, deberán considerarse y tener disponibles en la central antes de iniciar el mantenimiento. Los responsables de cada actividad y el coordinador del mantenimiento deberán verificarlo con los responsables de área y estos a su vez con los encargados de cada actividad, si fuera el caso. 1.4.8. Planeación de mantenim iento en s istema My SAP R3.

Todas las actividades relacionadas con el mantenimiento y mejoras de los equipos de las centrales hidroeléctricas, se deben documentar, planificar y programar en el módulo de mantenimiento del sistema My SAP. De esta manera contaremos con información relacionada con los trabajos por realizar, materiales y refacciones a emplear, tiempos, personal, descripción de actividades y las que realizarán terceros; así mismo, con un buen historial de los equipos, siempre y cuando esté documentada de manera adecuada toda la información de los mantenimientos anteriores (en caso de tenerlos). 1.4.8.1. AVISOS. En el caso de fallas o necesidades urgentes de reparación en los equipos principales, se cuenta con los avisos de avería. En los avisos de avería es importante registrar la descripción detallada de la falla o necesidad de mantenimiento, equipo o sistema involucrado, departamento responsable, repercusión del problema y fecha de registro. Capítulo I

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De la misma manera se pueden registrar las necesidades de mejoras en los equipos mediante los avisos de mejora. Para equipo auxiliar y que no tiene gran repercusión en la disponibilidad de las unidades, sus necesidades de mantenimiento no programadas se registran mediante los avisos genéricos. 1.4.8.2. PLANIFICACIÓN DE TRABAJOS (ORDENES DE TRABAJO). La planificación de los recursos a utilizar en los mantenimientos, se documenta mediante las órdenes de trabajo. Estos recursos se refieren a los tiempos, mano de obra, materiales y refacciones a emplear en el mantenimiento. También se debe definir claramente el alcance del trabajo y la descripción de las actividades del mismo. En las órdenes de trabajo también se pueden planificar actividades realizados por contratista (servicios de terceros). En el módulo de mantenimiento de PM del sistema MySAP, las órdenes de trabajo se clasifican de la siguiente manera: CM01

Para Mantenimiento correctivo.- Generada mediante avisos de avería.

CM02

Para Mantenimiento preventivo.- En MySAP esta clase órdenes se aplica al Mantenimiento Preventivo Rutinario en hidroeléctricas.

CM03

Para Mantenimiento predictivo.- Referido a termografía y a vibraciones.

CM04

Mantenimiento en paro programado.- Aplicado al Mantenimiento Preventivo menor, mayor, así como a una rehabilitación y modernización.

CM06

Mantenimiento para equipos no relacionados con generación

CM07

Actividades del área de operación

CM08

Actividades de mejora o cambios de diseño.

CM09

Documentación de materiales consumibles para mantenimiento

CM10

Actividades de seguridad industrial

1.4.8.3. ELABORACIÓN DE PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO EN RUTINARIO. La elaboración de los programas de mantenimiento se realiza mediante los planes de mantenimiento del módulo PM del sistema MySAP. Capítulo I

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El primer paso para la elaboración de un plan de mantenimiento, es la creación de la hoja de ruta, que es donde se define una instrucción de mantenimiento genérica que puede aplicar a varios equipos similares. En la hoja de ruta se describen las actividades a realizar, con su frecuencia, tiempos requeridos, mano de obra, materiales y en caso de ser necesario, actividades por terceros. En estos últimos 2 aspectos, se debe de tener cuidado de registrar lo que realmente aplique de acuerdo al período establecido en la hoja de ruta, esto con el fin de evitar reservas y solicitudes de pedido innecesarias. Posteriormente se elabora el plan de mantenimiento en donde se asigna a un equipo o sistema específico que junto con la hoja de ruta se realiza la programación a las fechas requeridas. Una vez programado el plan de mantenimiento, se elaboran de manera automática las órdenes de trabajo. 1.4.8.4. MANTENIMIENTO PREVENTIVO EN PARO PROGRAMADO. La programación de mantenimientos preventivos en paro programado, se realiza en el módulo PS del sistema My SAP. Esto se realiza a través de los grafos que es algo similar a la planeación de actividades en hoja de ruta y órdenes de trabajo. Para esto se crea un proyecto con una clave determinada para la subgerencia y la central involucrada. En el proyecto de mantenimiento se realiza el programa de mantenimiento en donde se define la ruta crítica. Mediante el módulo PS se realiza la emisión de órdenes de trabajo del mantenimiento, y el avance del mantenimiento se registra mediante las notificaciones de las órdenes de trabajo de manera similar a las de preventivo. 1.4.8.5. PROCEDIMIENTOS DE CARGA EN EL SISTEMA MY SAP. Para una mejor referencia de la carga en el sistema My SAP, se puede consultar la siguiente página: http://159.16.83.78

Capítulo I

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1.5 EJECUCIÓN Y SEGUIMIENTO DEL MANTENIMIENTO. 1.5.1. Pruebas

previas

enfocadas

a

la

co nfir mación

del

objetivo

del

mantenimiento.

Tal como se apuntó en el párrafo 1.4.6, antes de iniciar los trabajos de mantenimiento, habrá que realizar mediciones y pruebas para analizarlas, confirmando el diagnóstico que ha dado lugar a la planeación y realización del mantenimiento. Estas mediciones y pruebas servirán además para que al concluir el mantenimiento, estas se repitan y se comparen resultados. Las mediciones y pruebas, en su mayoría, están referidas en el apartado 1.3 del capítulo 1 de esta guía. 1.5.2. Nombramiento del coor dinado r del mantenimiento.

Como parte fundamental para el desarrollo de las actividades del mantenimiento, es indispensable nombrar al coordinador del mismo. En centrales de mediana capacidad es usual que esta función la ocupe el propio superintendente mecánico o el superintendente eléctrico, dependiendo de la actividad principal que, entre otras, es causa de mayor peso en la planeación del mantenimiento. El coordinador de mantenimiento será el responsable de conjuntar los esfuerzos de todo el personal involucrado, para cumplir con los objetivos del mantenimiento, acordando con todas las áreas la mejor forma de lograr eficiencia y eficacia del trabajo, cumplir con las normas de seguridad e higiene, con el programa de realización y que los apoyos y necesidades se cubran oportunamente al menor costo. Por lo anterior, el coordinador deberá conocer sobre actividades a realizar, tener reconocimiento técnico y moral de todos los integrantes de los equipos de trabajo para la intervención eficaz en puntos de interferencia evitando conflictos internos.

Capítulo I

60


1.5.3. Reunión

previa

para

comunic ar

el

alcance,

responsabilid ades

y

compro misos de seguridad.

Convocada por el superintendente general de la central, una vez tramitada la libranza ante el CENACE, definida la planeación y tipo de mantenimiento, se debe realizar una reunión específica, en la que se dé a conocer a todo el personal involucrado, el objetivo, el alcance, actividades, duración, responsabilidades y compromisos de cada quien, incluyendo aspectos de seguridad y ambientales. Otro de los objetivos de esta reunión es dar a conocer el nombramiento del coordinador de mantenimiento; además el compromiso con la calidad en los trabajos, el cumplimiento del programa y responder a las dudas que pudieran plantearse sobre determinado trabajo o proceso. Todo el personal, normalmente capacitado, tiene compromisos con la seguridad en el trabajo. Para el caso particular de un mantenimiento, este aspecto debe ser recalcado y revisado antes de acometer una actividad que implique riesgos y asignarlo a personal específico o especializado, previamente enterado de los detalles de esa actividad. De lo anterior será responsable, en primer lugar, el coordinador de mantenimiento, después el jefe de grupo o de la actividad (especialista) y por último, el ejecutante. Otro aspecto de la seguridad está enfocado al equipo; es decir, que durante maniobras de montaje o desmontaje, el equipo (flechas, chumaceras, tornillos, componentes, etc.) no sufran deterioro alguno por dichas actividades, asegurándose de que para cada actividad o trabajo específico se usen las herramientas o dispositivos adecuados. 1.5.4. Desarro llo

y

s upervisión

del

mantenimiento

de

acuerd o

a

los

procedimientos establecidos.

Una vez iniciada la ejecución de los trabajos de mantenimiento, el coordinador efectuará un recorrido mínimo por todos los frentes a fin de supervisar tanto la ejecución, suministro de recursos y seguimiento de los procedimientos establecidos en cada central para determinados trabajos, parte de los cuales, en el aspecto mecánico se indican en la presente guía. Capítulo I

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De encontrarse alguna dificultad no prevista en el diagnóstico y en las inspecciones previas, reportar a la superintendencia y a las instancias que correspondan a fin de tomar las providencias del caso y resolver cuanto antes este problema, procurando investigar, porqué no fue detectado previamente y tomar las providencias para futuras inspecciones previas al mantenimiento, investigando la causa raíz a fin de evitar su recurrencia. No deberá omitirse la solicitud de apoyo, ya sea a nivel regional o nacional para lograr la solución lo más pronto posible. El apoyo en los manuales del fabricante y planos de cada equipo sin duda deberán consultarse. 1.5.5. Reuniones dur ante el desarrollo del mantenimi ento para ajustes y acuerdos.

Estas reuniones, convocadas por el coordinador de mantenimiento tienen por objeto revisar y analizar en forma conjunta los problemas que se presenten durante el desarrollo del mantenimiento, tanto por interferencias como por problemas técnicos no previstos o de otra naturaleza que alteren el desarrollo de los trabajos conforme al programa, debiendo tomar decisiones y recurriendo a los medios a su alcance. Tomar acciones y ajustes en los recursos a tiempo, es la mejor medida para respetar el programa. Los ajustes en las actividades de grupos en la que se presenten interferencias, son acciones normales y deben ser atendidas y acordadas entre el coordinador y los jefes de las áreas en conflicto. Estas reuniones no necesariamente deben hacerse diarias, pero realizadas en forma tal que sean objetivas, constructivas y breves. El Coordinador deberá tomar nota de acuerdos y conclusiones. 1.5.6. Pruebas de puesta en servicio .

Conforme a un protocolo de pruebas de puesta en servicio previamente elaborado y aprobado por el coordinador de mantenimiento, con el visto bueno de la superintendencia de la central y de acuerdo al alcance de los trabajos de mantenimiento realizados, se deberán llevar a cabo estas pruebas, confirmando que las protecciones, secuencias tanto de arranque, paro y cambios de carga, se realizan normalmente, verificando la saturación de temperaturas, presiones y condiciones dinámicas a diferentes velocidades y a varias potencias. Capítulo I

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Cuando se haya realizado un mantenimiento mayor, se tendrá que verificar previamente al arranque, que todo el sistema de protecciones, tanto mecánicas como eléctricas y equipo de medición estén conectados y de ser posible, probados. Que el rodado inicial se realice (si aplica) con los sistemas de agua de enfriamiento, (si esto es posible) de lubricación de chumaceras y de gateo de aceite en servicio (ver 2.1.5), verificando presiones de descarga de las bombas, e iniciando el rodado manual, sin agua en la carcasa espiral, confirmando su giro normal y sin ruidos de rozamiento o señales de resistencia anormal al giro. Tener presente que para unidades generadoras verticales de gran potencia y con chumaceras de carga autonivelables, pudiera darse el caso de que al inyectar el aceite a presión para el gateo de aceite, se pierda ligeramente la verticalidad de la flecha y su correspondiente centrado; sin embargo, los claros o huelgos previstos en las chumaceras guía deben impedir el contacto de partes fijas con las móviles en la turbina, aún en el caso de máxima inclinación, pues las holguras de la turbina deben ser del orden del doble de lo que la inclinación máxima antes indicada, pudiera provocar. Si esto se logra sin dificultad, proceder al llenado de la turbina y retiro de las compuertas de desfogue (si aplica) y preparar la prueba de rodado con agua, inicialmente a porcentajes de la velocidad nominal previamente establecidos, comprobando cabeceos de la flecha y continuar hasta la saturación de temperaturas a marcha en vacío sin excitar. Si se presentara alguna anormalidad en el proceso inicial de rodado manual en “ seco”, se procederá a investigar el motivo, corrigiendo la causa, tomando las medidas correctivas; volver a realizar la prueba de rodado manual y si se comprobó que ya se solucionó el problema, continuar la prueba con agua, de acuerdo al protocolo indicado inicialmente. Conforme a un protocolo de puesta en servicio, de acuerdo tanto al alcance de los trabajos de mantenimiento realizados, se deberán llevar a cabo estas pruebas confirmando que las secuencias tanto de arranques, paro y cambios de carga, se Capítulo I

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realizan normalmente, verificando temperaturas y presiones de operación a varias potencias. De requerirse, se harán los ajustes que se estimen convenientes en las secuencias cuando así se requiera. 1.6

EVALUACIÓN DE RESULTADOS

1.6.1. Pruebas enfocadas a la compro bación d el objetivo del mantenimi ento.

Junto con las pruebas de puesta en servicio indicadas en 1.5.6, deberán realizarse pruebas de comportamiento que indiquen la mejora obtenida en comparación a las efectuadas previas al mantenimiento. Los resultados finales comparados con los previos, deberán reportarse por separado incluyendo las conclusiones al respecto a fin de evaluar si se alcanzaron los objetivos esperados. En caso de que no se hayan alcanzado estos objetivos, se deberán analizar las causas, responsabilidades y tomar las acciones que correspondan para evitar su recurrencia. Si se obtuvieron los resultados esperados o mejores, difundirlo a nivel Regional, y si procede, hacerlo a otros niveles. 1.6.2 Análisis de las desviaciones al progr ama, causas y repercusi ones.

Además de los análisis anteriores relacionados con el comportamiento operativo de la unidad después de su mantenimiento, deberá efectuarse otro enfocado a revisar si se presentaron desviaciones al programa original de realización del mantenimiento. Este análisis, respaldado por el historial y reportes del coordinador y del que llevó cada jefe de área, deberá definir con claridad la causa de la desviación (si la hubo) y describirla con objetividad, a fin de evitar su recurrencia, tomando como experiencia los puntos importantes, tanto en logros como en tropiezos. Las repercusiones, en caso de incumplimiento, además de incrementar la indisponibilidad de la unidad y con ello el del área hidroeléctrica, complica el programa de libranzas para mantenimiento del CENACE, repercusión más importante en función de la potencia de la unidad. Capítulo I

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El superintendente de la central es el responsable de la comprobación de la obtención del objetivo del mantenimiento (punto 1.6.1) y del análisis de las desviaciones al programa (punto 1.6.2), si existieron. 1.6.3 Eventos y actividades extraord inarias relevantes.

Durante el mantenimiento, ya sea programado o por falla, se presentan eventos relevantes, que por su importancia relativa, resultan de interés no solamente a nivel regional sino de todo el ámbito hidroeléctrico. En forma similar pueden presentarse actividades que por ser únicas, resultan extraordinarias y por tanto relevantes, ya sea como consecuencia de una falla no común o por trabajos de mejora aprovechando un mantenimiento. Estas mejoras sólo serán fruto del análisis y auténtica búsqueda de la MEJORA CONTINUA. Estos eventos deberán enviarse a la subgerencias regionales para su difusión y consideración a niveles superiores. 1.7.- REPORTES DE MANTENIMIENTO 1.7.1 Introducción

Para tener un buen historial de los equipos de la central, es importante realizar reportes de mantenimiento. Estos deben describir las actividades realizadas, los recursos y tiempos empleados, así como los motivos que originaron que se efectuara el mantenimiento. Los reportes se deberán realizar mensual, semestral y anual. 1.7.2 Reportes de mantenimiento rutinario y reparaciones especiales

En el caso de mantenimiento rutinario, no se requiere llevar un control estricto en sus reportes, pero si es conveniente que en las notificaciones realizadas en el sistema My SAP (en donde apliquen) se describan claramente las actividades realizadas, y se documenten debidamente los recursos utilizados como mano de obra empleada, tiempos, materiales y actividades realizadas por terceros. En el sistema de información del módulo PM de My SAP se pueden obtener reportes diversos de los equipos, o bien a través de tratamientos de lista que pueden adaptarse a las necesidades del usuario, y pueden contener las actividades, costos, materiales y mano de obra empleados.

Capítulo I

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Para el caso de trabajos especiales como son reparaciones por falla ó actividades que normalmente no se realizan en mantenimiento rutinario, además de documentarse en el sistema My SAP, se debe elaborar un reporte que contenga lo siguiente: a) Síntesis.- Se describe un resumen de la actividad. b) Antecedentes.- Se hace un resumen de las últimas actividades realizadas en el equipo en cuestión. En esta parte es importante mencionar los motivos y sustentos técnicos que originaron la realización del trabajo. c) Descripción de la falla o problema.- Se debe describir las cuestiones técnicas de la falla o la necesidad de realizar el trabajo. d) Determinación de acciones correctivas.- Se describen las actividades realizadas para la reparación o mejora. e) Aplicación de controles para asegurar la efectividad de las acciones correctivas.- Se describen las acciones a tomar posteriores a la realización de los trabajos con el fin de verificar que estos hayan sido efectivos y evitar su recurrencia. f) Reporte fotográfico.- Se debe anexar un reporte fotográfico ó con diagramas que ilustren las actividades realizadas. 1.7.3 Reportes de mantenimiento de paro programado (menor, mayor, rehabilitación y mo dernizaciones)

En el caso de los mantenimientos de paro programado, se realizará un reporte de mantenimiento con el fin de tener una referencia para los mantenimientos posteriores y para el historial de los equipos. Turnar copia a niveles superiores. También es importante que las actividades realizadas sean notificadas adecuadamente en el Sistema My SAP. El reporte de mantenimiento de paro programado debe contener lo siguiente: a) Antecedentes.- En esta sección se debe mencionar la fecha y horas de operación después del último mantenimiento, así como un breve resumen de las últimas actividades realizadas en los equipos involucrados. b) Sustentos técnicos.- Se indican las actividades relevantes que justificaron la programación del mantenimiento de la unidad. En esta parte se pueden incluir diagramas, registros de tendencias así como descripción de fallas ó resultados de inspección que dieron origen a la programación del mantenimiento. Los sustentos Capítulo I

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técnicos deben ser con base al procedimiento N-2000-CB03 “Fundamentos para el Mantenimiento”. c) Diagrama de Gantt y ruta crítica del mantenimiento.- Se obtiene del módulo PS del sistema SAP, cuyo fin es tener una referencia de la secuencia de actividades realizadas. d) Valores operativos de la unidad antes de realizar el mantenimiento.- Son los registros de operación de acuerdo al punto 1.3 de esta guía. e) Descripción de actividades.- En esta sección se describen las actividades realizadas de acuerdo a la secuencia programada. Es importante señalar las actividades relevantes, así como las actividades fuera de programa o desviaciones presentadas en el desarrollo del mantenimiento. Se deben incluir diagramas, formatos de mediciones así como protocolos de montaje y puesta en servicio. f) Valores operativos después del mantenimiento.- Son los registros de los parámetros operación que se deberán anotar después del mantenimiento. g) Reporte fotográfico.- Este debe ser de acuerdo a la secuencia de actividades realizadas. h) Reporte de costos.- Se debe mostrar los costos planeados y reales de acuerdo a lo utilizado en mano de obra, materiales y actividades realizados por terceros. i) Reporte de seguridad.- Se hace mención de los aspectos relevantes de seguridad a fin de que sirvan de referencia como observación de tareas y análisis de riesgos para los futuros mantenimientos. j) Conclusiones.- Descripción resumida del mantenimiento y los beneficios del mismo. 1.7.4 Formatos de operación y protocolo s de ajuste del equipo mecánico.

La documentación de formatos y protocolos para los registros operativos y ajustes realizados en los equipos, debe integrarse en el reporte del mantenimiento para el historial de los equipos. Esto es una buena referencia de las condiciones del equipo, desviaciones

encontradas,

que

servirán

para

la

programación

de

futuros

mantenimientos. A continuación se muestran algunos ejemplos de formatos utilizados para este fin:

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1.8.-

SEGURIDAD EN EL MANTENIMIENTO.

Referido al capítulo 700 del reglamento de seguridad e higiene para centrales hidroeléctricas; y su aplicación es de carácter obligatorio, a continuación se detalla lo concerniente a la prevención de accidentes en relación a actividades de mantenimiento. GENERALIDADES SECCIÓN 701.- ALCANCE Y APLICACIÓN A. PRIORIDAD DE LA SEGURIDAD. La prevención y control de los riesgos de trabajo son parte integral de la función operativa en todos los niveles. DEBEN CONSTITUIR SIEMPRE LA PRIORIDAD NÚMERO UNO, SIN SUBORDINARSE A URGENCIAS, INSUFICIENCIAS O DECISIONES DE CARÁCTER PERSONAL. Es obligación de todos los trabajadores conocer, cumplir y hacer cumplir las reglas de seguridad, para el desempeño seguro y eficiente del trabajo. B. ALCANCE DEL REGLAMENTO. Las reglas de seguridad aquí contenidas abarcan los requisitos más importantes que deben cumplirse en materia de seguridad e higiene en el trabajo, de acuerdo a la normatividad oficial vigente y a los sistemas de gestión de seguridad y salud en el trabajo, para preservar la integridad del personal, medio ambiente, instalaciones y equipo. De surgir algún caso no previsto en el presente reglamento, el jefe del área (coordinador de mantenimiento) decidirá sobre el particular, haciéndolo del conocimiento de la Comisión de Seguridad e Higiene y al Jefe de Oficina de Seguridad de la central que cuente con esta estructura, en caso contrario al Departamento Regional de Ingeniería en Seguridad Industrial. C. SIGNIFICADO DE LAS REGLAS. En caso de duda sobre el significado de alguna regla en particular, los trabajadores tienen el derecho y la obligación de que les sea aclarada por su jefe inmediato. D. OBLIGATORIEDAD DE ESTE DOCUMENTO. EL CUMPLIMIENTO DE LAS REGLAS QUE AQUÍ SE ENUMERAN SERÁ OBLIGATORIA. ARTÍCULO 134, fracción II de la Ley Federal del Trabajo y la Cláusula 20 Inciso IV del Contrato Colectivo de Trabajo único en vigor CFE-SUTERM. Su incumplimiento determinará la aplicación de sanciones de carácter administrativo, en los términos del Artículo 47 fracción XII de la Ley Federal del Trabajo. SECCIÓN 703.- PLANEACIÓN Y SUPERVISIÓN DEL TRABAJO Capítulo I

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A.

PLANEACIÓN

Todo trabajo por sencillo o complicado que sea debe planearse cuidadosamente, el grupo de trabajo deberá analizar las condiciones del lugar de trabajo: a) La comunicación eficiente en todos los niveles debe ser parte integral de la planeación. Los riesgos posibles y las medidas de seguridad que se adoptarán. b) Los procedimientos que se aplicarán. c) Las herramientas y equipos que habrán de emplearse. Al planear los trabajos se debe asegurar que los equipos, herramienta y materiales que se vayan a utilizar, cumplan con los requerimientos del trabajo a desarrollar, por lo que se deben verificar las especificaciones para su adquisición y su estado al recibirlos y antes de su instalación. B.

EFECTOS POSIBLES DE NUESTROS ACTOS

Siempre deben considerarse todos los posibles efectos por las acciones que se ejecuten, tomando en cuenta la seguridad propia y la de otros trabajadores e instalaciones propias. Nunca debe “suponerse”. Si no se sabe, es obligación preguntar al jefe inmediato. C.

RESPONSABLES POR LUGAR DE TRABAJO.

Cuando más de una persona trabaja en el mismo equipo, quedará designado uno de ellos como responsable del trabajo a realizar. Cuando se trate de lugares o equipos distintos, se designará a un responsable en cada uno de ellos, además de un responsable general (coordinador de mantenimiento). D.

CONDICIONES EN EL LUGAR DE TRABAJO.

Antes de iniciar cualquier trabajo, verificar las condiciones estructurales, mecánicas y eléctricas, entre otras, para identificar los posibles riesgos y determinar las medidas tendientes a evitar accidentes. E.

REPARACIONES PROVISIONALES.

En los casos de recurrir o requerir de reparaciones o instalaciones provisionales, éstas además de ser identificadas con los avisos preventivos alusivos, deben ser documentadas y comunicadas a los responsables del área, Comisión de Seguridad e Higiene y Superintendente de la central. F.

SUPERVISIÓN DEL TRABAJO.

Todo trabajador con mando de personal, al supervisar el trabajo de sus subalternos, considerará en forma prioritaria la detección y control de los riesgos, vigilando el Capítulo I

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cumplimiento de las reglas de seguridad aplicables. NO HAY EFICIENCIA SIN SEGURIDAD. G.

RESPONSABILIDAD.

Aún cuando la planeación y supervisión de los trabajos involucra la participación de todos los niveles, incluyendo al propio trabajador que lo ejecuta, es necesario el cumplimiento de las siguientes responsabilidades específicas: 1.

DEL SUPERINTENDENTE DE LA CENTRAL.

a) Supervisar el estricto cumplimiento de este reglamento, por parte de sus subalternos, estimulando en ellos el apego a considerar la seguridad como la prioridad número uno, gestionando oportunamente la adopción de las medidas preventivo-correctivas de acuerdo al sistema de gestión de seguridad y salud en el trabajo. b) Apoyar mediante su ejemplo personal las políticas de prevención de riesgos. c) Tener la Comisión de Seguridad e Higiene integrada, capacitada y funcionando de acuerdo con un programa de actividades calendarizadas y apoyarla para el cumplimiento de las funciones encomendadas. d) Como responsable general de los programas de actividades de seguridad e higiene, debe vigilar el cumplimiento de los mismos. 2.

DE LA REPRESENTACIÓN SINDICAL.

Apoyar en todo lo necesario para que este reglamento sea efectivamente cumplido por todos los trabajadores, en beneficio de la salud e integridad física de sus agremiados. Fomentar entre los trabajadores la conciencia de que la seguridad es su derecho, pero también su responsabilidad. 3.

DE LOS JEFES DE ESPECIALIDAD (INCLUIR EL COORDINADOR DE

MANTENIMIENTO). a) De acuerdo al nivel jerárquico y la capacidad de tomar decisiones, prever y proveer lo necesario para hacer aplicable este reglamento a los casos particulares. b) Promover la difusión y cumplimiento del mismo entre los subordinados. c) Participar directa y activamente en la planeación, ejecución y control del Programa de Seguridad e Higiene, en lo referente al área de responsabilidad, de acuerdo a lo establecido en el Manual de Procedimientos Administrativos capítulo 11. d) Atender de inmediato los problemas o deficiencias que plantee el personal a su cargo o por recomendación de la Comisión Local de Seguridad e Higiene. e) Asesorar y orientar en lo necesario a trabajadores de otros departamentos cuando Capítulo I

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desarrollen trabajos en sus áreas de responsabilidad. f) Investigar los accidentes y/o incidentes que ocurran en su área de responsabilidad, para determinar las causas y adoptar las medidas para evitar su repetición. SECCIÓN 709.- LICENCIAS Y LIBRANZAS A.

REGLAS DEL DESPACHO Y OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

NACIONAL Se da por reproducido el documento correspondiente a las reglas del despacho y operación del Sistema Eléctrico Nacional en su capítulo V correspondiente a licencias, cuyo cumplimiento es obligatorio en todo el ámbito de C.F.E. Aunque el cumplimiento de las reglas de despacho y operación del Sistema Eléctrico Nacional es obligatorio, a continuación se transcriben aquellas de mayor relevancia desde el punto de vista de prevención de accidentes: Del personal autorizado a tomar licencias

Artículo 71.-Las licencias serán concedidas solo al personal autorizado. Para este fin, todas las áreas, usuarios y permisionarios que requieran tomar licencias deberán enviar a los Centros de Control del CENACE correspondientes, una lista del personal autorizado a tomar licencias por el responsable del área respectiva. Si existiera algún cambio (alta o baja) en la lista del personal autorizado, éste deberá ser informado de inmediato al centro de control respectivo en forma escrita. De la concesión de licencias

Artículo 77.- Las licencias serán solicitadas al centro de control correspondiente por el personal responsable de las mismas, teniendo éste la obligación de: a) Estar presente en el sitio de trabajo y conocer los trabajos que se van a ejecutar. b) Vigilar que su personal trabaje en las condiciones de seguridad necesarias tales como: distancias adecuadas en equipo vivo, colocación de equipos de tierra, uso de guantes y herramientas de trabajo adecuadas. c) Contar con equipo de comunicación adecuado y mantenerlo en operación durante el desarrollo de los trabajos. En caso que no haya comunicación directa entre el responsable de la licencia y el operador del centro de control, las solicitudes y entregas de licencias se podrán hacer a través de los operadores de estación. Artículo 78.- Al conceder la licencia al solicitante, el operador del centro de control debe Capítulo I

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expresarse clara y concisamente, identificando por su nomenclatura y precisión el equipo de que se trate, definiendo la duración y número de licencia, y haciendo las observaciones que juzgue oportunas para evitar cualquier error, así como advertirle al solicitante que tome todas las precauciones pertinentes a su alcance. De igual forma, el solicitante al que se conceda la licencia repetirá los datos del párrafo anterior y verificará las observaciones y precauciones indicadas por el operador del centro de control. Artículo 79.- En el caso de licencias en vivo es indispensable la comunicación, por lo que éstas no se gestionarán si no existe un medio de comunicarse con el personal de campo. De los trabajos bajo licencia

Artículo 80.-Sólo el trabajador a quien se concede la licencia y/o los trabajadores bajo su supervisión, pueden trabajar en el equipo bajo licencia. Artículo 81.-La licencia autoriza exclusivamente a efectuar los trabajos especificados. En caso de ser necesarios otros trabajos, deberá solicitarse otra licencia. Artículo 82.-El que una parte o todo el equipo esté fuera de servicio por licencia, no autoriza a otros trabajadores a trabajar en él sin pedir una licencia. Artículo 83.-Cuando se entregue en licencia el mismo equipo a varios trabajadores, el operador del centro de control deberá informarles de esta condición. Se colocará una tarjeta auxiliar por cada una de las licencias. Artículo 84.-Sólo el trabajador a quien le fue concedida la licencia puede regresarla. En caso de emergencia, por accidente, vacaciones, u otro motivo o cuando al trabajador a quién le fue concedida la licencia no le sea posible continuar con ésta, su jefe o el trabajador que él designe y que tenga autorización para hacerlo debe tomarla, previo acuerdo con el operador del centro de control, haciéndose totalmente responsable de ella. Asimismo, en el caso de trabajadores de turnos continuos, el responsable de la licencia podrá transferirla al trabajador que ocupe su puesto, siempre y cuando éste último esté autorizado para hacerlo e informando de lo anterior al operador del centro de control. De las maniobras en licenci a

Artículo 85.- Si la licencia solicitada es con equipo desenergizado, previo a la concesión de la misma, se librara el equipo; para lo cual el operador del centro de control correspondiente ejecutará y/o dictará las maniobras y/o órdenes necesarias a los Capítulo I

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operadores de estación o de centrales generadoras citando al equipo por su nomenclatura. Si el operador de estación no está enterado se le deberá indicar brevemente el objeto de la licencia. Artículo 86.-Las maniobras requeridas para librar y volver a poner en servicio un equipo después que estuvo bajo licencia deberán ejecutarse, invariablemente, apegándose a los lineamientos establecidos en este reglamento en su capítulo de maniobras. De las tarjetas auxil iares

Artículo 87.-Cuando se trate de licencias en muerto, el operador de estación o el poseedor de la licencia, deberá colocar tarjetas auxiliares rojas en los manerales de los controles de los interruptores del equipo bajo licencia, así como en todo el equipo primario asociado a la libranza. En forma similar, cuando se trate de licencias en vivo y se disponga de personal en la estación se colocará una tarjeta auxiliar amarilla en el maneral del control del interruptor del circuito o línea bajo licencia. Cuando la línea o circuito cuente con recierre, éste se bloqueará previamente a la concesión de la licencia y se colocará una tarjeta auxiliar amarilla tanto en el maneral del control del interruptor correspondiente, como en su recierre. Cuando las licencias en vivo correspondan a estaciones telecontroladas, se colocarán etiquetas en los desplegados del control supervisorio tanto en el interruptor correspondiente como en el relevador de recierre que se bloqueó. De los dis paros con licencia en vivo

Artículo 88.-Si durante la ejecución de un trabajo en vivo se llegase a disparar el interruptor de la línea o circuito, el operador no debe cerrarlo hasta obtener comunicación con el responsable de la licencia, el cual deberá responder inmediatamente e informar si tuvieron algún percance, en cuyo caso no se cerrará el interruptor hasta que el personal quede fuera de peligro. De las pr orrog as a licencias

Artículo 89.-Si la persona que tiene vigente una licencia prevé que los trabajos para los que solicitó la misma no concluirán en el plazo fijado, tiene la obligación de informar a la brevedad y antes del vencimiento de ésta al centro de control correspondiente, para solicitar una prorroga justificando la causa, en el entendido de que solo por causas de fuerza mayor se podrán prorrogar las licencias. Capítulo I

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De la devolución d e licencias y puesta en servicio del equipo

Artículo 90.-Las licencias serán devueltas tan pronto se concluyan todos los trabajos y las pruebas que el caso requiera, con la finalidad de que los equipos queden disponibles a operación. Artículo 91.-Al término de una licencia, el equipo será normalizado poniéndolo en servicio en presencia del ejecutor del trabajo o dejándolo en disponibilidad. Artículo 92.-Los trabajadores que se involucren en trabajos programados en vivo o en muerto, al retirar la licencia, deberán permanecer en el sitio hasta que el equipo Involucrado en la licencia quede nuevamente en servicio o en disponibilidad en forma satisfactoria. Artículo 93.- La devolución de la licencia se hará en forma clara y concisa indicando: a) Nombre del poseedor de la licencia. b) Número de la licencia. c) Identificación precisa del equipo que se tiene en licencia. d) Quién devuelve la licencia. e) Quién retiró los medios de protección que puso para la licencia. f) Si la licencia fue consecuencia de falla de equipo, dar información completa de la causa del daño y de la reparación del mismo. g) Si la licencia fue programada, dar información completa de los trabajos que realizaron. h) Otras consideraciones esenciales o útiles. Artículo 94.-Una vez retirada la licencia se procederá a la ejecución de las maniobras de normalización de los elementos que estuvieron bajo licencia. 1.

La central deberá tener claramente establecido, por escrito, la lista de personal

autorizado para recibir y conceder libranzas y licencias. 2.

En complemento a las reglas del despacho y operación del Sistema Eléctrico

Nacional, se debe aplicar el Reglamento Interno de Licencias para Centrales Hidroeléctricas, en ningún caso este ultimo prevalecerá al primero SECCIÓN 713.- BUCEO Y EMBARCACIONES A.

BUCEO.

Reglas generales 1. Todo trabajo de buceo debe de planearse cuidadosamente y comunicarse a los Capítulo I

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niveles involucrados antes de su realización. 2. Antes de iniciar trabajos de buceo debe siempre verificarse que el equipo se encuentre completo y en condiciones de uso. Nunca debe usarse equipo de inmersión en mal estado o improvisado. 3. Dicha inspección debe abarcar el grupo de apoyo de superficie este completo, verificando que este personal cuente con la constancia de aptitud médica vigente para bucear, se encuentre en guardia y que es competente. Así mismo debe incluir el vehículo, equipo de compresión de aire, equipo de abastecimiento de aire, cámara hiperbárica, etc. 4. Antes de iniciar trabajos de buceo debe notificarse invariablemente al operador de la central y superintendente indicando la ubicación de la zona de trabajos de buceo; así como mantener comunicación durante el desarrollo y la conclusión de la actividad. 5. Todo trabajo de buceo cercano a obra de toma o desfogues debe contar invariablemente con la licencia respectiva. 6. Todo trabajo de buceo cercano a vertedores debe ser coordinado con el jefe del área que solicitó el servicio. 7. Nunca se deben autorizar maniobras para variar cargas de unidades ni inicio de arranque, cuando se estén efectuando trabajos de buceo, sin antes retirar al personal. 8. Nunca debe iniciarse una operación de buceo sin supervisión de personal competente. 9. Nunca debe sumergirse un hombre que no haya recibido la capacitación adecuada y se encuentre entrenado en el uso del equipo asignado, excepto cuando las inmersiones son de entrenamiento y bajo la guía de un instructor calificado. 10. Nunca deben excederse las profundidades en las que el buzo esté calificado física y técnicamente. 11. No podrá iniciar trabajos de inmersión un buzo que desconozca las señales manuales de buceo. 12. Nunca debe permitirse la inmersión de personal que haya ingerido bebidas alcohólicas, se encuentre enfermo o bajo efectos de drogas o medicamentos. 13. Cuando se use equipo autónomo debe hacerse invariablemente con los cilindros de aire llenos y no debe de hacerlo solo; siempre deberá de estar a la vista del compañero. 14. Siempre debe de usarse línea de vida o “guía”. 15. Siempre debe cumplirse con lo indicado en las tablas de descompresión Capítulo I

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considerando estrictamente la modificación de factores. 16. Siempre debe de reportarse al supervisor de buceo todas las señales de incomodidad física que pudiesen ocurrir después de una inmersión. 17. Cuando exista sospecha de descompresión, iniciar de inmediato la recompresión. 18. Todo buzo debe sujetarse a exámenes médicos periódicos específicos con una frecuencia mínima de seis meses. 19. En todo trabajo en el que se use equipo con abastecimientos de aire desde la superficie, debe de permanecer en guardia un buzo equipado para emergencias y en alerta para sumersión inmediata. 20. Cuando se efectúen trabajos en pozos y compuertas que requieran descolgar personal mediante canastillas; éstas deben ser accionadas mediante una grúa independiente y exclusiva para ésta labor. SECCIÓN 725.- SOLDADURA A.

EQUIPO DE SOLDADURA CON OXIACETILENO.

1.

Precauciones con el equipo de oxiacetileno.

a) Siempre que se utilice el equipo de oxiacetileno, se debe extremar las precauciones, siguiendo los procedimientos establecidos. b) Solamente el personal autorizado podrá hacer uso de éste equipo. c) Nunca se debe trabajar con este equipo cuando se encuentre la ropa, mangueras, sopletes, reguladores o cilindros impregnados con aceites, grasas o substancias inflamables. d) Nunca se debe utilizar el oxígeno para efectuar limpieza en el área de trabajo, en las ropas o para refrescarse. e) Nunca almacenar cilindros de oxígeno y acetileno en un mismo local. Debe estar ventilada el área de almacenaje para acetileno y otros gases. 2.

Uso y manejo de los cilindros.

a) Siempre que se utilice el equipo de oxiacetileno, debe mantenerse en posición vertical y sujeto a una parte fija. b) Nunca se debe abrir más de un cuarto de vuelta la válvula de salida de los cilindros, utilizando la llave de cuadro, la que siempre permanecerá atada a la válvula. c) Cuando se termine el contenido de los cilindros del equipo de oxiacetileno, siempre se deben purgar, desmontar los reguladores o manómetros, colocar las capuchas Capítulo I

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protectoras y marcarlos con etiquetas que indiquen que se encuentran vacíos. d) Nunca se debe encender el equipo de oxiacetileno sobre un cilindro. e) Siempre que sea necesario sujetar los cilindros del equipo de oxiacetileno a estructuras, deben aislarse con madera o hule, de tal forma que no queden aterrizados. f) Siempre se deben mantener los cilindros alejados de las mesas de trabajo o de elementos de soldadura, de tal forma que no hagan contacto. g) Cuando se termine el contenido de los cilindros ya sea de oxígeno o acetileno, siempre se deben identificar de acuerdo a la normatividad vigente y colocar en el lugar destinado para cilindros vacíos, nunca en las áreas de trabajo. h) Siempre que se transporten cilindros, deben desmontarse los reguladores y colocarlos en lugares adecuados y proteger las válvulas de los cilindros con las tapas o capuchas de protección. i) Nunca se deben golpear ni permitir que sean golpeadas las válvulas ni los cilindros de gases comprimidos. j) Siempre se debe efectuar limpieza de las válvulas de los cilindros antes de conectar los reguladores. k) Siempre se debe mantener la superficie exterior de los cilindros en buenas condiciones, así como su pintura e identificación de acuerdo a la normatividad vigente. l) No se deben hacer adaptaciones para usar roscas que no correspondan al contenido del cilindro. m) Siempre que se transporte un cilindro, debe de asegurarse impidiendo su movimiento. Nunca debe rodarse. n) Al terminar los trabajos, siempre se debe asegurar que las válvulas de los cilindros estén debidamente cerradas, los manómetros en ceros y las mangueras vacías. 3. Precauciones al instalar reguladores o manómetros. a) Siempre que se coloquen los reguladores o manómetros en el equipo de oxiacetileno, se debe probar que no exista fuga; si existiera, debe reportarse al jefe inmediato. b) Siempre que se instalen reguladores, manómetros o conexiones en el equipo, debe hacerse de tal forma que éstos queden instalados rígidamente y debe aplicarse la guía de inspección de preuso antes de iniciar cualquier trabajo. c) Siempre se verificará que el tornillo de ajuste del regulador se encuentre en el punto de mínima presión antes de abrir la válvula de los cilindros. d) Nunca deben lubricarse los reguladores de oxígeno con derivados de aceite mineral. Capítulo I

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e) Deben respetarse los colores de las mangueras; roja, para el acetileno y verde para el oxígeno. 4.

Revisión de las mangueras del equipo de oxiacetileno.

a) Se deben efectuar revisiones periódicas a las mangueras del equipo, para detectar a tiempo posible agrietamiento, desgaste o cualquier avería y mantenerse enrolladas en los cilindros cuando no se estén usando. b) Nunca se debe permitir que pase cualquier tipo de vehículo sobre las mangueras de aire comprimido, de equipo oxiacetileno, cables de equipo de soldadura eléctrica o de extensiones de herramienta eléctrica. Cuando se encuentren en áreas de tránsito deben protegerse. c) No deben efectuarse trabajos de soldaduras sobre las mangueras del equipo de oxiacetileno. d) Siempre se deben usar válvulas check y arrestador de flama en los extremos de las mangueras, para prevenir el retroceso de la flama tanto en los cilindros de oxígeno como en los de acetileno. 5.

Precauciones para el manejo de sopletes.

a) Siempre se debe revisar que las boquillas de los sopletes se mantengan libres de cualquier obstáculo que impida la salida de gases. b) Siempre se deben utilizar los sopletes de acuerdo a las especificaciones del equipo. c) Siempre se deben purgar las líneas de oxígeno y de gases inflamables individualmente, antes de encender el soplete. d) Siempre se debe encender el gas inflamable antes de abrir la válvula de oxígeno en un soplete. 6.

Precauciones al realizar trabajos de soldadura con oxiacetileno.

a) Siempre que se realicen trabajos de corte o soldadura con equipo de oxiacetileno, se debe utilizar el equipo de protección personal y de grupo de acuerdo al “Catálogo de Ropa de Trabajo y Equipo de Protección Personal y de Grupo de C.F.E.” b) Antes de iniciar cualquier trabajo de soldadura, debe revisarse que los sopletes o electrodos de otros equipos se encuentren alejados del equipo con el que se esté trabajando. c) Siempre que se vaya a iniciar un trabajo de soldadura, ya sea, de arco eléctrico o de oxiacetileno, se debe tomar la precaución de que exista cerca y a la mano un extintor adecuado al área en que se encuentre y que esté en condiciones de operación. Capítulo I

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d) Siempre que se encienda un equipo de oxiacetileno nunca se dirigirá la flama hacia los reguladores o válvulas del mismo o de otros equipos. e) Nunca se debe soldar o cortar un recipiente que haya contenido líquidos inflamables o ácidos. Antes debe llenarse y lavarse con agua o saturarlo de gas inerte. f) Nunca se debe soldar o cortar un recipiente que contengan ácidos, líquidos inflamables y/o combustibles g) Cuando se efectúen trabajos de soldadura o de corte, se debe tener la precaución de que no se encuentre cerca de esta área, líquidos, vapores y otros materiales combustibles y/o inflamables. h) Al término de cualquier trabajo con el equipo oxiacetileno, se debe cerrar primero la válvula del acetileno y después la del oxígeno. i) Siempre que se realicen los trabajos con este equipo se debe tener toda la herramienta e implementos para realizar el trabajo de tal manera que nunca se deje encendido y descuidado el soplete con el que se está trabajando. j) Siempre que se trabaje en partes altas, proteger las áreas de transito o de trabajo para impedir que materiales incandescentes caigan sobre ellas. k)

Siempre se debe soldar sobre bancos de trabajo; nunca directo sobre el piso.

B.

EQUIPOS DE SOLDADURA ELÉCTRICA.

1.

Precauciones con el equipo de soldadura eléctrica.

a) Siempre que se vaya a iniciar cualquier trabajo de soldadura debe utilizar el equipo de protección personal normalizado y verificar que el área donde se va a trabajar se encuentre limpia y ordenada. b) Siempre se debe trabajar el equipo de soldadura eléctrica con el amperaje especificado. c) Nunca se debe encender la máquina de soldar cuando el porta electrodos se encuentre sobre la pieza de metal. d) Nunca se debe usar la maquinaria de soldar con los cables enrollados a su alrededor. e) Siempre debe asegurarse que el porta electrodos se encuentre debidamente aislado y que no se golpee. f) Debe conservarse siempre bien conectada la terminal de tierra a la pieza metálica sobre la que se trabaja. g) Siempre debe revisarse que los cables eléctricos se encuentren en buenas condiciones, debidamente aislados y la clavija bien asegurada. Capítulo I

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h) El cable eléctrico nunca debe carecer de clavija o jalarse para desconectar la soldadura. i) Nunca se debe conectar una máquina eléctrica de soldar en un toma corriente en mal estado, en tal caso, debe reportarse al jefe inmediato para su corrección. j) Antes de conectar una máquina de soldar se debe verificar que las terminales macho y hembra sean compatibles k) Nunca se debe intentar la conexión entre terminales que no sean compatibles. 2.

Protección ocular.

a) Siempre que se realice algún trabajo con éste equipo debe utilizarse careta protectora con cristales obscuros de los Números 10, 11, ó 12 según la visibilidad del área en que se efectúe la maniobra. b) Siempre debe procurarse que el cristal obscuro que se usa en la careta, esté protegido con otro cristal transparente y verificar que estén limpios. c) Nunca se realicen trabajos, supervisen u observen labores de soldadura si utiliza lentes de contacto. d) Antes de que se ponga en contacto el electrodo con el metal sobre el que se trabaja, debe advertir a los ayudantes o compañeros para que se protejan la vista de la radiación emitida. e) Cuando se utilice el pulidor o el esmeril deben usarse lentes de protección o careta protectora facial. 3.

Protección del área de trabajo.

a) Siempre debe mantenerse protegida el área de trabajo de soldadura eléctrica, ya sea con biombos, lonas, cortinas obscuras u otros implementos. b) Siempre que se trabaje en partes altas, proteger las áreas de transito o de trabajo para impedir que materiales incandescentes caigan sobre ellas 4.

Precauciones al realizar trabajos con alto grado de riesgo.

a) Cuando se trabaje con líneas o equipos en servicio se debe notificar al jefe inmediato, para tramitar el permiso correspondiente. Al realizar el trabajo se deben tomar todas las medidas de seguridad necesarias de acuerdo a los procedimientos establecidos, así como delimitar el área en que se vaya a trabajar. b) Siempre que se vayan a efectuar trabajos de soldadura en tuberías, el personal que lo realiza debe conocer la clase de líquidos o gases que se conducen y la presión a la que trabajan. Capítulo I

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c) Nunca se debe soldar un recipiente que haya contenido líquidos inflamables o ácidos. Antes debe llenarse con agua o saturarlo de gas inerte. d) Nunca se debe soldar un recipiente que contenga ácidos, líquidos inflamables y/o combustibles e) Todo trabajo de alto riesgo debe planearse con todo el personal que intervendrá y comunicarse a las áreas involucradas. 5.

Realización de trabajos que requieren supervisión.

a) Cuando se efectúen trabajos en otras áreas, tener la precaución con los equipos o instalaciones adyacentes. b) Cuando sea necesaria la realización de trabajos en otras áreas, siempre debe cerciorarse o verificarse que todos y cada uno de los procedimientos de trabajo estén de acuerdo a las condiciones requeridas en esa área. 6.

Precauciones al hacer uso de herramientas eléctricas y manuales.

a) Nunca se debe poner a funcionar un pulidor sin guardas y sin antes tenerlo sujeto correctamente y verificar que esté aterrizado. b) Nunca se debe soltar el pulidor cuando su disco se encuentre en movimiento, ni tratar de detenerlo con la mano después de desconectarlo, siempre se debe de esperar a que él solo se detenga. c) Siempre se debe verificar, cuando sea posible, que las rebabas que despide el pulidor al hacer contacto con el metal o pieza que se trabaja, sean dirigidas hacia el suelo y que éstas no dañen ningún objeto, material o equipo. d) Siempre que se cambie de disco al pulidor se debe asegurar que éste desconectado y que haya quedado bien sujeto y sea el especificado para el equipo. e) Siempre que se utilice el esmeril de banco, se debe verificar que se encuentre bien colocadas sus guardas protectoras de acuerdo a la especificación del equipo. f) Nunca debe utilizarse el esmeril por la parte posterior o por las caras laterales. g) Nunca se debe usar ropa suelta cuando se utilice el pulidor o taladro.

Capítulo I

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CAPÍTULO II.- ACTIVIDADES RELEVANTES EN MANTENIMIENTO 2.1 ALINEAMIENTO, NIVELACIÓN Y CENTRADO

DE UNIDADES GENERADORAS DE EJE VERTICAL

2.1.1. Introducción

Es importante la alineación apropiada de una unidad generadora de eje vertical para garantizar su operación confiable. Una unidad mal alineada puede provocar no solamente la falla prematura de chumaceras, sino la vibración, el desgaste y la tensión excesivos en otros componentes de la máquina. Las salidas no programadas causadas por el desalineamiento pueden, en la mayoría de los casos, ser evitadas si la unidad queda correctamente alineada desde la puesta en servicio. El propósito de esta sección es proveer información para alinear una unidad generadora de eje vertical dentro de límites aceptables. 2.1.2. Descr ipción de una unidad generadora de eje vertical

Para entender mejor el proceso de alineación, es importante entender la constitución básica de las unidades generadoras de eje vertical. La figura 2.1 muestra una unidad hidroeléctrica típica colgante de eje vertical con chumacera de carga situado sobre el rotor del generador, las chumaceras guías superior e inferior del generador, y una chumacera guía de la turbina. El peso de la masa giratoria del conjunto se transfiere a Capítulo II

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través de la chumacera de carga, al puente superior, y a la cimentación. El puente inferior soporta a la chumacera guía inferior del generador.

Chumacera Guía Superior Chumacera de carga

Rotor

Estator

Chumacera Guía Inferior

Figura 2.1. —Unidad Hidroeléctrica Típica colgante.

La figura 2.2 muestra una unidad del tipo sombrilla, donde la chumacera de carga está situada debajo del rotor. En la unidad tipo sombrilla, el peso de la masa giratoria se transfiere a la cimentación a través del puente inferior en algunos casos. Los gatos también pueden ir soportados por el puente inferior. El puente superior soporta solamente las placas de la cubierta superior del generador y a la chumacera guía superior, si lo considera el diseño. Ambas figuras 1 y 2 son bosquejos muy generales de unidades generadoras, y mientras que la mayoría de las unidades verticales se asemejen a una de las figuras, la construcción específica y los detalles del diseño Capítulo II

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variarán según los fabricantes. Entendiendo estos detalles del diseño, particularmente los diseños de la chumacera de carga, es complejo desarrollar un procedimiento de trabajo de alineación. Se enumeran abajo las descripciones de algunos de los componentes asociados para lograr la condición de alineación de la unidad.

Rotor

Estator

Chumacera Guía

Chumacera de carga

Figura 2.2. —Unidad tipo sombrilla.

2.1.3 Chumaceras de carga

En una unidad generadora de eje vertical, la chumacera de carga soporta el peso de la masa giratoria de la unidad, además del empuje hidráulico de la turbina (para las de reacción). Existen dos tipos de chumaceras de carga usados en unidades hidroeléctricas: el Kingsbury y el Mitchel. Las del primer tipo, pueden ser de segmentos ajustables (tubos o pernos de compresión), de segmentos autonivelables (con placas autoniveladoras, con anillo de diafragmas de vasos comunicantes y chumacera semirrígida), y las del segundo tipo son las chumacera de placa unitaria en cama de resortes. Capítulo II

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Segmentos ajustables.- Este tipo de chumacera consiste en ajustar sus zapatas mediante pernos o tubos roscados, igualando las cargas. En las figuras siguientes se muestran dos arreglos:

Figura 2.3.- Arreglo chumacera de carga C.H. Aguamilpa

Figura 2.4 Arreglo chumacera de carga C.H. La Villita

Chumacera de carga autonivelable. La figura 2.5 es un bosquejo simplificado de esta. La chumacera está constituida por segmentos y placas niveladoras. Las placas Capítulo II

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niveladoras que se apoyan sobre la placa base, permiten la nivelación al contar con apoyos redondeados de pivoteo que oscilan levemente. Los segmentos están montados sobre las placas niveladoras que permiten la nivelación y los dejan libres para pivotear lo necesario y formar la cuña de aceite. Como se puede ver en la figura, si un segmento se fuerza hacia abajo debido a una carga más fuerte, éste baja provocando que las placas niveladoras en ambos lados del segmento se inclinen levemente, levantando los segmentos contiguos para repartir la carga. Esta acción permite que la chumacera autonivelable mantenga la carga uniforme en todos los segmentos incluso con inexactitudes despreciables en la alineación del conjunto.

Babbitt

Segmento

Placas niveladoras Base

Figura 2.5. —Chumacera de carga autonivelable.

Otro sistema autonivelable es mediante un anillo de diafragmas que utiliza el principio de vasos comunicantes como se muestra en las figuras siguientes. (figuras 2.6 y 2.7)

Capítulo II

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Figura 2.6- Chumacera de carga autonivelable de la C.H. Profr. Raúl J. Marsal

Capítulo II

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Figura 2.7.- Chumacera de carga auto nivelable de la C.H. Infiernillo

Existe otro tipo menos común dentro de los diseños de chumaceras de carga. Los segmentos de la chumacera de carga semirrígida (Figura 2.8) se diseñan con un pivote y se apoya sobre una almohadilla metálica, la cual es levemente comprimible, chumacera que requiere de ajuste con base en mediciones de altura y nivelación de sus componentes.

Capítulo II

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Figura 2.8.- Arreglo chumacera de carga rígida de la C.H. Santa Bárbara (SHMA)

Otro tipo de chumacera de carga (figura 2.9) que se utiliza, consiste en una placa unitaria recubierta de material antifricción con ranuras radiales maquinadas para dar un aspecto similar a los segmentos de la chumacera tipo Kingsbury. Los segmentos de la placa reparten su carga mediante una cama de resortes. En este caso, las flexiones leves de los resortes ayudan a mantener la cuña de aceite. (tipo Mitchell).

Figura 2.9.- Arreglo chumacera de carga C.H. 27 de Septiembre

Capítulo II

100


2.1.4 Campana de Carga

Los componentes que giran en una chumacera de carga son la campana y el collar de carga. En la mayoría de los casos estas son partes separadas. La campana de carga generalmente va montada con un ajuste por interferencia sobre la flecha y el collar se acopla a la campana. En unidades de tipo sombrilla, la campana de carga es generalmente una pieza integral de la flecha. La cara de deslizamiento del collar debe tener un acabado superficial idóneo (a espejo) para apoyarse sobre los segmentos de la chumacera. En algunos casos, la superficie de la cara externa del collar de carga también debe tener un acabado a espejo para proporcionar una superficie de trabajo en el caso de chumaceras combinadas (guía y carga). El propósito del collar separado de la campana de carga es el de proporcionar un componente reemplazable en el caso de que se dañe. Hay varios diseños de campanas de carga, pero el más común (para máquinas colgantes o suspendidas) se muestra en la figura 2.10. La campana se ajusta a la flecha con una cuña axial y se asegura su posición axial sobre la flecha con una cuña o candado radial bipartido. Generalmente estas cuñas o candados se ajustan en el sitio. Para trabajos de mantenimiento en los que se requiera retirar la campana de carga, se utilizan los gatos de la unidad para levantar el conjunto lo suficiente para liberar el peso sobre la campana de carga. Dependiendo del diseño de los gatos, estos se aseguran o se colocan bloques para evitar que el conjunto tienda a bajar. Entonces se calienta la campana de carga rápidamente usando resistencias eléctricas. Cuando la campana se dilata lo suficiente para su retiro, caerá levemente, permitiendo que los candados radiales sean retirados. Entonces se puede desmontar la campana de la flecha. Para instalar la campana de carga, se calienta a una temperatura predeterminada y se baja sobre la flecha, igualmente con la unidad montada sobre los gatos. La campana se apoya en las zapatas (segmentos) de carga, se retira la maniobra con los candados radiales instalados. Con la campana todavía caliente, se bajan los gatos para permitir que el peso completo del conjunto fije la campana en su lugar contra los candados.

Capítulo II

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Flecha Cuña o candado para deslizamiento axial

Cuña para deslizamiento radial

Campana de carga

Collar de carga

Figura 2.10. — Campana de carga.

2.1.5 Sistema de inyección (gateo) de aceite de lubric ación

El sistema de inyección de aceite de la chumacera de carga proporciona el aceite a presión entre las zapatas y el collar, durante el arranque y paro de la unidad. El aceite se bombea desde el depósito de aceite de la chumacera mediante una bomba de alta presión, a través de un distribuidor a un puerto maquinado en cada una de las zapatas. La fotografía siguiente (figura 2.11) muestra un anillo típico de suministro de aceite en una zapata de carga para un sistema lubricante de alta presión. La aplicación primaria del sistema lubricante de alta presión es reducir la fricción durante el arranque y paro, aunque también es un sistema muy útil durante los trabajos de alineación. Estando la bomba de aceite en operación, este sistema permite que con unas cuantas personas puedan girar la unidad manualmente. El movimiento de giro se requiere durante el proceso de la alineación, que será discutido más adelante en este documento.

Capítulo II

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Figura 2.11.- Segmentos de chumacera de carga con puertos de inyección de aceite y sobre cama de resortes (tipo Mitchel- Kingsbury).

Figura 2.11a.- Segmentos de chumacera de carga con puertos de inyección de aceite en proceso de prueba, turbina de la C.H. Ing. Carlos Ramírez Ulloa (Caracol).

Capítulo II

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Figura 2.11b.- Segmentos de chumacera de carga con puertos de inyección de aceite en proceso de prueba, de la C.H. La Villita.

2.1.6 Chumaceras Guía

Las chumaceras guía mantienen a la flecha en su giro radial y ayudan a conservar alineado el conjunto. Idealmente, las chumaceras guía de una unidad de eje vertical deben trabajar muy ligeramente. En la realidad, debido a la alineación imperfecta, al desbalance, a las fuerzas hidráulicas no siempre homogéneas en la turbina, y a otros factores, las chumaceras guía pueden estar sometidas a cargas significativas. Los diseños de las chumaceras guía varían mucho. La superficie de trabajo es generalmente de metal antifricción. La chumacera puede ser bipartida (ver figura 2.12) o un diseño dividido en segmentos. La longitud axial de una chumacera guía bipartida de la turbina es generalmente mayor que su diámetro. Las chumaceras guía son lubricadas típicamente por una bomba auxiliar y el aceite fluye por gravedad. La chumacera guía turbina se monta sobre la tapa superior en apoyos maquinados y con un ajuste limitado. Las chumaceras guía del generador pueden ser de tipo bipartido o de segmentos individuales (figura 2.13). La longitud axial de este tipo de chumacera es generalmente menor que su diámetro.

Capítulo II

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Babbitt Venas o conductos de lubricación Cuerpo o carcasa de la chumacera

Figura 2.12. —Chumacera guía típica del tipo bipartida .

Segmento guía Perno de ajuste del Segmento guía

Figura 2.13. —Chumacera guía segmentada típica.

Capítulo II

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La chumacera del tipo de segmentos, permite el ajuste de la holgura de la misma con respecto a la posición de la flecha. Las chumaceras están parcialmente sumergidas o en baño de aceite y se lubrican con la rotación de la flecha (figura 2.14)

Figura 2.14.- Chumacera guía con segmentos

2.1.7. Objetivos del alineamiento de unidades verticales

En una unidad generadora de eje vertical y bien alineada, todos los componentes giratorios estarían verticales y centrados con respecto a los componentes fijos en cualquier posición. Los segmentos de la chumacera de carga estarían nivelados, con cargas igualmente repartidas y el collar de carga estaría perpendicular a la flecha. Puesto que la flecha giraría, centrada perfectamente en las chumaceras guía, la única carga en las chumaceras guía sería de desbalance o desequilibrio hidráulico, mecánico y eléctrico. Al desviarse o salirse de alineación, la carga en las chumaceras guía aumentará y con ello posiblemente los niveles de vibración en la unidad. Cualquier aumento en la condición del desalineamiento disminuirá, el factor de seguridad para la operación en circunstancias severas, tales como cambios bruscos de carga/velocidad. Si una unidad tiene un problema moderado de vibración causado por desalineamiento, las fuerzas impulsoras provocadas por aflojamiento o desequilibrio mecánico pueden ser suficientes para causar daño a la unidad en poco tiempo. Puesto que una alineación perfecta no es posible, se requieren tolerancias que permitan saber cuándo la unidad está dentro de lo aceptable. La tabla 2.1 enumera las Capítulo II

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tolerancias usadas al alinear una unidad generadora de eje vertical. Éstas son tolerancias generales, y se debe utilizar un cierto juicio en casos específicos de acuerdo a lo marcado por el fabricante o en el manual de la unidad. En la mayoría de los casos, una unidad se puede alinear fácilmente dentro de estas tolerancias, pero en circunstancias especiales, puede no ser posible sin modificaciones importantes. Cuando esto se requiera, por ejemplo el desplazamiento del estator del generador, las consecuencias posibles por no hacerlo se debe comparar con las ventajas antes de tomar una decisión. Para utilizar las tolerancias de la tabla 2.1, se deben utilizar términos como: la concentricidad, la circularidad, la rectitud, la perpendicularidad y la plomada. Por lo que se dan las definiciones de estas características que se aplican durante la alineación vertical del conjunto. Concentricidad

Por definición, concentricidad se refiere a cualquier componente que comparte un centro común. En la alineación de una unidad de eje vertical, los componentes fijos se consideran concéntricos cuando se puede dibujar una sola línea recta que conecte los centros de todos ellos. Esta línea recta será vertical o dentro de las tolerancias permisibles. La concentricidad de los componentes fijos puede ser comprobada midiendo distancias si la unidad está desmontada totalmente; por ejemplo durante un mantenimiento mayor, se puede utilizar un alambre tensado como referencia vertical simulando el centro del eje. Las medidas de la separación u holguras entre anillos de la turbina y el gap de aire del generador, se pueden utilizar para localizar la línea central referente a la flecha. Si la unidad está desmontada, los puentes superior e inferior y la tapa superior de la turbina se pueden instalar temporalmente, colocando un alambre tensado colgado a través de la unidad simulando el centro de giro. La concentricidad es determinada midiendo la distancia de los componentes fijos al alambre. Si los centros no están dentro de tolerancia para la concentricidad, los componentes removibles, tales como los soportes de chumaceras o, en algunos casos, el estator del generador, se pueden ajustar en concentricidad con los componentes fijos, tales como los anillos de desgaste de la turbina. Capítulo II

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Circularidad

La circularidad se refiere a la desviación de cualquier pieza circular con respecto a un círculo perfecto. En el rotor o el estator del generador, la circularidad se considera como desviación en por ciento del diámetro en cualquier punto, esta se puede medir con un compás montado con rodamientos sobre el muñón de la chumacera guía generador. Esto se define como redondez y la desviación como fuera de redondez y se mide generalmente como la diferencia entre el diámetro máximo y mínimo. Perpendicularidad

Perpendicularidad en la alineación de una unidad vertical se refiere a la relación de la nivelación del collar de carga contra la verticalidad del círculo interior de la chumacera guía como se muestra en la figura 2.15. Si la cara de deslizamiento del collar de carga no es perpendicular a la flecha, ésta trazará una forma de cono cuando gire, la figura 2.16 ilustra esto. El diámetro de este cono medido en cualquier elevación se establece como la inclinación estática en ese punto. La perpendicularidad del collar de carga con el círculo interior de la chumacera guía se determina indirectamente midiendo la distancia del alambre de plomada hacia el diámetro de la chumacera guía de la turbina.

Figura 2.15. —Perpendicularidad y nivelación de chumacera de carga.

Capítulo II

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Campana y collar de carga

Centro de giro

Cabeceo de la flecha

90° 180°

0°

270° Figura 2.16.- Cabeceo estático.

Plomada

En la alineación de las unidades de eje vertical, la plomada es la referencia esencial. Una idea falsa y común en la alineación de la unidad es que la meta fundamental es hacer que la flecha quede a plomo. La meta real es hacer que la superficie sustentadora de carga quede nivelada. La nivelación de los segmentos de la chumacera de carga es comprobada indirectamente por las lecturas de la plomada y del centrado. Si el collar de carga fuera perfectamente perpendicular a la flecha cuando la misma está a plomo, los segmentos de carga estarían a nivel. Debido a la falta de perpendicularidad del collar de carga a la flecha, se deberá centrar con el círculo interior del alojamiento de la chumacera guía turbina. Linealidad

La linealidad se refiere a la ausencia de curvas o deformación de la flecha. El desalineamiento axial es el corrimiento paralelo entre dos flechas y ocurre en el cople entre la flecha del generador y la flecha de la turbina. El desalineamiento angular de los coples se puede apreciar en la figura 2.17. Generalmente se supone que las flechas individuales de la turbina y del generador son rectas y cualquier desalineamiento Capítulo II

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angular se supone que se reflejará en las caras de acoplamiento. La flecha se considera recta cuando ningún punto varía más de 0.08 mm de una línea recta que une los puntos del centro de la parte superior e inferior. No se hace nada normalmente para corregir el desalineamiento angular o compensarlo a menos que sea lo bastante grande como para afectar perceptiblemente el desalineamiento axial y genere vibración anormal.

Desalineamiento Axial

Desalineamiento Angular Flecha del Generador

Acoplamiento

Flecha de la Turbina

Figura 2.17. —Desalineamiento axial y angular.

A continuación se presenta la tabla 2.1, la cual se refiere a los ajustes en general que se deben considerar durante las actividades de montaje de las turbinas.

Capítulo II

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Tabla 2.1. Tolerancias para ensambles en unidades hidroeléctricas de eje vertical .1 Medición

Tolerancia

Gap de aire del estator

± 5% del gap de aire nominal de diseño

Concentricidad del estator

5% del gap de aire nominal de diseño

Concentricidad del chumacera guía superior Concentricidad del chumacera guía inferior Concentricidad de anillos de sello

20% de la holgura diametral de la chumacera

20% de la holgura diametral del chumacera

10% de la holgura diametral del anillo sello

(Referente a la chumacera guía turbina y cualquier otro) Circularidad del estator


Circularidad del rotor


Verticalidad del estator


Verticalidad del rotor


(Referente a la flecha del generador)

Linealidad de las flechas

No se permiten desviaciones arriba de 0.08 mm de una línea recta que conecta los puntos de lectura superior e inferior. .

Perpendicularidad de la flecha

0.02 mm/m 0.05 mm multiplicado por la longitud de la

Cabeceo estático de la flecha

flecha

Capítulo II

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Excentricidad de la plomada

0.000025 multiplicada por longitud de flecha. Desde el punto más alto de la plomada hasta el punto más bajo de lectura.

Distancia de las paletas directrices

± 0.0002 X Radio

Al centro de la unidad (®) Distancia entre paletas directrices

± 0.0001 X Diam

Verticalidad de paletas directrices

20% de la mínima holgura diametral del buje de la paleta directriz

Paralelismo de placas de desgaste

20% de la holgura total (superior + inferior) entre paletas y placas de desgaste

Nivelación de placas de desgaste 2

20% de la holgura total (superior + inferior) entre paletas y placas de desgaste

1 Se recomienda utilizar estas tolerancias cuando no se disponga de las del fabricante. Siempre consulte al fabricante de ser posible. Esta tabla está basada en el documento "Bureau of Reclamation Plumb and Alignment Standards for Vertical Shaft Hidrogenerators," by Bill Duncan, May 24, 1991. 2 La verticalidad de las paletas y la nivelación de las placas de desgaste pueden estar fuera de estas tolerancias tanto como las placas de desgaste alcancen el criterio de paralelismo y las paletas directrices estén dentro del 20% de la mínima holgura diametral del buje, siendo perpendiculares a las placas de desgaste.

Capítulo II

112


Equipo

El equipo básico requerido para la alineación de unidades de eje vertical consiste en: a) Por lo menos cuatro indicadores de carátula con rango de 10 mm, con adaptador para sujeción y con base magnética. b) Galgas o lainas de diferentes tamaños con medición en mm, para medir holguras en chumaceras, entre anillos, y otras separaciones. c) Lainas para medir el entrehierro (gap) del generador. d) Micrómetros de interiores para medir la distancia entre la flecha y los soportes de chumaceras. e) Algunos accesorios para verificar la plomada, 4 cubetas de plástico, aceite, cinta aislante y cables calibre 16 para electrificar el micrómetro de interiores con una batería de 12 volts. . f) Cuerda de piano (de 0.5 mm promedio) y plomada (con un peso de 10 a 15 kg). Las medidas de la verticalidad se pueden tomar usando el sistema tradicional de alambre y plomada o un sistema a base de rayo láser. El método más común de obtener lecturas verticales es utilizar alambres de acero inoxidable no magnéticos (cuerda de piano) y un micrómetro eléctrico. Se colocan cuatro alambres a 90 grados cada uno, colgados con una plomada vertical aletada (figura 2.18) unida en el extremo inferior de cada alambre y dentro de cubos llenos de aceite para amortiguar el movimiento. El micrómetro eléctrico (figura 2.19) se utiliza para medir la distancia de los alambres a la flecha. Hay variaciones en el diseño, pero el concepto básico es el mismo. El micrómetro eléctrico se compone de un cabezal de micrómetro de interiores, unos audífonos, una batería, de un tramo de flecha, de acuerdo a la separación, y de un extremo con acabado en "Y" (para apoyar sobre la flecha), incluso se puede usar una base magnética de un indicador de carátula adaptándole el micrómetro de interiores. Se cierra un circuito eléctrico simple cuando la punta de la cabeza del micrómetro toca el alambre vertical, que causa ruidos parásitos en los audífonos. Se hace necesario colocar material, cinta o pintura sobre la flecha para indicar un lugar donde se apoya el extremo “Y” del micrómetro y para asegurar la repetición de las lecturas en el mismo lugar. Las lecturas tomadas con el micrómetro eléctrico no son lecturas directas como sería con un micrómetro de interiores normal. Tomando en cuenta que el alambre se encuentra perfectamente vertical, la verticalidad de la flecha se determina comparando Capítulo II

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la diferencia en lecturas en diferentes elevaciones. Si las flechas de la turbina y del generador fueran exactamente del mismo diámetro y ninguna de las dos flechas tuviera algún acinturamiento o muesca en todo el desarrollo circular, sólo se requerirían dos alambres, separados 90 grados para obtener datos de la verticalidad. Dado que es muy raro que las flechas de la turbina y el generador sean exactamente del mismo diámetro y que los acinturamientos leves en la flecha son comunes, normalmente se utilizan cuatro alambres verticales separados 90 grados. La diferencia en las lecturas aguas arriba-aguas abajo y margen derecha-margen izquierda se utiliza en la determinación de la verticalidad de la flecha. Los cuatro alambres también proporcionan el valor agregado de que se dispone de una comprobación para verificar la exactitud de las lecturas.

Figura 2.18. —Ensamble de alambres de plomada con los contrapesos sumergidos en recipientes de aceite.

Capítulo II

114


Figura 2.19 —Micrómetro eléctrico.

Cuando se están utilizando los alambres verticales, se deberá tener cuidado para asegurarse de que no exista ninguna torcedura en los mismos. Con los pesos (plomada) instalados, se debe comprobar a todo lo largo de cada alambre para verificar si hay cualquier curva o torcedura. Si esto es detectado, se deberá sustituir el alambre. No es necesario que los alambres estén a la misma distancia de la flecha, sin embargo, deben estar dentro de 12.5 mm aproximadamente de variación, de modo que estén dentro de la gama de lectura del cabezal del micrómetro. Los soportes para los cubos del aceite deben ser sólidos y seguros para evitar el derrame del aceite mientras se toman las lecturas. Las plomadas deben ser lo suficientemente pesadas para mantener los alambres bien tensos, aunque no tan pesadas como para provocar la rotura del alambre. Se deberá tener cuidado de que los pesos o plomadas, cuando están suspendidos en el aceite, estén sumergidos totalmente, pero sin tocar el fondo o los lados del cubo. Se debe tener el cuidado de que el acabado del material de acero en las zonas de la flecha donde se toma la lectura debe estar perfectamente pulido y terso, y la distancia de esos puntos al cople o a la referencia axial se debe verificar de vez en cuando durante el proceso de la alineación para cerciorarse de que corresponde con las dimensiones usadas para trazar. Capítulo II

115


Mediciones básicas. En este apartado se trata lo correspondiente a la determinación de la posición de la plomada en relación con las flechas del generador y de la turbina y los componentes fijos, También, la linealidad de las flechas y la perpendicularidad del collar de carga con la flecha. Verificaciones preliminares para todas las un idades

a. Utilice un nivel de precisión para nivelar el puente superior (el puente inferior en unidades del tipo sombrilla). Compruebe para saber si hay cualquier condición de "apoyo flojo" en cualquiera de los apoyos del puente. Esta condición si está sin corregir, puede causar la distorsión del puente. Compruebe para saber si hay un "apoyo flojo" por principio verificando que todos los pernos del apoyo del puente estén apretados con firmeza. Con un indicador de carátula, compruebe la subida de cada apoyo cuando se aflojan los pernos de montaje. Vuelva a apretar los pernos de montaje después de que se registre la subida, de modo que solamente un apoyo sea aflojado a la vez. Si se levanta un apoyo más que los otros, es un " apoyo flojo " y se deben colocar calzas bajo ese apoyo para corregir la condición. Por ejemplo, si un apoyo de un puente sube en 0.25 mm mientras que los otros cinco suben solamente 0.15 mm, se debe colocar una calza de 0.10 mm en el "apoyo flojo". Puede haber más de uno. Se deben agregar calzas hasta que la subida de cada apoyo sea casi igual. b. Permita que la campana de carga se enfríe toda una noche después de la instalación antes de que se tome cualquier lectura. c. Establezca la convención de la dirección para las lecturas de modo que todas las lecturas converjan. Por ejemplo, utilizar aguas arriba y aguas abajo para las direcciones en lugar de norte-sur. d. Quite las chumaceras guía. Instale cuatro pernos gato con las cabezas de bronce en la elevación de la chumacera guía superior o, si la chumacera guía es del tipo segmentado, utilice cuatro segmentos de la chumacera guía. Cuatro pernos instalados en la chumacera guía turbina pueden también ser útiles. e. Instale los indicadores de carátula en las elevaciones de la chumacera guía superior y guía turbina. Dos indicadores, separados 90 grados uno de otro. Para prevenir errores en lecturas, asegúrese de que los indicadores de carátula estén en buenas condiciones y no se peguen antes de la instalación, de preferencia ubicar en la mitad de su recorrido (50% de su carrera de medición), verificando la dirección del desplazamiento. Capítulo II

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f. Instale el equipo de lectura para verificar la verticalidad. Si se utilizan los alambres verticales, instale estos, las plomadas, las bases para los cubos del aceite, y las bandas en la flecha. g. Asegúrese de que el sistema lubricante de alta presión de la chumacera de empuje se ponga en servicio. Esto puede requerir la instalación de una fuente temporal del aceite para la bomba. h. Uno de los puntos más importantes que deberá comprobarse antes de registrar cualquier lectura es si la flecha está libre. Es esencial tener la flecha libre para que las lecturas tengan validez. La flecha está libre cuando el collar de carga está apoyado sobre los segmentos de carga y los componentes giratorios no están en contacto con ningún componente fijo en el sentido radial y/o axial. Esto significa que todas las chumaceras guía deben ser retiradas, el estopero o los sellos mecánicos deben ser retirados, y el rodete de la turbina se debe centrar en los anillos de desgaste. La flecha de una unidad generadora de eje vertical, cuando está libre, debe poder pivotear como un péndulo. Un "eje libre" se moverá fácilmente un mínimo de 0.13 mm en cualquier dirección con la presión de la mano. En caso que se requiera una palanca entre la flecha y la cubierta de chumacera para mover la flecha, quiere decir que no está libre. Un "eje libre" es importante por varias razones. Por principio de cuentas, las lecturas verticales se toman para determinar la posición natural de la flecha y de los segmentos de carga. Si la flecha está tocando cualquier componente que evite que se mueva a su posición neutral, no hay lecturas indicativas de la verdadera verticalidad de la unidad. La linealidad de la flecha se puede también afectar porque la flecha está en contacto con un componente fijo. Si la flecha se pone en contacto en un punto, se puede doblar realmente la flecha al punto que, en un diagrama de datos verticales, demostrará un desalineamiento angular que pudiera no existir. Es importante comprobar si la flecha está libre antes de cada lectura porque un cambio leve en la campana de carga puede causar el contacto en alguna parte de la flecha. 2.1.7.2 Cabeceo estático Debido a la no-perpendicularidad entre el collar de carga y la flecha, cuando ésta gira, la línea central de la misma trazará una forma de cono, según se muestra en la figura 2.16, cuando se desmontan las chumaceras guía. Esto se conoce como cabeceo estático. Una flecha flexionada o un desalineamiento angular o axial del cople pueden también Capítulo II

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contribuir al cabeceo estático excesivo. Cuanto más grande es el cabeceo estático, más alta es la carga en las chumaceras guía y, en la mayoría de los casos, incrementa la vibración. El cabeceo estático no se puede medir en unidades con la chumacera de carga autonivelada. Las chumaceras autoniveladas corrigen la no-perpendicularidad del collar de carga, por lo que es imposible obtener datos del cabeceo estático. El cabeceo estático se mide de dos maneras, en ambas se requiere girar la flecha. Para girarla, se debe poner en servicio el sistema lubricante de alta presión (gateo de aceite). Esto puede requerir el abastecimiento de una fuente temporal del aceite porque, en algunos casos, es necesario quitar la cuba o depósito de aceite durante la alineación. Si éste es el caso, se requiere también un cierto método temporal de recolectar el aceite de las chumaceras y dirigirlo al dren. Si no se tiene instalado un sistema lubricante de alta presión, será necesario izar con los gatos de frenado la unidad para conseguir la entrada de aceite entre los segmentos y collar antes de cada giro. En este caso, se iza con los gatos el rotor, e inmediatamente después que bajan los gatos y se hace girar el rotor. El primer método requiere tomar lecturas radiales entre la flecha y cada alambre de plomada, teniendo en cada lectura la flecha girada en las posiciones de 0, 90, 180 y 270 grados. Las lecturas se toman generalmente en dos elevaciones para acelerar el proceso suponiendo la linealidad de la flecha. De las lecturas radiales, es posible determinar el diámetro del cabeceo en la chumacera guía turbina y la localización del centro del cabeceo con respecto a la plomada. El otro método para medir el cabeceo estático requiere la instalación de indicadores de carátula en la chumacera de la turbina y en las elevaciones de la chumacera de carga o cercano a ella. Dos indicadores estarán situados en cada elevación para indicar el movimiento en los sentidos aguas arriba – aguas abajo y margen izquierda – margen derecha. Los indicadores se ponen en posición intermedia de su recorrido con la flecha en la posición de 0 grados (aguas arriba). Estas lecturas radiales servirán como referencia para las lecturas siguientes. Se gira entonces la flecha 90 grados. Si la flecha Capítulo II

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no está totalmente libre después de girar, debe ser movida radialmente la chumacera de carga hasta que esté libre. Se leen los indicadores una vez que la flecha esté libre. Esto se repite para las posiciones de 180, 270, y 360 grados. Los datos corregidos para la lectura de 360 grados deben ser cero y servirán como verificación de que no se han movido los indicadores durante los giros. Es importante que los indicadores de carátula no estén movidos o no sean reajustados después de que se pongan a cero en la posición 0 grados. La lectura superior se resta de la lectura inferior para corregir cualquier movimiento lateral en la chumacera de carga y para proporcionar el comportamiento real de la flecha en la chumacera de la turbina. La lectura radial en la posición 0 grados se utiliza para determinar la posición del centro del cabeceo con respecto a plomada. El método del indicador de carátula para medir cabeceo estático es más rápido que el método del alambre y, si está hecho correctamente, proporcionará resultados exactos.

Lecturas de holguras y concentricid ad

Si la unidad está desmontada totalmente, se puede verificar la concentricidad de los componentes fijos montando temporalmente los puentes superior e inferior y la tapa de la turbina, colgando un alambre vertical a través de la unidad. Se utiliza un micrómetro eléctrico para medir del alambre a los componentes fijos. Este procedimiento es particularmente útil durante las rehabilitaciones o los mantenimientos mayores. Si se están montando anillos de desgaste fijos nuevos, este procedimiento proporciona una referencia para comprobar que los anillos sean concéntricos. También permite que sea determinado un perfil más exacto del estator. Con el rotor instalado, solamente se pueden medir la parte superior e inferior del rotor. Con el rotor desmontado y el alambre instalado, las lecturas se pueden tomar en varias elevaciones para conseguir un perfil verdadero del alineamiento del estator. También se puede centrar el soporte de la chumacera guía turbina con los anillos de desgaste. Una vez que se han montado los componentes del accionamiento de paletas directrices, el movimiento de la chumacera de la turbina es difícil o imposible. El alambre también se puede utilizar para centrar y alinear los puentes superior e inferior. Esto es especialmente importante en las unidades que tienen chumaceras guía del generador del tipo bipartido. Si la unidad tiene chumaceras guía generador de tipo Capítulo II

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bipartido, se deben instalar los puentes temporalmente con las chumaceras montadas en su lugar y los puentes centrados usando el centro de la chumacera como punto de referencia. Esto asegura que las chumaceras queden centradas incluso si éstas no fueran concéntricas en su asiento con los puentes. Cuando la unidad está montada, se puede determinar la concentricidad de los componentes fijos tomando las lecturas de la separación, es decir, midiendo la separación del anillo de desgaste de la turbina, el gap de aire del generador, etc., trazando los centros en el diagrama de la línea central de la flecha. La concentricidad se debe verificar usando este método sin importar si la concentricidad fue comprobada con un solo alambre. No asuma que todo está concéntrico. Incluso los componentes enclavijados con pernos guía pueden cambiar su posición levemente. El diámetro interno de una chumacera guía del tipo bipartido debe ser concéntrico con el apoyo exterior de la chumacera. Por lo tanto, cuando la chumacera no está instalada, se puede determinar el centro del apoyo de la chumacera midiendo con un micrómetro de interiores sobre el soporte o apoyo de la chumacera en el puente. En chumaceras guía de la turbina que utilizan un ajuste preciso, se debe utilizar una plantilla o algún otro medio para asegurar que las lecturas sean tomadas en la misma marca de referencia del alojamiento en los cuatro puntos de medida. Cuando las medidas se toman de la flecha a la cubierta de chumacera con un micrómetro de interiores, no es necesario calibrar el micrómetro porque solamente se toman en cuenta las diferencias entre las lecturas. Las separaciones de la chumacera se deben verificar siempre después de la instalación en caso de que la superficie sustentadora no sea concéntrica a su ajuste. Registro del cabeceo estático

El cabeceo estático se puede medir por cualquier método, para lo cual se requiere rotar el eje 90 grados, cuatro veces. Las lecturas verticales se toman en cada posición. Con cualquier método, el eje se debe centrar en la chumacera de la guía superior o, con una unidad de tipo sombrilla, en la guía más cercana posible a la chumacera de carga. Antes de que se tome cualquier lectura, debe ser verificado que el eje está libre. Puede ser necesario mover el eje de centro para obtener un eje libre, especialmente si las separaciones son apretadas o la unidad está seriamente fuera de plomada. En las Capítulo II

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chumaceras de carga con resorte, donde estos están relativamente suaves (es decir, los resortes desvían perceptiblemente con apenas el peso de la unidad), la plomada del eje puede cambiar si el centro del collar de carga se mueve del centro de la chumacera de carga. En estos casos, puede ser necesario ajustar radialmente la chumacera guía para permitir una rotación completa con el eje libre y el bloque de carga (campana y collar) centrado en la chumacera de carga. Pueden ser necesarios varios movimientos antes de que una rotación libre completa sea posible. Antes de cada giro, la flecha debe ser lubricada y mantenida en su lugar con pernos de ajuste con puntas de bronce, si la chumacera guía es del tipo dividido en segmentos, cuatro segmentos de la misma serán necesarios. Esto previene el movimiento lateral excesivo, o el "patinaje radial" del anillo de carga durante el giro. El diámetro máximo permitido del cabeceo estático se debe calcular por la fórmula:

0.05 mm x longitud de la flecha (mm) Cabeceo estático máximo permitido (mm) =

diámetro del collar de carga (mm) El cabeceo estático no es una medida del cabeceo dinámico que ocurrirá cuando la unidad está funcionando porque las chumaceras guía sostendrán el eje en su lugar a un cierto grado. 2.2 REPARTICIÓN DE CARGAS EN CHUMACERAS 2.2.1 Introducci ón.

C.F.E., ha tenido problemas en sus instalaciones, debido a los asentamientos que con el tiempo han sufrido algunas casas de máquinas. Como consecuencia de esto, la unidad generadora, ha perdido su verticalidad, a tal grado, que pone en peligro al equipo en operación. Con el fin de prever estos riesgos, tratando de corregir a tiempo estos problemas, en la figura anexa se presenta un método apropiado para verificar la verticalidad del grupo. Independientemente de que el área de ingeniería civil, verifique asentamientos de las casas de máquinas exteriores, poniendo testigos para su comprobación y se inspeccionarán éstos una vez por año. Como esta verticalidad es lo Capítulo II

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más importante para la operación correcta de una unidad vertical, la comprobación de ello debe hacerse con mucho cuidado. Se usan dos métodos para esta comprobación: Método A:

Este es un método elemental para la comprobación de la verticalidad de la flecha, con el uso de un nivel de precisión en 8 puntos, repartidos en la cara superior de la flecha, llamada brida o cople. Método B:

Se suspenden 4 cuerdas de piano (aproximadamente alambre de 0.3 a 0.5 mm, de diámetro), de la parte superior del cople, con una plomada en el extremo inferior, tal como se indica en la figura 2.20, comprobando la distancia entre el alambre y la flecha con un micrómetro de interiores y verificando que la perpendicularidad sea menor de 0.02 mm/m (ver tabla de tolerancias), por medio del siguiente cálculo: P1 3 = ( A 3 - A 1 ) - ( B3 - B1 ) 2L P2 4 = ( A 4 - A 2 ) - ( B4 - B2 ) 2L P = Verticalidad Tanto en A 1A2A3A4,

como

en B1B2B3B4

medidos en mm.

L = Distancia en metros entre las mediciones

Capítulo II

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Figura 2.20.- Corte de unidad mostrando plomadas

2.2.2 Ajustes de alineación, verticalidad y centrado de flechas y chumaceras en unidades generadoras hidroeléctricas de eje vertical.

Este artículo describe procedimientos detallados para alinear y poner a plomo unidades hidroeléctricas de eje vertical. Asimismo se describe cómo hacer mediciones, análisis de datos, medidas correctivas y los ajustes de varios tipos de chumaceras. Capítulo II

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Durante la vida de cualquier unidad hidráulica, se requerirá hacer ajustes en su alineación y/o verticalidad. Esto se debe generalmente a ligeras diferencias en la colocación de la cimentación de las casas de máquinas; también la desigual exposición de las paredes de la casa de máquinas a los rayos solares podría causar una deformación anual del edificio, la cual podrá requerir ser compensada obteniendo una posición promedio fuera de la vertical que se acomode a este movimiento. En unidades tipo intemperie afectándoles los rayos del sol, el bastidor o soporte superior es especialmente problemático y deben tomarse las medidas correctivas. Adicionalmente el llenado del vaso y la contracción o dilatación del concreto pueden afectar el alineamiento y verticalidad. PROCEDIMIENTO

Verifíquese la verticalidad de la flecha como se describirá en párrafos subsecuentes y después gírese 180° y háganse nuevamente las mediciones para ver el efecto del plato de la chumacera de carga en caso de no estar perfectamente a escuadra con la flecha. Este efecto es más pronunciado en unidades suspendidas donde el plato es contraído hacia la flecha. Si la flecha no queda libre en la chumacera guía turbina, será imposible predecir con seguridad el ajuste necesario del soporte de la chumacera de carga. Esta libertad generalmente puede obtenerse deslizando la flecha lateralmente en la chumacera de carga. En casos de extrema inclinación debe desmontarse la chumacera de la turbina. Debe verificarse que las balatas de los frenos no estén apoyando en el anillo de frenado y, en general, retirar todo elemento en el que pueda apoyarse radialmente el conjunto. Para verificar la verticalidad de la flecha, se suspenden 4 cuerdas de piano (calibre 6 ó 7) de la parte inferior del bastidor de la chumacera, a una distancia conveniente de la flecha espaciadas 90°, designándolas AA (aguas arriba), AB (aguas abajo), MD (margen derecho) y MI (margen izquierdo). En la figura 2.21, se muestra una pareja de cuerdas de piano a 180° entre sí. A cada una de las 4 cuerdas verticales hay que amarrar en su extremo inferior un bloque de plomo u otro material de 25 a 30 kg. de peso que se sumergirá en un recipiente conteniendo aceite 90 SAE para amortiguamiento. En estas condiciones se pueden tomar lecturas con micrómetro eléctrico que producirá un ruido (chasquido) en unos audífonos al hacer contacto entre el alambre y la flecha. Capítulo II

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En seguida gírese la máquina 180° y repítanse las mediciones anteriores para fines de verificación. También debe verificarse que el bastidor o soporte de la chumacera no se ha movido. La figura 2.21, muestra la disposición de los alambres con respecto a la flecha. La tabla 2.2, muestra las lecturas en mm tomadas y el método para calcular la inclinación de la flecha. La posición en las columnas nos dice la dirección en que el extremo superior de la flecha está inclinada en relación con el extremo inferior. En el ejemplo mostrado, la flecha está a plomo en el plano MD-MI e inclinada en su parte alta hacia AA. No existe un límite definido de tolerancia en la inclinación. Cada caso debe ser analizado por separado. Si una ligera inclinación está provocando un recargue sobre la chumacera debe ponerse a plomo la flecha. Por otro lado si la cimentación completa de la unidad se está inclinando y la turbina y generador están alineados, entonces la magnitud de la inclinación tolerable puede ser considerable. Una indicación del nivel de la tapa superior de la turbina y de la chumacera guía de ésta puede obtenerse por comparación de los claros de la chumacera guía con los claros de diseño. Mediante gatos empújese la flecha hacia uno y otro lado en puntos a 90° mientras se toman lecturas con el medidor de carátula contra la flecha. También serán muy útiles las lecturas precisas que se tomen de la nivelación de la tapa superior de la turbina. Si la chumacera guía de la turbina está rozando la flecha y no se puede librar moviendo la flecha superior en el generador, pudiera ser necesario desmontar la chumacera. En este caso deben hacerse mediciones entre la flecha y el soporte de la chumacera en las partes superiores e inferiores donde encaja la tapa superior, en los planos de las plomadas. Con estas lecturas podemos trazar una gráfica que nos muestre la inclinación de la chumacera y analizar las condiciones.

Capítulo II

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TABLA 2.2 Método de Cálculo de la Verticalidad de la flecha ( lecturas en mm) AA

AB

MD

MI

Máximo

8.8519

8.8519

8.8519

8.8519

Extremo Superior

8.8519

7.874

8.1661

8.7884

Factor

0

0.9779

0.6858

0.0635

Extremo Inferior

9.06018

7.112

8.16102

8.5344

Ext. Inf. Corregido

9.06018

8.0899

8.6182

8.5979

8.0899

9.06018

8.5979

8.6182 Lecturas en mm

0.97028

Resta (AA-AB)

0.48514

Inclinación (AA-AB) / 2

17.15 Error de medición (AA+AB)

0.02032 0.01016

17.21 Error de medición Inclinación (MD - MI) / 2 (MD+MI) Resta (MD - MI)

Error total de medición = 17.21 - 17.15 = 0.06

En la tabla 2.2 (lecturas en mm), el segundo renglón titulado “extremo superior” es el primero en anotarse y éste nos indica que todos los alambres de plomada están a diferentes distancias separados de la flecha. Ahora se toma la mayor dimensión encontrada y se escribe en el primer renglón titulado “máximo” en todas las columnas, a continuación el tercer renglón titulado “factor” se obtiene restando el renglón dos del primero. El renglón “extremo Inferior” muestra las distancias actuales de la flecha a las cuerdas. El renglón “extremo Inferior corregido” es la suma del renglón “factor” y del “extremo inferior” y representa la lectura del extremo inferior corregido” como si las cuerdas o alambres estuvieran colocados a la misma distancia de la flecha en su parte superior. A continuación se calcula la inclinación de la flecha restando la menor de esas lecturas corregidas de la mayor en ambos planos. Esto nos da el doble de la inclinación, por lo que hay que dividirla entre dos para obtener la inclinación real. El error de las lecturas en los alambres se obtiene sumando las lecturas AA con AB y comparándola con la suma de las lecturas MD y MI. La diferencia de estas sumas es el error.

Capítulo II

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Figura 2.21

Este método ofrece la ventaja de revelar errores en las lecturas de los micrómetros puesto que la suma de las lecturas AA y AB deberá ser igual a la suma de las lecturas MD y MI. Antes de tomar cualquier acción correctiva para poner a plomo la unidad, tal como se obtuvieron los datos deben tabularse y analizarse. Primero, deben obtenerse los claros de la chumacera guía del generador. Cuando la construcción de la chumacera del generador lo permita deberá usarse un gato para empujar la flecha y tomar las medidas de los claros entre los tornillos de ajuste y el “lomo” del segmento. Debe tenerse mucho cuidado fijar la flecha. En posición opuesta al segmento que se va a fijar, Capítulo II

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debe montarse un micrómetro de carátula para asegurarse de que no haya movimientos. Debe prepararse una gráfica polar como la que se muestra en la figura 2.22.

Figura 2.22

Supongamos que un círculo de 25.4 mm de radio representa la flecha, luego partiendo de esta superficie, fuera de escala marcar el claro medido de cada segmento (zapata) en dirección radial. Los segmentos son dibujados en la posición que guarden con Capítulo II

128


relación a los alambres de las plomadas. Tómese el promedio aritmético de las lecturas, el cual en este ejemplo fue de 0.28 mm. Apóyese la punta de un compás en el polo o centro de la gráfica ábralo una distancia igual a 0.28 mm más el radio de la flecha y trace un punto en la gráfica. Ahora tome esta distancia, mueva el centro del pivote y por tanteos o pruebas y error encuentre el centro de un círculo que más se aproxime al círculo de los puntos correspondientes a los claros de los segmentos. En este ejemplo se encontró que era de 0.05 mm en la dirección AB y de 0.13 mm en la dirección MD. Regístrense estas coordenadas. También puede encontrarse el centro de la chumacera guía del generador empujando la unidad en puntos a 90° de un lado del claro hacia el otro mientras se toman lecturas con micrómetros de carátula contra la flecha. Este método, sin embargo, no indicará los segmentos que pueden estar fuera de ajuste. AJUSTE DE VERTICALIDAD DE L A FLECHA.

El siguiente procedimiento describe los pasos tomados para poner a plomo una unidad con chumacera de carga tipo Kingsbury de segmentos autoajustables con tubos de compresión (descrita en el apéndice l). Además el procedimiento para poner a plomo la flecha de una unidad con chumacera soportada por resortes, tipo Mitchel (descrita en el apéndice II). Después de que se tomó la decisión de poner a plomo la flecha, debe medirse la elevación del rodete de la turbina y también la posición vertical del rotor del generador con relación al estator del mismo. Deben verificarse las elevaciones de las partes rotatorias. Desmonte el empaque de la cubierta superior de la turbina, desmonte las tapas para dejar expuestos los tornillos de ajuste de los segmentos de la chumacera de carga, levante y fije el rotor. Refiérase a la figura 2.23. Esta representa una vista de planta de los segmentos o zapatas de la chumacera de carga en la que aparecen numerados apropiadamente los segmentos. Nótese que los segmentos de la chumacera de carga no han quedado en posición correcta con relación a los alambres de plomada. Nótese también que el vector representativo de la flecha quedó fuera con respecto a los segmentos. Este vector es la suma de los vectores en los planos de las plomadas. Capítulo II

129


Ahora refiérase a la Figura 2.24. Como la flecha está inclinada forma un triángulo B con la vertical, y el plato giratorio de carga un triángulo similar más pequeño A con la horizontal Mídase el diámetro del círculo en que van los tornillos soporte del plato giratorio de carga y mídase también la distancia entre los puntos de medición superior a inferior de la flecha a las plomadas. Estas mediciones están representadas por D y L, M es determinada por mediciones a las plomadas; r puede calcularse por la proporcionalidad de los triángulos, así: D = r ; entonces: r = D M L

M

L

En este ejemplo: M es 0.048 mm (19.1 milésimas de plg.) y los segmentos 1 y 12 deben levantarse la máxima cantidad. L mide 4.572 m (15.00 pies). D mide 1.6 m (5.25 pies)

A

1

12

LECTURA SUPERIOR DE LA FLECHA AL ALAMBRE. 2

11

10 3 MI

M D 19.1 MILS.

63” DIÁMETRO DEL CÍRCULO DE TORNILLOS SOPORTE = 5.25’.

4

9

LECTURA INFERIOR DE LA FLECHA. 5

8 7

6 A

a). ESQUEMA DE LOS TORNILLOS DE LA CHUMACERA DE CARGA Y FLECHA

Figura 2.23

Capítulo II

130


Figura 2.24

Por tanto, r = (1600 x 0.48) ÷ 4572 = 0.16 mm, que es el elevación que habrá que dar a los tornillos 1 y 12. La magnitud del ajuste de los tornillos restantes se obtiene gráficamente de la figura 2.25. Trácese una línea horizontal con longitud igual al tramo de flecha entre cuyos puntos se tomaron las mediciones de ésta a las plomadas expresada en pulgadas. Ahora a la misma escala, trácese un circulo que represente aquel en el cual van los tornillos de la chumacera de carga y marque la posición de los tornillos. Refiriéndose al círculo, determine los tornillos que deben ajustarse. En el ejemplo que se muestra, los tornillos 1 y 12, como ya se dijo deben elevarse la máxima cantidad. Gire al círculo a la posición mostrada en la parte derecha de la figura 2.25. Ahora dibuje una línea vertical a escala en milésimas de plg. que represente el desplazamiento de la flecha entre los puntos de medición superior e inferior, en este caso 19.1 milésimas de plg. En general es el vector resultante de la suma de los desplazamientos en los planos AA-AB y MBMI. Ahora trácese una línea inclinada de la posición “0” en el extremo izquierdo hasta el punto 19.1 sobre la línea vertical. Trace líneas verticales desde los puntos marcados en el círculo colocado apropiadamente hasta cortar la hipotenusa del triángulo, en la cual se lee, a escala, la cantidad de milésimas de plg. que debe elevarse a cada tornillo.

Capítulo II

131


7 . 6 S L I M 2 . 0

8 . 5

9 . 4

0 1 . 3

1 1 . 2

2 1 . 1

S L I M 2 1

S L I M 7 2

S L I M 2 4

S L I M 6 5

S L I M 5 6

20

0

40

9

60

20

S L I 10 M 1 . 9 1

80

100

120

10

8

10 10 11

B A

. F N I

12

P U S

1 5

2 4

S L I M 3 1

6

0

19.1 MILS

6

0 180

9 M

7 7

160

D

8

11

140

5

SUMA VECT. 13 MILS 4 I M

3

3

12 PUNTO DE MÁXIMA INCLINACIÓN 1

A A

2

PUNTO DE MAX. ELEVACI N DIÁMETRO DEL CÍRCULO DE LAS ZAPATAS DE LA CHUM. DE CARGA. 65 PULGADAS

AJUSTE DE LOS TORNIL LOS PARA APRETAR LA FLECHA

Figura 2.25

Capítulo II

132


La ligera discrepancia entre las 0.17 mm (6.69 milésimas de plg). calculada antes y el valor obtenido gráficamente se debe a que el vector no cae exactamente frente a un tornillo. En el ángulo inferior derecho se presenta un caso más general. Nótese la adición del vector y la rotación del círculo al punto de máxima elevación. Hágase una escala circular como la mostrada en la Figura 2.26 Supóngase que el tornillo de ajuste tiene 12 hilos/plg. Una vuelta será: 1” = 0.0833” vertical = 360° de rotación.

12

Entonces para un movimiento vertical de: 0.001” se requiere un giro de tornillo de 360° ÷ 83.3 mils. = 4.320 grados por milésima de pulgada. Supongamos que 0.001” va a ser representada por 1” a lo largo del arco entonces: tan 4.32° = 1

por lo tanto R =

R

1

= 13.24”

tan 4.32°

Trácese un arco con radio de 13.24” y marque una escala sobre el arco en incrementos de 1”. Recorte esta figura en una lámina de aluminio o de cartón. Háganse ajustes con los tornillos sin carga como sigue: Sosténgase la escala sujeta contra la base de la cuba de aceite apoyada con los tornillos, coloque adecuadamente la llave recargando suavemente hacia el lado que se requiera hacer el movimiento, entonces coloque la escala de forma tal que uno de los fijos (lados) de la llave coincida con una de sus marcas y muévase la llave la cantidad necesaria manteniendo manteniendo firme la escala. La operación anterior se basa a la igualdad de carga de los segmentos. Si la carga no es igual, deben ajustarse los tornillos antes de la puesta a plomo. Esta igualación puede sacar de plomo a la flecha, por lo que se hará una nueva serie de mediciones para determinar nuevamente el error de verticalidad. En el apéndice I se explica cómo hacer el ajuste de los tornillos-gato de carga. En los apéndices II y IIl, se describe la igualación de carga en otros tipos de chumaceras. Capítulo II

133


DI METR METRO O DEL DEL TORNILLO GATO DE AJUSTE

4.3 R=13.2

DESPLAZAMIENTO VERTICAL DEL TORNILLO 1” = 1 mil

Figura 2.26 Escala para ajuste de las zapatas de carga

Después de que han sido ajustados todos los tornillos, de los diagramas presentados en las Fig. 2.23, 2.24 y 2.25, se estima la magnitud que se necesita desviar la flecha en la chumacera guía del generador para centrarla con relación a la chumacera de la turbina en la posición vertical. Aflójense los segmentos guía hacia donde deba moverse la flecha y apriétense los segmentos del lado apropiado para empujarla en la dirección requerida la magnitud necesaria. Ahora hágase descansar el rotor en la chumacera de carga mientras se aplica fuerza en los segmentos opuestos. A continuación verifíquese que la flecha esté libre en la chumacera guía de la turbina. Si el resultado es negativo, la unidad debe ser apoyada en los gatos y empujar la flecha hasta que quede libre. Un método efectivo de verificación de los claros en la chumacera guía turbina es montar un micrómetro; repítase esta operación en sentido opuesto y después en un plano a 90° con relación al anterior. El procedimiento para la puesta a plomo de la flecha está es tá basado en Capítulo II

134


el uso de tornillos; sin embargo, se puede usar cualquier gato de tornillo y se obtendrá resultados similares. Lo que se requiere es determinar el número de hilos por pulgada, el diámetro del círculo sobre el cual van los tornillos y la distancia entre los puntos superiores e inferiores de lectura radial de la flecha a las plomadas. Cuando la flecha esté concéntrica en la chumacera guía de la turbina hágase otra serie de mediciones de verticalidad. La flecha debe encontrarse casi a plomo. En caso contrario, repítanse las operaciones anteriores. Una vez puesta a plomo la flecha, coloque de nuevo la chumacera guía del generador al claro de diseño y hágase otra serie de mediciones de huelgos o claros como se explicó anteriormente. Los claros o huelgos del rotor del generador deben diferir del promedio como máximo un 5% y en caso contrario, podrá necesitarse desplazar el estator. Si esto ocurre deberá aceptarse una solución comprometida y permitir una inclinación moderada de la flecha. En el ejemplo presentado, el centro de la chumacera guía del generador se dejó a 0.003” (0.076 mm) del centro de la chumacera de la turbina en la dirección MD y 0.003” (0.076 mm) en la dirección AA favoreciendo varios claros. La medición del centro del generador, debe involucrar una verificación con el rotor por lo menos en dos posiciones (0 y 90 grados) debido a que cada uno de estos rotores no está perfectamente centrado con la flecha. Esto es cierto estando o no a plomo la flecha. Las turbinas pueden también tener su peso y fuerza (hidráulica) fuera del centro mecánico particularmente cuando está irregularmente cavitada. En la mayoría de las máquinas se ha podido comprobar que este factor no interviene en el trabajo de balanceo. Suponiendo que la unidad no fue puesta a plomo y el centro del círculo de la chumacera guía fue satisfactoria, luego pudieron haberse hecho los ajustes para igualación de carga en los segmentos. Pudo no haberse hecho los ajustes de segmentos cuyo claro medido fue del orden de 0.002” del círculo promedio.

Capítulo II

135


Los siguientes segmentos pudieron haberse movido (tabla 2.3): Tabla 2.3 movimiento de segmentos SEGMENTO No.

DESPLAZAMIENTO (mil´s)

DIRECCIÓN

4

1

Apriete

6

3

Apriete

7

2

Apriete

11

2

Afloje

Entonces pudo haberse centrado el agujero de la tapa de la chumacera con el círculo de la chumacera guía. El círculo c írculo de la chumacera c humacera guía pudo moverse por el método descrito anteriormente a cualquier punto deseado y haber ajustado los segmentos a él. Debe tenerse cuidado que la flecha no trabaje demasiado alejada del centro del soporte o bastidor de la chumacera. En algunos casos hay que reubicar el bastidor o soporte de la chumacera; después de haber hecho todos los ajustes, deben marcarse las condiciones “como se dejó” en gráficas adicionales e integrarlas al historial de la unidad. APÉNDICE I.- Rep arti ar tici ci ón de c arga ar ga so br e los l os s egmen eg mento toss de la ch um acera ac era de car ga tipo Kingsbury c on tubo de compresión.

La disposición de los gatos de tornillo descritos anteriormente, se refiere a un generador con chumacera de carga tipo Kingsbury con tubos de compresión alrededor de los tornillos de la chumacera de carga. Por medio de un indicador de carátula calibrado se debe medir la deformación por compresión de cada uno estos tubos con y sin carga y comparar los valores. Mediciones de la carga de los segmentos: Se desmonta el estopero de la turbina. Se drena el aceite del tanque de la chumacera de carga y se desmontan las tapas para tener acceso al sistema de tornillos gato de los segmentos. Se fijan 4 segmentos de la chumacera guía turbina a 90° entre si, bien apretadas sobre la flecha para evitar movimiento lateral de ésta. Con el sistema de gatos hidráulicos se levanta el rotor (midiendo su desplazamiento axial con indicador de carátula) para liberar los segmentos de la chumacera de carga. Por medio de un Capítulo II

136


micrómetro de carátula se toman las lecturas sin carga en la base de los tornillos de ajuste de carga y se registran. Se baja la masa rotativa con el sistema de gato hidráulico, permitiendo que esta descanse sobre la chumacera de carga. En estas condiciones (con carga) se toman otras lecturas con el micrómetro de carátula ya instalado en los tornillos. La diferencia en las lecturas con carga y sin carga indica la deformación de cada uno de los tubos de compresión del tornillo-gato (ajuste de carga) que soporta los correspondientes correspondientes segmentos de carga. Como la deformación es proporcional a la carga, ésta se utiliza como parámetro para medir el grado de repartición de carga que lleva cada uno de los segmentos; el procedimiento se explica mejor con el ejemplo siguiente: Repartic Repartic ión d e carga en la chumacera

1.-Levántese la masa rotativa y tómese una lectura sin carga de cada segmento de carga, utilizando el dispositivo de medición (ver tabla 2.4). 2.-Bájese la masa rotativa hasta que descanse en los segmentos de carga de la chumacera y tómese una lectura con carga de cada segmento. 3.-Utilizando la diferencia de lecturas y el número de las lecturas, determine la carga de cada segmento a partir de las curvas de calibración. 4.-Iguálese la carga de los segmentos ajustando los tornillos gato de forma tal que la carga que tome cada uno de los segmentos sea +/- 3% de la carga promedio. Debe verificarse constantemente que la flecha se mantenga alineada durante los ajustes. 5.-Girar 180° la masa rotativa y repetir las lecturas sin y con c on carga como verificación final (Véase la Tabla 2.5), esta es la tabla final.

Capítulo II

137


Tabla 2.4 Repartición de carga en la Chumacera de Carga Unidad No. 4 Las lecturas iniciales (se expresan en diezmilésimas de pulgada ) No. de Segmento

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Sin Carga

1055 797

1028 329

460

1134 942

761

461

990

1135

977

Con Carga

871 613

845

054

272

951

751

577

278

805

950

792

Compresión

184 184

183

185

188

183

191

184

183

185

185

185

Compresión Promedio

185

Desviación Prom.

-1

-2

0

+3

-2

+6

-1

-2

0

0

0

-1

__________________________________________________________________________________________________ Se recomienda que la desviación no sea mayor del 3% del promedio (+5.55). Una desviación arriba del 5% es inadmisible. En este ejemplo el segmento No. 7 fue descendido 3 milésimas y el Segmento No. 9 fue elevado 3 milésimas de pulgada para hacer que las lecturas quedaran dentro del 3%. Las lecturas “como se dejó” se muestran en la tabla 2.5

Capítulo II

138


Tabla 2.5 Repartición de carga en la chumacera de carga Unidad No. 4 Lecturas finales (se expresan en diezmilésimas de pulgada ) No. de Segmento

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Sin Carga

1053

798

1028

235

459

1136

939

761

459

987

1131

975

Con Carga

871

614

842

049

274

952

753

579

276

802

949

791

Compresión

182

184

186

186

185

184

186

182

183

185

182

184

Compresión Promedio

184 +2

+2

+1

0

+2

-2

-1

+2

-2

Desviación Prom.

-2

0

0

_______________________________________________________________________________________________ Estas lecturas están en el promedio de 2%. Si muchas de las lecturas como se encontró hubieran estado fuera del límite 3%, todo los segmentos lejos del promedio habrían sido ajustados por la desviación en relación con la lectura promedio y repetido los ajustes cuantas veces fuera necesario. En el descenso de un segmento, el tornillo deberá girarse hasta liberarlo y luego regresarlo a la marca adecuada en la escala, de modo que el huelgo en las cuerdas siempre quede en la misma dirección en todos los tornillos.

Capítulo II

139


EJEMPLO: REPARTICIÓN DE CARGA EN LOS SEGMENTOS DE LA CHUMACERA DE UNA TURBINA DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA CARLOS RAMÍREZ ULLOA (El Caracol) DATOS DE PLACA UNIDAD No.1 DE LA C.H. C.R.U.

Chumacera de carga

Capacidad (MW)

214.25

200.25

151.13

Mitsubishi de

Caída (m)

101.30

9.2

75.5

14 segmentos

Descarga (m /s)

227.7

237.9

216.2

Velocidad (rpm)

128.57

Objetivo: Ajuste de la verticalidad, centrado y distribución de carga dentro de los valores aceptables por el fabricante. Desarrollo: 1. Inspección de chumacera de carga y de chumaceras guía. 2. Montaje de micrómetros de carátula sobre los tubos de compresión. 3. Verificación de izaje correcto de la masa rotativa con todos los polos puestos. 4. Prueba del sistema de inyección de aceite de segmentos de carga. 5. Tomar lecturas para determinar la posición de la flecha referente al centrado y verticalidad. 6. Ajuste de centrado y verticalidad. 7. Repartición de carga. 8. Medición de la posición final de la flecha y pruebas de giro manual de la masa rotativa. 9. Verificación de resultados. Conclusiones: Se instalaron 14 segmentos nuevos, los cuales tenían valores de rectificado por rasqueteo dentro de tolerancias. La chumacera de carga tenía los segmentos 1 y 3 lisos y algunas ralladuras en el metal antifricción, esto debido a que las mangueras de inyección estaban rotas. El centrado quedó dentro de los valores permitidos, la verticalidad quedó en 0.02 mm/m después del ajuste, el cual se encontraba en 0.10 mm / m. La repartición de carga quedó en valores menores a ± 2% de desviación. Finalmente se realizó un giro manual a la flecha con el apoyo de cuatro personas, utilizando la bomba de inyección, con la finalidad de comprobar el libre giro de la masa rotativa y la hermeticidad del sistema de inyección. Capítulo II

140


1era Lectura. Considerando las medic iones en 0°, después del ajust e

Chumacera guía superior, generador (mm) cuba - flecha 250.60 250.74

0.22

J

250.52

250.19

0.41

Chumacera guía intermedia (mm), cuba - flecha 135.44 135.45

J

135.53 0.08

135.24 0.20 Chumacera guía turbina, cuba – flecha (mm) 246.68 246.69

J

246.85 0.16

246.60 0.08 Escudo superior y rodete en 4 barrenos escudo (mm) 2.78 2.77

J

0.07 2.70 0.18

2.60 Capítulo II

141


Nivel en chumacera guía intermedia sobre el muñón. 0.04 (mm)

J 0.10

Giró la unidad con cuatro personas.

Lectura final. Considerando mediciones después de girar 180°

Chumacera guía superior generador cuba – flecha

Chumacera

J 250.41

inferior

generador cuba-flecha

250.36 250.69

guía

135.34 250.52

125.42

J

135.51

135.29

Capítulo II

142


Chumacera guía turbina principal cuba - flecha 246.68 246.69

J

246.85

246.60 Huelgo anillo superior rodete sobre el escudo superior 2.65

J

2.77

2.60

2.60

0.02

Nivel de cuadro tomado en el 0.03

acoplamiento

0.02

0.03

chumacera

de

carga parte superior

J

Nivel marca: Mauser 0.03

0.03

Cada marca mide 0.02 mm/m 0.01

(Lecturas en mm/m) 0.01

Capítulo II

143


Primer ajuste geométrico. L= 8 m M= 2.54 m a=0.25 mm r=? Después de la 1ª corrección r = (0.25) (2.54) = 0.0791

a r M = L

aM r= L

mm

8 r = 8 centésimas de mm aproximadamente se requieren para nivelar el collar de carga. CENTESIMAS SEGMENTOS

DE (mm)

RAYAS

11 y 12

7

3.5

10 y 13

6.4

3.2

9 y 14

5

2.5

1y8

3.5

1.7

2y7

2

1

3y6

0.6

0.3

4y5

0

0

11 y 12 * * 10 y 13

*

9 y 14

1 y* 8

*

2y7

*

3y6

*

4y5

Capítulo II

144


Mediciones al inicio d e la repartic ión de carga. Desviación mayor a 15%

Medición f inal, después de si ete movimient os de izaje. Desviación menor a 1.8%

Capítulo II

145


APÉNDICE II.- Pues ta a pl omo de la flecha de ch um acera de carga de reso rtes (MItchel) para unidades co n la chumacera de carga sopo rtadas en puente.

En este tipo de chumaceras no existe el problema de ajuste de carga, puesto que ésta es tomada por cientos de resortes de compresión quienes por lo menos parcialmente se auto igualan. La puesta a plomo de la flecha debe hacerse por calzas que se colocan entre los extremos del bastidor o soporte de la chumacera y las placas de apoyo. La chumacera es soportada generalmente por un bastidor “H”, el cual sólo ofrece cuatro puntos de apoyo. Es deseable pivotear en uno de estos puntos de apoyo cuando se estén haciendo ajustes para la puesta a plomo. Supongamos que estos puntos están representados por los segmentos 4, 5, 10 y 11 de la Figura 2.25. Entonces el bastidor debería ajustarse poniendo calzas debajo de los puntos 4, 10 y 11, naturalmente pivoteando en el punto 5. Trazando las líneas verticales punteadas como se muestra y después se utilizan las 12 milésimas medidas como punto cero (sin ajustes) y se resta este valor de las lecturas de los 3 puntos restantes para obtener el ajuste neto. Pudiera ser que el diámetro del círculo de las placas de apoyo del soporte fuera mayor que la longitud de la flecha entre los puntos superiores e inferiores de lecturas entre la flecha y los alambres de plomada. Esto no es problema, puesto que, el principio de triángulos semejantes sigue siendo cierto. La fig. 2.27, muestra la solución gráfica de una chumacera cuyo bastidor tiene 8 puntos de apoyo y los alambres de plomada están girados 45° con relación a los planos AA-AB y MD-MI. Debido a la flexibilidad de los resortes de la chumacera y su bastidor soporte, los ajustes pudieran no ser matemáticamente precisos, pero este método da una firme indicación de la localización y magnitud de los ajustes.

Capítulo II

146


5 4

0 0

E T R O P O S

E T S U J A

6

. S L I M 4

3

7

5

2

7

8 1

2 3 1 1

8

11 MILS.

30.4 Separación al alambre desde la parte superior a la inferior 7

6

PARTE INF. DE LA FLECHA

PARTE SUPERIOR DE LA FLECHA

8 9

5

A A

B A

PUNTO DE MÁXIMA ELEVACIÓN

4 VECTOR SUMA 11 MILS.

3

AJUSTE DEL SOPORTE

2

DE

LA CHUMACERA

Figura 2.27

Capítulo II

147


APÉNDICE III.- Repartició n de car ga sob re lo s segmentos en ch umaceras de carg a tipo King sbur y por el método del arco de golpeo.

Existen generadores antiguos que no están dotados de sistemas de medición directa de carga en los segmentos. En estos casos se recomienda el siguiente procedimiento: a).- Ajústense los tornillos de los tubos de compresión hacia arriba o hacia abajo con un marro hasta la elevación adecuada (rodete centrado axialmente) y dejándolos uniformemente apretados. (con marro). b).- Anótese la posición de cada tornillo obtenida mediante una escala circular. c).- Tome cada uno de los tornillos y aflójelo, después apriételo a mano o con llave de torsión hasta la marca “apriete a mano” en su escala. El arco entre estas dos marcas (apriete a mano y con marro) es el arco de golpeo. d).- Regrese el tornillo a su posición original exacta de apretado a marro. Regístrense las mediciones de todos los tornillos. e).- Corríjase cada tornillo por medio de fórmula: Corrección = N-1 x diferencia en el arco promedio. N Donde N = Número de tornillos, (esto es cierto si la flecha no se inclina de la vertical). f).- Repita lo anterior cuantas veces sea necesario. En el procedimiento mencionado se deberá utilizar una llave de golpe, un marro, una llave de torsión y una escala circular para hacer los ajustes. La llave de torsión debe ser de un material de espesor suficiente y tolerancia para que entre en la cabeza del tornillo de ajuste sin ningún juego. El brazo de la llave debe ser estructurado de forma tal que deslice dentro del recipiente de la chumacera y tener un lado recto para usarlo como regla. Utilizando lainas de latón se corta una escala del radio conveniente más grande a partir del centro del tornillo gato y se hace una marca en el brazo de la llave de torsión del radio de la escala. Ajústense los tornillos hasta que la flecha quede colocada a la elevación correcta y los tornillos queden todos apretados. Esta es la posición inicial de los tornillos con “apriete a marro”. numerar cada tornillo y marcar su posición angular en una de las aristas de la Capítulo II

148


cabeza del tornillo con relación a la parte fija, para la aplicación de la llave de torsión y trazar una línea en el recipiente a lo largo del lado recto de la llave. Ahora afloje los tornillos uno por uno, hasta que queden sin carga, enseguida con una llave de mano, se inicia el apriete hasta que empiecen a tomar carga. Esta es la posición de “apriete a mano”. Márquese esta posición en el recipiente al tiempo que se hace la marca de la posición “apriete a mano”. El arco que separa a estas dos marcas al radio de la escala, es el “arco de golpes”, frecuentemente conocido como “arco forzado”. Si no se tiene a la mano una escala circular puede medirse la cuerda con una regla pero con un decremento subsiguiente en la exactitud. Ponga de nuevo el tornillo en posición exacta de “apriete a mano” y repita el proceso en los otros tornillos. Las correcciones para igualar los arcos pueden ser determinados en la tabla IV. Las correcciones para cada tornillo al radio del calibrador son: N-1 x Diferencia en el arco promedio. N Donde “N” es el número de tornillos. Este factor permanece cierto sólo si la flecha no es inclinada con respecto al plano vertical cuando los tornillos gato sean ajustados. Durante todo este procedimiento debe de verificarse mediante dos micrómetros de carátula a 90° uno del otro montados alrededor de la chumacera guía de la turbina para mantener la posición adecuada de la flecha. TABLA IV No. de

Arco Forzado

Diferencia

Corrección

Tornillo

Plg.

del Prom.

5/6 de la Dif.

1

7.5

+ 0.9

Bajar 0.75

2

5.9

- 0.7

Subir 0.58

3

6.9

+ 0.3

Bajar 0.25

4

6.3

- 0.3

Subir 0.25

5

7.3

+ 0.7

Bajar 0.58

6

5.7

- 0.9

Subir 0.75

Total

39.6

Promedio

6.6

Capítulo II

149


Las mediciones actuales del arco forzado de golpeo para una chumacera de seis segmentos y las magnitudes de corrección necesarias para establecer la carga uniforme de los segmentos se muestra en la tabla anterior. Después que se han hecho todas las correcciones deberá repetirse todo el procedimiento para ver si se requiere algún ajuste adicional. Si se ignora cualquier falta de precisión inducida por las variaciones en la fricción y en los factores elásticos, la precisión en los ajustes finales puede expresarse en la forma siguiente: A = D 1/N

. A= D

2 R

2 RN

Donde: A =

Precisión del ajuste

D =

Diferencia máxima del arco promedio (en plg.)

R =

Radio del centro del tornillo al arco medio (en plg)

N =

Número de hilos por pulgada del tornillo.

Con ilustración supongamos que tenemos una unidad con los siguientes datos: D =

0.125

R =

20”

N =

8 hilos/plg.

Entonces: Precisión del ajuste = A =

0.125

=

0.00012”

2 x 3.14 x 20 x 8

Alin eación d e un id ades hidr oeléctr icas d e eje hor izo ntal

Si la unidad generadora ha mostrado síntomas de vibración o temperaturas anormales en chumaceras, se deberá proceder a la verificación y en su caso de su corrección del alineamiento de la flecha de la unidad. 1.

Normalmente estas unidades son de baja potencia (no mayores a 10 MW en CFE) y

tienen la estructura similar a la figura siguiente:

Capítulo II

150


2.

El generador tiene las 2 chumaceras, una en cada extremo y la opuesta al lado

turbina es normalmente aislada para impedir corrientes circulantes (tenga o no excitadores dinámicos acoplados al extremo) y anillos rozantes. En algunos arreglos, las chumaceras del generador están integradas a las tapas del mismo. Cuando esto no es así, las chumaceras están soportadas en pedestales. 3.

La flecha del rotor del generador del lado turbina, termina en un cople al que se

incorpora tanto la flecha de la turbina como el volante de inercia. Entre el cople y el rodete se localiza otro pedestal con la correspondiente chumacera la cual es combinada; soporte y de empuje, dispositivo que mantiene la flecha en su posición axial adecuada. 4.

Como la carcasa espiral (tipo Francis) o chiflón (tipo Pelton) son los que marcan la

pauta para el centrado y alineamiento, la condición para obtenerlo es que se cumplan las siguientes condiciones: a)

Rodete centrado con relación a los anillos de desgaste fijos en la carcasa espiral, o

para ruedas Pelton, centradas y perpendiculares al centro del chorro dirigido al diámetro activo de la rueda. b)

Horizontalidad de la flecha.

c)

Perpendicularidad de la flecha a las caras o tapas de la turbina.

d)

Aislamiento de la chumacera del extremo libre del generador.

e)

Holgura entre rotor y estator igualmente repartida.

5.

Verificación.-

Para verificar el alineamiento y centrado, se deberán retirar: a)

Las tapas de la turbina y sección del tubo de aspiración.

b)

Las tapas y mitades superiores de las chumaceras.

c)

Dispositivos o medios que pudieran impedir el libre movimiento de la flecha

completa, incluyendo escobillas de anillos rozantes. Proceder a verificar con un nivel de precisión la horizontalidad de la flecha en los tramos en que esto sea posible. Medir con lainas de calibración las holguras del rodete con relación a los anillos de desgaste. Verificar el gap o entrehierro del rotor con relación al estator en el generador.

Capítulo II

151


Una vez realizadas estas mediciones, confirmar con un indicador de carátula sobre un punto maquinado de la flecha en el extremo del acoplamiento al rodete y girarla manualmente, para comprobar su centrado y adecuado acoplamiento. Con ayuda de la grúa o con un gato hidráulico, levantar ligeramente la flecha para permitir sacar la mitad inferior de cada una de las chumaceras, aplicando azul de Prusia a los respectivos muñones (parte de la flecha que se apoyan en las chumaceras), asentar nuevamente la flecha y girar el grupo. Deberá marcarse de azul gran parte de la mitad inferior de las chumaceras, sobre todo en todo el fondo de las mismas, como señal del adecuado asentamiento y correcta alineación de las mismas. 6.

El análisis de todas estas mediciones indicarán si es necesario hacer los

correspondientes ajustes, ya sea calzando los pedestales o cambiando chumaceras. 7.

La posición axial de la flecha es importante y esta función la tiene la chumacera de

empuje, la cual no debe tener una holgura mayor a 0.25 mm generalmente. La holgura radial de las chumaceras es del orden de 0.076 mm más 0.05 mm por cada 5 cm de diámetro.

Unidad de eje horizontal (C.H. Zumpimito)

Capítulo II

152


2.3 CHUMACERAS GUÍA 2.3.1 Generalid ades

Las chumaceras guía son los elementos que mantienen la masa rotativa centrada y soportan las cargas radiales, permitiendo el giro de la flecha a las velocidades requeridas. Normalmente las chumaceras guía están instaladas en la parte superior e inferior del generador, así como en la parte superior de la tapa de la turbina, en unidades de eje vertical, y en las unidades de eje horizontal la ubicación de las chumaceras es similar, no obstante estas soportan el peso de las masas rotativas. Las chumaceras guía deben contar con sistema de lubricación (natural o forzado), capaces de soportar los arranques y paros sin daños, así como de velocidades de desboque de la unidad por lo menos hasta por 30 minutos. 2.3.2 Equipo que conforma la chumacera guía.

2.3.2.1 Carcasa.- Es la estructura metálica que contiene todos los elementos que conforman la chumacera. 2.3.2.2. Tapa superior.- Cubierta superior protectora de la chumacera. 2.3.2.3 Segmentos de chumacera radial (segmentos guías).- Parte del soporte circular, divididos y articulados, instalados alrededor de la flecha para mantenerla alineada y absorber las fuerzas radiales que esta ocasiona. Estos son fabricados de acero forjado o fundido con un recubrimiento mediante metal babbitt fundido y vaciado sobre estos. El material antifricción de una chumacera pueden ser de material sintético como teflón u otro similar, la utilización de estos materiales queda sujeta a la aprobación de CFE de acuerdo a las consideraciones de la experiencia del uso de este material en unidades generadoras con capacidades similares. 2.3.2.3 Segmentos de chumacera radial bipartida tipo buje.- Están compuestos por un buje bipartido que esta fijo en el cuerpo de la chumacera y normalmente tienen un mecanismo de centrado respecto a la flecha. De la misma manera de las chumaceras con segmentos radial, las chumaceras tipo buje son fabricadas en acero forjado o de Capítulo II

153


fundición con un recubrimiento de metal babbit fundido y vaciado sobre estos. El material antifricción de una chumacera pueden ser de material sintético como teflón u otro similar, la utilización de estos materiales queda sujeta a la aprobación de CFE de acuerdo a las consideraciones y la experiencia del uso de este material en capacidades, diámetros y velocidades angulares similares a las otras unidades generadoras que si lo tengan.

Vista de 2 segmentos en una chumacera guía segmentada

Capítulo II

154


Vista completa de una chumacera guía segmentada

Chumacera guía con ajuste mediante cuña, se observan los espárragos y tuercas de ajuste de las cuñas radiales.

2.3.2.4 Cruceta o soporte de la chumacera.- Estructura que soporta la chumacera, esta puede ser tipo cruceta, soporte o pedestal. 2.3.2.5 Sistema de circulación de aceite.- Esta compuesto por motobombas, válvulas, filtros, tuberías y accesorios. Algunos tipos de chumaceras cuentan con un sistema natural de circulación de aceite, sin la necesidad de bombas. En estas últimas, la Capítulo II

155


circulación se lleva a cabo mediante la misma flecha de la unidad, ya que al contar con barrenos en la parte inferior, hace la función de una bomba centrífuga, succionando aceite de la parte inferior e impulsándolo por los barrenos. El aceite frío es succionado desde los enfriadores y se envía al material antifricción de la chumacera. 2.3.2.6 Sistema de extracción de vapores de aceite.- Extractor motorizado (si aplica) o inyección forzada de aire, elementos filtrantes, sistema de retorno y purga, tanque de recuperación, condensador de vapores de aceite, tuberías y accesorios. 2.3.2.7 Sistema de enfriamiento.- Este lo componen los siguientes elementos: intercambiadores de calor, tuberías, válvulas y accesorios. Algunos tipos de chumaceras guía turbina no cuentan con intercambiadores de calor, ya que el enfriamiento de las mismas es mediante el contacto de la cuba directamente con el agua de sello, estas son del tipo cuba rotatoria. Otro tipo de chumaceras guía turbina de unidades de pequeña capacidad cuentan con sistema de aletado y el enfriamiento es con aire o brisa del agua del sello.

Chumacera tipo buje bipartida

2.3.2.8 Dispositivos de control, protección y medición.- Estos son los termostatos, sensores y medidores de flujo de agua y aceite, indicadores de temperatura, sensores de nivel de aceite de chumacera y transductores de presión. Capítulo II

156


2.3.3 Metal antifricción en chu maceras guía y su ajuste.

El babbitt es el metal antifricción comúnmente utilizado en chumaceras y en el caso de las chumaceras de CFE, se basa en la norma ASTM B23-00 Standard Specification for White Metal Bearing Alloys. El metal antifricción puede estar compuesto de estaño, cobre y antimonio, y en algunos, plomo, y tienen excelente capacidad embebedora (es decir, de encerrar o enclavar dentro de sí las partículas extrañas) y conformabilidad (capacidad para deformación plástica y compensar las irregularidades en el chumacera). A continuación se muestra un catálogo comercial de metal babbitt:

El ajuste del metal babbitt se debe hacer para eliminar cantos filosos y los cambios bruscos de la superficie de entrada de aceite de lubricación, suavizándolo con un escrepado o rasqueteado que elimine filos. En la instalación de segmentos nuevos hay que tener claro: que el hecho de haber maquinado correctamente la chumacera no implica, que se deje de hacer las comprobaciones de holguras y de asentamiento, estas operaciones siempre hay que realizarlas para verificar la correcta entrada de aceite de lubricación a la chumacera . Cuando se tengan chumaceras en buen estado y que no se requiera un cambio en las mismas, ni rasqueteado, se debe revisar solamente el ajuste de holguras respecto al eje. 2.3.4 Inspeccio nes y mantenimi ento en chum aceras guía.

2.3.4.1 Las siguientes inspecciones que se sugieren realizar en las chumaceras guía, estas no son limitativas: 1.

Se debe realizar de manera rutinaria pruebas de humedad en el aceite lubricante, el

cual puede ser por el método de plancha caliente, esto con el fin de determinar a tiempo Capítulo II

157


fugas en los enfriadores de aceite. También se deben hacer análisis más profundos de aceite por lo menos una vez al año. 2.

Revisión de holguras entre segmentos y flecha. Estas no deben ser superior a las

marcadas por el fabricante. Esta inspección se recomienda realizar cada mantenimiento menor. Es importante verificar las holguras de todas las chumaceras guía de la unidad simultáneamente y de preferencia en las mismas líneas generatrices (ver alineación y centrado de unidad). 3.

En los intercambiadores de calor, se debe revisar de manera rutinaria que no

existan fugas de aceite ni de agua. Es conveniente realizar un balance térmico en los enfriadores una vez que se les haya aplicado mantenimiento para tener una referencia del intercambio de calor. Cuando el sistema de enfriamiento es por medio de serpentines, será necesario una revisión de los mismos en cada mantenimiento, para su limpieza, cambio de empaquetaduras, y prueba hidrostática; con el fin de evitar fugas que contaminen el aceite. 4.

Se debe revisar el estado del material antifricción en cada mantenimiento menor,

comprobando que no esté quemado ni rayado. Inspeccionar las venas de lubricación verificando que estén en buen estado y no tengan arrastres, picaduras ni desprendimientos.

Lo

anterior

principalmente

cuando

se

hayan

presentado

calentamientos excesivos en las chumaceras. Se debe inspeccionar el material antifricción con ensayos no destructivos, siendo estos mediante pruebas de líquidos penetrantes y de ultrasonido. Lo anterior para descubrir imperfecciones superficiales y comprobar la adherencia del material antifricción. Un 30% del área de falta de adherencia implica un cambio del segmento o de la chumacera (en el caso de las bipartidas). 5.

En el caso de la instrumentación de la chumacera, es conveniente mantener

vigentes los registros de calibración para la confiable operación de los mismos, y no tener errores en las lecturas y registros de temperaturas, flujos, niveles y presiones. El equipo de protección se debe probar al menos cada 2 años para alargar la vida útil del equipo. 6.

Las chumaceras guía en el extremo libre de la flecha del generador (en el que

normalmente están colocados los anillos rozantes que conducen la corriente directa de excitación a los polos del rotor) que se acopla a los excitadores si los tiene, normalmente están eléctricamente aisladas del cuerpo aterrizado del estator, para evitar, que si se Capítulo II

158


induce una fuerza electromotriz (voltaje) en la flecha, no se presenten corrientes circulantes que puedan dañar la chumacera por efecto del arco eléctrico si el voltaje superara los 6 volts y aceite lubricante húmedo o con acidez alta. Una buena práctica es aterrizar la flecha, acondicionando una escobilla en un sitio que no esté sujeto a vapores de aceite. Confirmar cada 6 meses su contacto. 2.3.5 Observaciones de temperatura en chumaceras.

El control de las temperaturas es muy importante, es por eso que se insiste en la aplicación, sobre todo al arranque y al tomar carga plena, debiendo graficarse contra tiempo. Debe llevarse registro para compararlos con lo anotado después de un mantenimiento, o cuando se tiene duda sobre el comportamiento de una chumacera. En centrales de unidades modernas, se tiene detección de temperatura de aceite y de metal. Es necesario vigilar que las temperaturas en ambos no sean mayor que la indicada como límite en el instructivo respectivo y que no se registre una elevación brusca. La calibración de alarma y disparo debe probarse periódicamente, así como los indicadores de temperatura. El registro o la comprobación de estas temperaturas serán seguramente, un medio más para ir programando las revisiones o inspecciones a las partes afectadas. Para turbinas de acción, una de las posibles causas de temperaturas altas es la diferencia en el gasto aportada por cada chiflón, como consecuencia de la erosión por abrasión o cavitación en los asientos de la tobera y en las agujas. En las turbinas de reacción la puede ocasionar la ruptura de pernos de seguridad en el accionamiento de las paletas directrices . 2.4 REPARACIÓN DE RODETES 2.4.1 Reparación de rodetes tipo Francis y Kaplan

La reparación de las socavaduras ocasionadas por la cavitación en los rodetes de las turbinas es parte esencial del programa de mantenimiento en las centrales hidroeléctricas. Si no son reparadas o se realiza una reparación inadecuada, el área

Capítulo II

159


dañada se incrementa rápidamente, obligando a una salida de la unidad prolongada y costosa. Un programa efectivo de reparación puede minimizar los problemas asociados con las socavaciones por cavitación, los principales objetivos del programa son: a) Restaurar las áreas cavitadas. b) Corregir cualquier daño o irregularidad ocasionada al perfil por socavaduras; y evitar la distorsión del perfil y los daños que ocasiona. Excesivas reparaciones con soldadura pueden ocasionar la distorsión del perfil del rodete, acelerar los daños por cavitación y posiblemente reducir la eficiencia de la turbina. También, el exceso en la reparación puede causar esfuerzos residuales en el rodete ocasionando una fractura estructural en las áreas sujetas a sobre esfuerzos. Los puntos básicos de un programa de reparación son los siguientes. a) Inspección b) Identificar la causa de las socavaciones c) Planear un buen procedimiento para la reparación d) Realizar una buena reparación Una vez que el método para la reparación es establecido, la implementación de las actividades usando el procedimiento apropiado y una mano de obra altamente calificada, maximizará la efectividad del programa de reparación. Se recomienda que se elabore una lista de verificación para asegurar que todas las partes de la turbina sean inspeccionadas, y que todas las áreas dañadas por cavitación encontradas sean reportadas en el informe final. Después de la inspección y evaluación de la causa del daño, se debe desarrollar un plan con el mejor método para efectuar la reparación. La soldadura es de lo más común para la reparación de los daños causados por la cavitación en las turbinas hidráulicas. Los pasos que se recomiendan para la reparación con soldadura se indican a continuación: a) Verificar las dimensiones originales Capítulo II

160


b) Elegir el material de aportación c) Proceso de soldadura d) Procedimiento de reparación Al igual que con todos los trabajos de mantenimiento, algunas medidas de seguridad no deben pasarse por alto. El objetivo es establecer los pasos y lineamientos necesarios para la reparación de rodetes, de turbinas hidráulicas tipo Francis y Kaplan. Las recomendaciones que se indican tienen la finalidad de que sean usadas como una guía para la elaboración de los instructivos o procedimientos en forma específica en cada central, incluyendo las precauciones necesarias en caso de que estas reparaciones o trabajos similares se realicen con el rodete en su sitio de operación, tales como la protección de las holguras con cinta adhesiva para evitar la introducción no intencionada de materiales extraños en dichos espacios entre partes fijas y móviles de rodete y de paletas directrices; en estas últimas, entre flecha y buje así como entre paletas y placa de desgaste. Precauciones similares deberán tomarse en trabajos de limpieza y ajuste en otras partes de la unidad cuando así se requiera. Una forma de confirmar que no hay objetos metálicos (residuos de soldadura) en estos espacios, es mediante la prueba manual de giros y de apertura y cierre del distribuidor en aire. DEFINICIONES

PND.- Pruebas no destructivas. VT.- Inspección visual. MT.- Inspección por la técnica con partículas magnéticas. PT.- Inspección por la técnica con líquidos penetrantes. UT.- Inspección por la técnica de ultrasonido. RT.- Inspección por la técnica de radiografía. HAZ.- Zona afectada por el calor. ASNT.- Sociedad Americana de Pruebas No Destructivas. AISI.- Instituto Americano del Fierro y del Acero. AWS.- Sociedad Americana de Soldadura. SAE.- Sociedad de Ingenieros Automotrices SMAW.- Soldadura por arco con electrodo metálico protegido. Capítulo II

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GTAW.- Soldadura por arco con electrodo de tungsteno protegido con gas inerte (TIG). GMAW.- Soldadura arco metálico-gas (MIG). DESCRIPCION DE ACTIVIDADES

Para la realización de esta actividad la condicionante es que el personal debe estar capacitado en nivel I ó II, para la aplicación de las técnicas por VT, PT o MT de acuerdo a las prácticas recomendadas en ASNT o su equivalente; en su caso las podrá realizar personal externo (empresa especialista en el ramo) previa comprobación de los requisitos exigidos en ASNT o el código ASME secc. IX. PND a los rodetes de las turbinas Francis y Kaplan. a) Preparar las condiciones óptimas del trabajo con seguridad, como es la iluminación, ventilación, tomas de energía, andamios. b) Realizar la limpieza mecánica en las áreas que serán inspeccionados mediante PND, asegurándose de eliminar la escoria, herrumbre o suciedad que pudiera interferir en el resultado de la técnica de inspección aplicada. c) Para las uniones de los alabes del rodete con la corona y la banda, así como en los perfiles tanto en el lado presión como en el lado desfogue, se aplicarán las técnicas por VT y PT al 100%, reportándose como indicaciones fuera de norma aquellas socavaciones mayores a 1/8” (3.2 mm) de profundidad y cualquier fisura que se presente. En el caso de presentarse alguna fisura, se deberá marcar la trayectoria de esta para su reparación, y se deberá considerar mínimo 2” (50.8 mm) más del final de la trayectoria detectada. Para el cuerpo restante del alabe, se podrá utilizar la técnica de inspección por MT. d) La cuantificación de la pérdida de material base, será realizada después de la técnica por VT y antes del saneado del área afectada. Cuantificación de la pérdida de material en los rodetes Francis.

La cuantificación del material perdido en el rodete se realiza para determinar si estamos dentro de los máximos permitidos indicados por los fabricantes. Este criterio puede variar dependiendo del fabricante o proveedor de la turbina, por lo que este será aplicado de acuerdo al criterio establecido en cada central. La cuantificación se realiza comúnmente utilizando plastilina y/o cualquier pasta similar que sea moldeable, y esta se coloca en todas las zonas socavadas a fin de llenar los Capítulo II

162


espacios perdidos de material y obtener un equivalente en masa del total del material base perdido. Existen dos formas de cuantificar el equivalente en masa de plastilina al metal base original: a) Por la densidad del material. b) Por volumen equivalente. Considerando la densidad de los materiales se utiliza la siguiente fórmula para la equivalencia al metal base: KgMbase = (Kgplast. x 1/densidad plastilina) x densidad metal base Por el volumen equivalente utilizaremos la siguiente formula simple: KgMbase = Vplast. x densidad metal base Específicamente, los valores empleados respectivamente a lo anterior son: Densidad plastilina = 1.49068 x 10 3 Kg/m3 Densidad AISI 410 (acero inoxidable) = 8.03 x 10 3 kg/m3

REPARACION DE DAÑOS EN L OS RODETES.

Reparación de socavados por cavitación o erosión en el material base del rodete de cualquier índole > 1/8” (3.2 mm). Procedimientos de soldadura más usados para realizar las reparaciones con aportación de material utilizando: a) Soldadura arco metálico-gas (GMAW) o soldadura MIG b) Soldadura por arco metálico con electrodo revestido (SMAW) El procedimiento GMAW tiene las siguientes ventajas: a) Mayor rapidez en la aplicación del metal b) Menor aportación de calor, por lo tanto el incremento en la cantidad de soldadura aplicada no debe incrementar la posibilidad de que los álabes se deformen. Si se aplica correctamente, la cantidad de soldadura se aprovecha mucho mejor reduciéndose los excesos del material soldado y la escoria. Hay sin embargo, varias desventajas con este proceso, que favorece la utilización del método SMAW. Capítulo II

163


Para aplicación de pequeñas cantidades de soldadura (menos de 14 kg), el incremento de tiempo establecido para el proceso SMAW, dará como resultado la optimización del tiempo durante la aplicación de la soldadura. Con el proceso GMAW es difícil realizar trabajos de soldadura sobre cabeza, por lo que este proceso es poco adecuado para reparaciones en la parte inferior de los álabes del rodete. El proceso GMAW no es adecuado para algunas áreas, tales como las uniones de los álabes del rodete con la banda. Con el proceso GMAW, es necesario tener especial cuidado con la ventilación porque la circulación excesiva de aire dispersará el campo de acción del gas. Sin embargo, la falta de ventilación dará lugar a la acumulación del gas Argón en el área de trabajo, generando un ambiente peligroso para el personal. a) Para la reparación y/o recuperación de material del metal base, el área afectada debe ser preparada para recibir el material de aporte. Para lograr la sanidad del área, se deberá realizar la limpieza mecánica ya sea por disco de desbaste o limas rotativas, cuidando que sean de acero inoxidable o de aplicación para acero inoxidable, a fin de evitar la contaminación en el proceso, cuidando que se elimine totalmente el material base deteriorado hasta conseguir una superficie uniforme en el metal base libre de impurezas. Estrictamente no se debe utilizar el equipo de Arco Aire para la limpieza del área a sanear para su reparación. Ya que se tiene la preparación adecuada para la reparación, se verifica la sanidad total del área afectada, aplicando la técnica PT y en caso de presentarse alguna indicación de discontinuidad o contaminación, se repetirá el proceso de saneamiento hasta eliminar totalmente estas. Previo a la aportación del metal de recuperación, se procede a aplicar un precalentamiento con equipo multiflama a fin de eliminar la humedad del metal base, este precalentamiento se deberá aplicar tantas veces como sea interrumpido el proceso de aporte, en lapsos de tiempo mayores a 30 min. El calor aplicado deberá ser en un rango de 100-177 °C, y se verificará ya sea con crayones térmicos o por medio de un termómetro láser de infrarrojos. Si las condiciones del área de trabajo son demasiado húmedas, el monitoreo de la temperatura del metal base se realizará constantemente y se aplicará el precalentamiento cuantas veces sea necesario. Durante el Capítulo II

164


precalentamiento, debe tenerse cuidado de que en el centro del álabe el calentamiento no se concentre en una pequeña zona. Para permitir la expansión del material, el calor debe aplicarse iniciando desde el borde exterior del álabe. b) Los electrodos a utilizarse deberán calentarse cuando menos una media hora (horno eléctrico) antes de iniciar el proceso de reparación y deberán permanecer en el horno durante el proceso. Si el fundente de los electrodos presenta agrietamientos, humedad excesiva, contaminación, excentricidad en la varilla de aporte, estos se deberán desechar. c) El material de aporte recomendado en la rehabilitación de un rodete manufacturado con acero martensítico (AISI de la serie 400, por ejemplo: ASTM A487- Grado 6NM y ASTM A-74 Grado CA6N), es el AWS E 309-L16. d) Debe tenerse especial cuidado en la limpieza entre pasos, esta se realizará manualmente con cepillo de alambre, cincel, carda, etc. Los cordones seriados deberán estar bien proporcionados, sin poros, líneas de escoria, fisuras y golpes de arco, en caso de presentarse cualquiera de estas situaciones se deberán corregir durante el desarrollo del mismo proceso. Durante la limpieza entrepasos se podrá martillar cada capa de aporte a fin de liberar esfuerzos residuales y aminorar el riesgo de fracturas durante el enfriamiento. e) Es importante la conformación del perfil hidráulico original, y deberá ser realizado mediante maquinado mecánico. El acabado final se puede realizar mediante piedras finas o discos flapper (compatibles con inoxidable). Al final de la conformación del perfil deseado, se puede verificar la calidad de la rehabilitación por las técnicas de MT o PT, a menos que sea especificada la conformidad solamente con la técnica de VT, esto dependerá de los criterios aplicables en cada centro de trabajo. Se debe de realizar una inspección dimensional inicial. Antes de iniciar las reparaciones para determinar si es necesario tomar algunas medidas para corregir la distorsión que se pudo haber producido durante una reparación anterior.

Capítulo II

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También debe verificarse la garganta en el área de descarga del rodete. Esta verificación se realiza midiendo la distancia más cercana entre álabes adyacentes, en el lado de descarga. Se hace la recomendación que se consulten las especificaciones CFE DY700-08 CFE DY700-16 y las figuras siguientes:

Capítulo II

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Capítulo II

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CAVITACIÓN EN BORDE DE ENTRADA

LADO DE SUCCIÓN DEL BANDA

A A

CAVITACIÓN POR BAJA PRESIÓN

LADO DE PRESIÓN LADO DE SUCCIÓN

CAVITACIÓN EN EL BORDE DE SALIDA

CORTE A-A

Areas del rodete tipo francis que presentan socavaduras por cavitación

Capítulo II

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2.4.2 Reparación de rodetes tipo Pelton .

Estos trabajos pueden ser necesarios por las siguientes razones principales: a) Defectos de metal b) Erosión de cavitación c) Erosión por abrasión A - Defec tos del metal

Los criterios para determinar una reparación en un rodete tipo Pelton, están en función del área afectada. Cuando esta es mínima, la reparación puede ser mediante un mecanizado local, pero si esta es considerable, se utilizarán procedimientos de soldadura. Se mencionan algunas recomendaciones de orden general referentes a la reparación con soldadura: Capítulo II

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Para los electrodos de acero al carbono, el equipo puede ser de corriente continua. Para los electrodos de acero inoxidable 18-8, se recomienda utilizar polaridad positiva al electrodo. a) Antes de utilizar un electrodo se debe verificar que esté en buenas condiciones. b) Utilizar electrodos secos. Los electrodos revestidos y notablemente los básicos, absorben la humedad que puede ser origen de burbujas en el material aportado. Se recomienda un calentamiento de los electrodos básicos a 200-300° durante unas doce horas antes de ser empleados. c) No utilizar los electrodos con sobre intensidad de soldadura, ya que ello es susceptible de provocar burbujas. El conjunto de trabajos de mantenimiento con la intervención de soldadura, ya se trate de los defectos del metal, de la erosión de cavitación o de la erosión por abrasión, puede dividirse en dos categorías: 1 Reparaciones poco importantes sobre las ruedas de acero que se sueldan mal, y reparaciones, incluso importantes, pero sobre ruedas cuyo acero es fácilmente soldable. 2 Reparaciones importantes sobre las ruedas de acero difícilmente soldable. La distinción entre las reparaciones importantes y las reparaciones poco importantes es bastante delicada, ya que interviene el conocimiento de la zona soldada, y quizá incluso más que el volumen del metal depositado. En efecto, al encontrarse las reparaciones por soldadura de una fisura en el nacimiento de la costilla central (donde el momento de flexión es máximo), de la parte estrecha de las mismas o de las escotaduras de descarga que se templan fácilmente, pueden ser consideradas como importantes. Por el contrario, las soldaduras que aportan un fuerte volumen de metal en el fondo del cangilón o sobre las llantas exteriores pueden ser consideradas como poco importantes. Bajo esta reserva, hay que considerar en el primer caso: a)

Acero inoxidable a 13% de Cr. con ó sin adición de Ni.

Se trata de un acero de base que es un acero de autotemple. Las soldaduras deben realizarse en acero inoxidable de la familia 18/8 conteniendo, si es posible molibdeno, a fin de que la estructura sea austeno ferrítica y no austenítica pura.

Capítulo II

170


El precalentamiento no es indispensable cuando las soldaduras se efectúan lejos de las partes vulnerables (raíz del cangilón, borde y costilla); en el caso contrario, es necesario hacer un precalentamiento local a 300/350°C con ayuda de quemadores de acetileno o de gas propano, y calentar, excediendo ampliamente la zona que hay que soldar y de una manera progresiva, con una llama dulce sin que la llama delgada entre en contacto con el metal. Asegurar el adecuado precalentamiento, así como el enfriamiento lento después de la soldadura, con ayuda de material aislante. Controlar la temperatura de precalentamiento con ayuda de los lápices térmicos ó termómetros infrarrojos. Asegurar un martilleo en caliente de los cordones depositados. b)

Acero débilmente aleado (R 65 Kg/mm 2) y acero al carbono medio-duro (R 56

Kg/mm2, con un contenido de carbono de 0.25 a 0.35%) Mismas observaciones en lo que se refiere a la necesidad del precalentamiento, pero con tolerancias más amplias, sobre todo en lo concerniente al acero a 58 Kg/mm 2. Temperatura de precalentamiento: 200 a 250 °c, para los aceros aleados, y 150° para el acero al carbono. Martillar en caliente los cordones depositados a fin de disminuir las tensiones de la soldadura. Reparaciones importantes en las ruedas Pelton de acero difícilmente soldable. Entran en esta categoría las ruedas de acero débilmente aleado y sobre todo las ruedas de acero inoxidable a 13% de Cr. En principio, estas reparaciones no deben realizarse sobre las ruedas montadas en las máquinas, ya que requieren, además del precalentamiento, un tratamiento térmico de eliminación de las tensiones de soldadura. Este tratamiento aproximadamente de 600°c para el acero débilmente aleado, y de 700°c para el acero a 13% de Cr, no puede realizarse, en principio, más que dentro de un horno de tratamiento térmico. Además, en el caso del acero a 13% de Cr, es necesario, que las soldaduras sean hechas con electrodos de acero de la misma o análoga composición que el acero de base, lo que implica todavía más la necesidad de un tratamiento térmico posterior. Hay que hacer notar que mediante las precauciones usuales, los tratamientos térmicos mencionados anteriormente, no provocan ninguna deformación de las piezas. Dado las precauciones que hay que tomar en los casos de reparaciones incluidas en la categoría que tratamos, nos parece razonable que no se emprendan tales trabajos sin antes consultar al fabricante o manual de la turbina. Capítulo II

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B - Erosión por cavitación.

La erosión por cavitación se produce principalmente, sobre ruedas de acero ordinario o sobre ruedas de acero inoxidable que funcionan con saltos muy elevados o de velocidad específica superior a la que teóricamente le correspondería. En general, el proceso de erosión y la degradación de la materia, sobre todo en el caso de ruedas de acero inoxidable, son suficientemente lentos para que se puedan descubrir e intervenir en las inspecciones periódicas normales. Para evitar la aplicación de soldadura, y poner en servicio nuevamente en condiciones normales a las ruedas Pelton, se puede utilizar las técnicas de rectificado o limado en las zonas cavitadas, seguido de un pulimentado de las partes corroídas y de sus zonas próximas. Hay que tener cuidado de que en lo posible se restablezca el perfil hidráulico inicial. La erosión por cavitación puede manifestarse particularmente en los puntos siguientes: a) Costilla central del cangilón. b) Bordes exteriores de la cara de trabajo del cangilón. c) Ambos lados de las escotaduras de descarga. d) En el fondo de los cangilones. El mecanizado local puede ser aplicado ampliamente en las erosiones según los puntos a y b. En el caso de ruedas de acero ordinario, se deben rellenar las puntas cuando las erosiones son bastante profundas. En este caso el relleno de soldadura se hará con electrodos de diámetro pequeño de acero inoxidable 1/8”. Previamente a la soldadura, y es el caso general de todas las soldaduras en las zonas corroídas por cavitación, se tienen que reparar las zonas porosas por medios mecánicos. Los cordones de soldadura serán ligeramente martillados en caliente a medida que vayan siendo aportados, con el fin de evitar las tensiones debidas a la contracción del metal. Las erosiones de la costilla central serán eliminadas con piedra rectificadora dando de nuevo el ángulo inicial a las mismas. Después de una o varias intervenciones, si el adelgazamiento de la costilla se hace demasiado importante, se volverá a encontrar el espesor original bajando la altura de las aristas o bordes del cangilón. El desgaste admisible con relación a la altura de origen puede alcanzar 1% o incluso 1.5% de la anchura de los cangilones. Capítulo II

172


En los casos de ruedas de acero al carbono, las erosiones serán reparadas con los electrodos de acero inoxidable 1/8” tomando la precaución de no exceder las zonas corroídas, ya que en caso contrario, éstas tendrán tendencia a ser excavadas por el agua alrededor de las zonas reparadas. C - Erosión por abrasión

La erosión por abrasión normalmente provocada por arena puede ocasionar los siguientes defectos: a) La disminución de las costillas centrales y las de las escotaduras de descarga. b) La disminución del espesor del cangilón que se manifiesta sobre todo en la región del fondo y hacia la parte posterior. c) El desgaste local bajo forma de golpes de cincel que se manifiestan sobre la superficie del metal, notablemente en el fondo y hacia la parte posterior de los cangilones. La reparación de una rueda erosionada por abrasión dependerá del grado de desgaste. Se pueden distinguir dos fases: 1.- Un desgaste relativamente pequeño. La reparación se efectuará en este caso por: a)

El adelgazamiento y la regulación por mecanizado de las costillas centrales y

escotaduras de descarga, tolerando cierto rebajamiento de éstas últimas, pero respetando los ángulos de origen. b)

Daños en partes reparadas previamente con soldadura, estos se rectificarán

mecánicamente. Cuidando de no separar la soldadura del material base. 2.- Un desgaste fuerte. El rebajamiento de las escotaduras de descarga y de las costillas centrales pueden ser importantes y en este caso, será algunas veces necesario el relleno con soldadura. El acero de aportación será de preferencia de la misma composición a las del metal de base. Hay que señalar, no obstante, que se trata de un trabajo muy delicado que, según la naturaleza del metal de base, puede requerir precauciones especiales tales como un precalentamiento previo a la aplicación de soldadura, y eventualmente un recocido después. Esto es sobre todo necesario para las piezas de acero inoxidable. En este caso, debería evitarse en lo posible, el recargue de soldadura; y en todo caso consultar con el fabricante o con los instructivos de la turbina. Capítulo II

173


4

1

2

F

3

La

1.- Unión de costilla central y raíz 2.- Costilla central del cangilón. 3.- Escotaduras de descarga 4.- Unión del cangilón a la llanta. VISTA SEGÚN

F 4

1

2

RUEDAS PELTON CONTROL EN SERVICIO

Capítulo II

174


Capítulo II

175


REGIÓN 6

unión de los canjilones a la llanta

CROQUIS d

I

d'

7

unión a la llanta del nervio longitudinal

82

Interior de los canjilones extrados

2

DEFECTO POSIBLE

REMEDIO

LÍMITES DE INTERVENCI N

f i s u r a s Defecto I° - mecanizado o local al menos hasta porosidades d ~ d', soldadura cuando d d' Defecto 2' - mecanizado local dentro de límites bastante grandes abstenerse de soldar en esta región generalmente poco accesible .

fisuras (sobretodo) o porosidades

mecanizado local permitido dentro de límites bastantes grandes, según la altura del nervio reparación por soldadura cuando el nervio corre al riesto de estar demasiado entallado.

f i s u r a s Reparación por soldadura fisuras de las fisuras. raras o Reparación por soldadura porosidades de las porosidades que se encuentren lejos de las partes vulnerables. En el caso de aceros dificilmente soldables dejar tal cual es porosidades que no provocan perturbaciones en la evación (cavitación) y que encuentren cerca de las partes vulnerables

Capítulo II

176


2.5 AJUSTE DE CIERRE DEL DISTRIBUIDOR, CHIFLONES 2.5.1 Turbinas de reacción

Este ajuste aplica para las turbinas Francis o Kaplan, de las cuales su distribuidor está formado por paletas directrices, bielas, eslabones, anillo de mando y uno o dos servomotores de accionamiento al anillo de mando. Para realizar el ajuste de los álabes del distribuidor, se deben seguir los siguientes pasos, en el entendido que, el punto de partida es tener el distribuidor completamente desarmado, es decir las paletas directrices sueltas con los escudos de turbina en su sitio, sin bielas, eslabones, incluso desacoplado el anillo de mando de los eslabones y de los servomotores de accionamiento (no individuales). Calibr ación de holgur as entre paletas y placas de desgaste.

De acuerdo al sistema de carga o calibración axial de cada paleta directriz, se deberán repartir las holguras entre paletas directrices y placas de desgaste, para que la paleta quede suspendida o repartida y sobre su elemento de carga o limitador de carrera axial en ambos sentidos y que evita con ello que roce la paleta directriz con cualquiera de las placas de desgaste, se monta la biela y su seguro o cuña, dependiendo del diseño de estas partes, con la finalidad de que cada paleta gire libremente. Ajus te al cier re de paletas di rec tr ic es.

Una vez que se tienen todas las paletas repartidas axialmente y con la biela acoplada, se rodea o abrazan las paletas con un estrobo de acero con un diámetro suficiente que resista la tensión que recibirá, el estrobo se tensa con un tirfor o tecle de la capacidad necesaria, haciendo que cierren perfectamente todas las paletas formando un círculo preciso, dicha circunferencia se puede comprobar tomando como referencia partes maquinadas de las placas de desgaste. Se debe verificar con lainas calibradoras las holguras entre paletas, es decir al cierre, estando en esta condición, para que, las paletas directrices que no cierren completamente se hagan llegar mediante presión con herramienta (gato) directamente sobre cada paleta, apoyándose con indicadores de carátula, verificando que el cierre Capítulo II

177


completo se mantenga inmóvil con el estrobo bien tensado. Se deben presentar los eslabones y pernos en su lugar, mismos que por sus condiciones o dispositivos implícitos de ajuste deben acoplarse sin problema con el anillo de mando, sabiendo que éste último se debe encontrar en la posición de cierre ya calibrado contra los servomotores de accionamiento (la forma de calibración se tratará en los párrafos siguientes). Cuando existan puntos altos en los sellos entre paletas, que no permitan el cierre de toda la longitud entre paletas, se deberá proceder al ajuste manual con herramienta abrasiva. Una vez logrado el cero de holguras entre paletas, y verificado que los eslabones y pernos coinciden con sus ajustes, es necesario retirar los eslabones principalmente para hacer pruebas con el anillo de mando y servomotor(es). Acop lam ien to de s erv om otor es con el an illo de mando .

Con el anillo de mando completamente libre y deslizando sobre sus segmentos guía, acoplar el o los servomotores del distribuidor al anillo de mando con sus pernos bien calibrados y sus seguros colocados. Presurizado el sistema de regulación, purgar servomotor(es) y accionar varias veces la apertura y cierre, hasta asegurar que se recorre su carrera completa desde posición de cierre hasta 100% de apertura, asegurándose que el sistema oleodinámico no contenga burbujas de aire. El conjunto de servomotor(es) - anillo de mando en su punto de cierre, deberá abrirse un 3% de la carrera total, para continuar el armado en esta posición, ese pequeño intervalo de apertura servirá como zona de apriete final al cierre de álabes durante las pruebas y la propia operación de la turbina. Acop lam ien to de b ielas y eslab on es c on el anil lo de mando .

Realizar la colocación final de eslabones y pernos (de transmisión de par, excéntricos, fusibles, etc., según el diseño del fabricante) con el anillo de mando, aplicando los ajustes al cierre, correspondientes.

Capítulo II

178


Hacer posteriormente una verificación de todos los elementos que conforman todo el mecanismo de accionamiento del distribuidor, para verificar que todo se encuentra armado, completo, en su posición y sitio correctos, con todos sus elementos de seguridad aplicados o colocados (seguros, opresores, chavetas y otros). Retirar el estrobo que abrazaba las paletas y limpiar perfectamente toda el área de las placas de desgaste. Pruebas de accionamiento del distrib uidor a presión nomi nal.

Es importante que, antes de iniciar las pruebas de apertura y cierre del distribuidor completo, se asegure que todos los elementos estén lubricados, incluyendo las placas de desgaste sobre la pista donde se deslizará la paleta directriz correspondiente. Efectuar repetidas pruebas de apertura y cierre completas del distribuidor, verificando que no existan rozamientos entre paletas directrices y placas de desgaste, que no se escuchen sonidos extraños y que todo opere en forma normal, aprovechando para afinar la purga del o los servomotores. Levantamiento final de holg uras.

Manteniendo el sistema presurizado y con el distribuidor cerrado, efectuar el levantamiento final de holguras entre paletas al cierre así como entre paletas y placas de desgaste y asentarlo en el registro correspondiente, para integrarlo al informe de mantenimiento e historial. 2.5.2 Turbin as de acción

El ajuste de la carrera del conjunto servomotor-aguja, contra el sello o tobera, se realiza primeramente definiendo la carrera de la citada aguja, es decir, desde su posición de cierre hasta su posición de apertura total, esta puede obtenerse de planos del fabricante. Al cierre se limita hasta que llega la aguja al sello o tobera (0%) y la apertura es controlada por el varillaje o dispositivo de retroalimentación de posición de cada uno de los chiflones, a este varillaje o dispositivo de retroalimentación de posición debe marcársele la posición de apertura (100%), estos elementos puede formar parte integral del regulador de velocidad, para que esto se realice en forma coordinada con personal de Instrumentación y Control o personal que se encargue del regulador de velocidad. Capítulo II

179


El ajuste de la varilla o dispositivo de retroalimentación de posición es la clave para calibrar todos los chiflones a la misma posición, corroborando físicamente con la posición de las agujas de los chiflones, todos en posición de apertura. Tener cuidado con la calibración de la posición de los deflectores (que sirven para desviar el chorro del agua de los chiflones ante un disparo o paro rápido de la unidad), ya que actúan como elementos de seguridad de la turbina, deben accionarse correctamente y sincronizados, ya que normalmente este sistema de la turbina está vinculado directamente con la operación de los chiflones. 2.6 ANÁLISIS DINÁMICO Y BALANCEO

Una vibración excesiva es con frecuencia el primer síntoma de problema en un equipo rotativo. Por experiencia práctica en los distintos tipos de industria, es un hecho comprobado de que más del 70% de toda vibración que llega a encontrarse en la máquina en general, es debido a desbalance. El desbalance crea problemas porque reduce la vida de servicio de una máquina. Las máquinas fallan de manera prematura; dando como resultado un excesivo costo de mantenimiento y tiempo perdido. Así también, un rotor desbalanceado resulta mecánicamente ineficiente. Muchos de los problemas en edificios, tales como vibración del piso, de la tubería y red de ductos, pueden ser atribuidos a fenómenos de resonancia por desbalance en las unidades o por otras fuentes de excitación. El desbalance en partes rotativas puede ser originado por muchas causas; sin embargo, este desbalance generalmente estará presente cuando el centro de gravedad de la masa no coincide con el centro de figura o de giro. Se puede presentar en la construcción de un rotor a través de la falla en la homogeneidad del material, falla de simetría de la parte manufacturada, o bien a través de una distribución no uniforme de su masa o de la energía producida.

Capítulo II

180


Hay en el mercado muchas unidades portátiles y equipo de monitoreo en línea para balanceo dinámico. Sin embargo, no importando el tipo de equipo utilizado, es muy importante tener un conocimiento amplio y comprensión de cómo el desbalance está relacionado con la condición de la máquina para conseguir una suave e ininterrumpida operación. El trabajo satisfactorio de una máquina puede estar basado en el nivel de vibración establecido como aceptable. Mucho se ha escrito sobre este tema. Para balanceo dinámico el nivel de vibración es normalmente medido en las chumaceras de una máquina, perpendicularmente a la flecha en rotación. El desbalance es identificado cuando la frecuencia de vibración se produce en una pulsación por revolución (1 x rpm) del elemento rotativo. Este es el principio fundamental para balancear. NOTA: Es muy importante el análisis de las lecturas resultantes para asegurarse de que la señal de la vibración predominante está siendo ocasionada por un desbalance y no por algún otro defecto común en la máquina, tal como desalineamiento, aflojamiento, chumaceras en mal estado, etc., todos estos defectos tienen sus propias características de vibración, de manera que uno debe establecer claramente el problema antes de tratar de hacer una corrección. BALANCEO DE ROTOR EN UN PLANO

Se dice que una máquina está desbalanceada cuando en movimiento produce vibración. El concepto de balanceo es contrarrestar con contrapesos colocados en posiciones adecuadas las fuerzas centrífugas que no estén equilibradas. Después de tener la certeza de que se trata realmente de un desbalanceo de rotor, se procede a efectuar el balanceo del mismo. Cuando se trata de balancear rotores verticales, los pesos de balanceo de prueba y correctivos, deberán colocarse en un plano horizontal, de preferencia en la estructura o araña del rotor, asegurando que la aplicación de la soldadura sea la adecuada para evitar el desprendimiento del cuerpo con consecuencias catastróficas. Capítulo II

181


Existen equipos (algunos como GE, Bently, CSI, entre otros) que permiten obtener información para analizar y lograr el balanceo de rotores en muy corto tiempo, estos equipos son indispensables aún tratándose de rotores de diferentes tipos y medidas, es necesario efectuar ajustes y calibraciones; sin embargo, las mediciones y observaciones de su comportamiento se deben tomar cuando está en operación y girando sobre sus propias chumaceras. En todos los casos se supone que la magnitud del desbalance es proporcional a las vibraciones producidas y en todos los cálculos se trabaja con las fuerzas medidas en unidades de desplazamiento. La dirección del desplazamiento nunca coincide con la dirección de la fuerza que lo produce; es decir, si se le marca físicamente el punto alto (dirección del desplazamiento) de la flecha de un rotor desbalanceado por una fuerza P (punto pesado), habrá un ángulo de atraso (alfa), comprendido entre la dirección de la fuerza y la dirección del desplazamiento; a éste se le conoce como ángulo de atraso.

l e d n i ó z a c r e c e i r f u D

D

Punto alto

Punto pesado

P

Todos los instrumentos de balanceo determinan solamente el punto alto. El ángulo de atraso

se puede determinar haciendo una corrida con contrapesos de

α

prueba y calculando los efectos. Es muy conveniente que el contrapeso necesario para balancear el rotor se coloque diametralmente opuesto al punto pesado o bien a 90° atrás del punto alto. A continuación se presenta un ejemplo de balanceo en un plano para un rotor de una unidad hidroeléctrica de 180 MW, cuya masa rotativa es de 700 toneladas aprox:

Capítulo II

182


Durante el mantenimiento mayor a la unidad se requirió desmontar los contrapesos del rotor, siendo necesario volver a fijarlos definiendo su correcta posición. Después de haber montado y revisado cuidadosamente cada sistema de la unidad, se prepara la máquina para tenerla en condiciones de rodarla, esto es, ya habiendo verificado que no existan rozamientos, que los niveles de aceite sean correctos, que estén abiertos los sistemas de agua de enfriamiento y que no existan fugas en los mismos, llenado de tubería de presión y demás previsiones de acuerdo a la lista de verificación del protocolo de puesta en servicio, inicia el rodado con una pequeña apertura en el distribuidor; después de haber confirmado que la unidad rodó suavemente cuando se le aplicó un empuje de cinco personas, teniendo las bombas de prelubricación (gateo de aceite de la chumacera de carga) operando de manera normal, los frenos fuera y la tubería de presión vacía. La unidad se rodó primeramente sin pesos de balance, observándose una vibración demasiado alta, por lo que se giró a una velocidad de 97 r.p.m., registrándose únicamente la vibración de la chumacera guía generador, la vibración no fue registrada en el analizador de vibraciones por ser demasiado alta y salir del rango de medición. Realizando varias corridas para corregir en cada una los pesos de balance, basándose en el procedimiento de balanceo en un plano, se fue disminuyendo la amplitud de la vibración en la chumacera guía generador, esto fue con la unidad rodando a la velocidad nominal de 128.5 r.p.m. Existen procedimientos para efectuar balanceos de rotores rígidos normalizados y sugeridos por el Instituto de Ingeniería Eléctrica, el LAPEM y la oficina de análisis dinámico de la Subdirección de Generación. Por lo que, en el presente ejemplo se aplicó el balanceo en un plano. 1. Estando la unidad parada se procede a instrumentar colocando en la unidad: tres sensores de desplazamiento de 200 milivolts por mil´s, montados en las chumaceras guía-generador (2 pzas.), un sensor en la chumacera guía turbina, un tacómetro óptico, un graficador de coordenadas polares y un analizador de espectros (amplitud-frecuencia)

Capítulo II

183


2. Se marca físicamente dentro del rotor la posición cero grados con una cinta o con plumón marcador referenciándolo en la gráfica. 3. Inicia el rodado inicial para medir el vector de desbalance anotando la amplitud y el ángulo, obteniendo de esta manera las coordenadas polares. La amplitud puede ser en

micras (μm) o en mil ésimas de pulgadas (mil’s). 4. Se para la unidad. 5. Se define el peso inicial de prueba y la posición angular dentro del rotor, posteriormente se suelda al cuerpo de la araña, garantizando su fijación. Se coloca una cinta reflejante en la flecha para tener la medición de las revoluciones a través de un sensor óptico. 6. Se fija la pieza metálica (peso de prueba) en el punto definido sin provocar daños a otros elementos. 7. Se procede a rodar la unidad hasta su velocidad nominal o a la velocidad en la cual se efectúe el balanceo, para registrar los valores de la amplitud y el ángulo del vector efecto. 8. Se toma el valor del vector efecto resultante del peso de pruebas (nuevo punto alto). 9. Se para la unidad y se verifica si los valores obtenidos están dentro del rango aceptable, en caso contrario continuar con los cálculos. 10. Se realiza el cálculo del peso de corrección y se determina su posición en el rotor. Para calcular el peso de corrección, se utiliza la relación: m = Mo Q ;

Q= (-Vo ) = Factor de corrección Vi - Vo

Donde: Mo = Peso de prueba (kg) m = peso de corrección (kg) Vo = Vector original medido en magnitud (micras) y ángulo ( ° Vi = Vector efecto medido en magnitud (micras) y ángulo ( °

). ).

Vo – Vi = Vector de referencia (micras) 11. Si el peso de corrección y la posición son los adecuados, entonces el rotor está balanceado. Capítulo II

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De los cuidados y precisiones que se tengan en las mediciones de velocidad, amplitud y peso; dependerá mucho la corrección del desbalanceo. Tomando en cuenta los pasos descritos anteriormente, se realizó el balanceo; sin embargo, considerando la alta vibración en la chumacera guía generador, cuyos valores no aparecieron en el rango de la escala de la gráfica, fue necesario iniciar el proceso ajustando primero los valores de la chumacera guía turbina. A continuación se muestran algunos ejemplos de cálculo durante las etapas (corridas) del proceso de balanceo. El primero, se refiere a la primera corrida considerando los valores capturados en la chumacera guía turbina y el segundo, a la primera corrida considerando los valores capturados en la chumacera guía generador. Ejemplo 1 de cálculos analíticos:

Se anotan los vectores, el inicial y el del efecto resultante después del peso de prueba. Vo = 284 (micras) 65° Vi = 340 (micras) 13°

vector inicial, capturado en la corrida cero. vector de efecto después de colocar el peso de prueba

El peso de prueba fue de: Mo = 104 (kg) colocado a 240°. Haciendo la conversión de coordenadas polares a rectangulares para resolver: Vo = 284 a 65° = 284 cos 65° + 284 ί sen 65° = 120.02 + 257.4 ί V1 = 340 a 13° = 340 cos 13° + 340 ί sen 13° = 331.3 + 76.48 ί La resta es: V1- Vo = 331.3 - 120.02 + 76.48 ί - 257.48 ί V1- Vo = 211.28 - 180.92 ί La magnitud resultante es: | v1-vo | =√ (211.28)2 + (180.92)2 = 278.15 El ángulo resultante es de: ángulo = tg –1 (- 180.92 )= - 40.5° 211.28 Por estar en el cuarto cuadrante, entonces: ángulo = 360 – 40.5 = 319.5° Por tanto el factor de corrección es: Q = - Vo Vi – Vo

=

-

284 a 65° 278.15 a 319.5°

Q = - 1.02 a - 254.5°, para dejar con signos positivos a la magnitud y al ángulo, se tiene: Q = 1.02 -254.5° + 180° = 1.02 -74.5°, magnitud positiva. Q = 1.02 -74.5° + 360° = 1.02 285.5°, ángulo positivo. Capítulo II

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Aplicando el factor de corrección al peso de prueba de 104, se tiene: m = 1.02 (104 kg) = 106 kg peso de corrección. Aplicando el factor de corrección al ángulo del peso de prueba, se tiene: 285.5° + 240° = 525.5° - 360° = 165.5° Por lo tanto la magnitud y el ángulo del peso de corrección será: m = 106 kg

165.5°

Ejemplo 2 de cálculo

Teniendo: Mo = 40 kg

23°

, peso de prueba colocado a 23°,

Convirtiendo los vectores de coordenadas polares a rectangulares Vo = 600 272° = 600 cos 272° + 600 ί sen 272° = 20.93 – 599.6 ί Vi = 500

282° = 500 cos 282° + 500 ί sen 282° = 103.95 - 489.07 ί

La resta de vectores: Vi- Vo = 83.02 + 110.54ί Convirtiendo de rectangulares a polares 1v1-vo1 = √ (83.02)2 + (110.54)2 = 138.24 ángulo = tg –1 110.54 = 53.09°

83.02 Vi- Vo = 138.24

53.09°, para encontrar a Q, se tiene:

Q = -600 272°

= - 4.38

218.9° + 180° = 4.38 a 398.9°

138.24 53.09° Entonces : Q = 4.38

38.9°, se multiplica por el peso de prueba y se suma el ángulo:

m = 4.38 (40) = 175.2 kg. m = 175.2

38.91° + 23°

m = 175.2 62°

La masa inicial como peso de prueba es Mo= 104 colocada a 240°, contados en sentido contrario al giro de la unidad, a partir del punto cero marcado en la flecha (referenciado a la correspondiente aspa No.14 del rotor del generador). Capítulo II

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Los pesos se colocaron siempre en el mismo plano sobre la estructura (araña) del rotor del generador. Después de varias corridas, calculando y modificando la magnitud y el ángulo del peso de corrección, hasta colocar 234.6 kg a 231°, se logró disminuir el cabeceo de 284 hasta 128 micras, medidas en la cuba de la chumacera guía turbina, con esto ya fue posible capturar los valores de la guía generador dentro de la escala. A continuación se muestra la primera tabla de los vectores (amplitudes y ángulos) registrados en la chumacera guía turbina.

Mo = 104 kg. a 240° peso de prueba Vo =

284 65°

284 65°

284 65°

Vi =

340 13°

193 102°

128 111°

Q=

0.946

1.62

1.39

106 165.5°

168.5 207.5°

M

=

234.6

231°

Continuando con las corridas para el balanceo se colocaron 202.4 kg más a 90°, lográndose disminuir el cabeceo 600 a 100 micras, medidas en la cuba de la chumacera guía generador.

Mo = 40 kg a 23° peso de prueba Vo = Vi

=

Q = M

=

600 272°

600 272°

450 330°

450 330°

500 212°

180 50°

185 335°

100 340°

4.28

0.8

1.55

1.58

175 61.5°

136.9 250°

212 98°

202.4

90°

Finalmente, el conjunto quedó balanceado con un peso total de 437 kg, colocados en diferentes puntos de la araña del rotor. Esto para la condición de rodado en vacío. Cuando la unidad generadora se excitó, los valores de las mediciones fueron las siguientes: 0 kV

5 kV

15 kV

CHUMACERA GUIA GENERADOR EJE Y:

100

118

120

CHUMACERA GUIA GENERADOR EJE X:

78

80

110

CHUMACERA GUIA TURBINA Y:

100

105

120

Capítulo II

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Comentarios: Estos valores de acuerdo a la gráfica de vibraciones permisibles, están dentro del rango normal de operación y de acuerdo con el historial de la unidad, corresponden a valores normales de operación; sin embargo, se debe hacer notar que cuando se excita al generador, por desbalance magnético, los valores de vibración para ambos ejes x e y, en la chumacera guía generador, se incrementaron. Lo anterior podría ser ocasionado por: a).- deformación del estator; b).- deformación del rotor; c).- polo o polos con espiras en corto; d).- mal centrado del rotor con relación al estator. Se recomienda tomar vibraciones cada tres meses, con máquina fría y máquina caliente. A continuación se muestra la carta de severidad para vibraciones mecánicas en las máquinas de generación hidroeléctricas:

Capítulo II

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Capítulo II

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2.7 COMPUERTAS Y VÁLVULAS DE ADMISIÓN 2.7.1 Compuertas en obra de toma.

Uno de los elementos más importantes para la protección y/o control de una turbina hidráulica y de la correspondiente tubería a presión, es la compuerta de obra de toma, teniendo como función primordial el efectuar un sello al paso del agua del embalse al conducto a presión y la turbina, facilitando la inspección o mantenimiento a las partes internas de las mismas. Las compuertas comúnmente instaladas en las centrales hidroeléctricas son del tipo rodante, con operación en forma inclinadas o totalmente verticales, utilizando para su rodado una pista anclada en el concreto. Las partes constituyentes de una compuerta se pueden resumir en: Tambor de la compuerta Dispositivos para izaje Sellos de neopreno Ruedas By-pass Guías de desplazamiento. El accionamiento para izaje de las compuertas puede realizarse a través de polipastos, grúas pórticos o servomotores hidráulicos con émbolo de simple efecto. Un arreglo de compuerta deslizante accionada con servomotor hidráulico está constituido principalmente por el servomotor, sistema oleodinámico, sistema de freno de la compuerta, by-pass, eslabones (astas) y dispositivos de maniobra para izaje. Estas compuertas están normalmente abiertas, en posición de espera, listas para cerrar por gravedad en agua muerta o bajo cualquier condición de flujo por emergencia. El mando y control de las compuertas puede efectuarse localmente desde las casetas de mando de la obra de toma o a distancia desde la sala de control de la central. El mando y el control de las compuertas son: Capítulo II

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1. Mando de apertura. 2. Mando automático de sustentación de la compuerta. 3. Mando de cierre. 4. Mando de by pass El cierre se efectúa en tres fases distintas: 1.

Fase de cierre veloz hasta poco arriba de la altura crítica y es regulada por la

válvula de freno de la compuerta. 2.

Fase de cierre intermedio hasta el cierre casi completo y es regulada también por la

válvula de freno de la compuerta. 3.

Fase de cierre lento o amortiguamiento, correspondiente al último tramo de cierre de

la compuerta y al cierre del sistema de by-pass. Estas compuertas pueden ser accionadas desde la obra de toma a través de controles locales para fines de mantenimiento, así como los periodos de recuperación a la posición de apertura total. Para compuertas con accionamiento a base de servomotor, se recomienda de ser posible, verificar en forma trimestral tanto los tiempos de cierre y apertura de la compuerta, así como los períodos de recuperación a la posición de apertura total, con la finalidad de confirmar que los valores obtenidos están conforme a los de puesta en servicio, con lo cual se puede diagnosticar que los elementos no tienen desgastes y que operan correctamente. Así mismo si el tiempo de apertura de la compuerta aumenta puede ser una señal de que existen fugas a través de las válvulas, tuberías o accesorios integrantes del sistema oleodinámico o existen desgastes en las partes internas de las bombas de aceite, impidiendo que la compuerta abra en los tiempos establecidos. Para el caso de centrales hidroeléctricas que tengan incluidos acumuladores hidráulicos en el sistema oleodinámico de la compuerta, se deberá tomar los tiempos en que tarda la recuperación de la presión de aceite para continuar la sustentación de la compuerta en su posición completamente abierta. Con lo anterior se diagnosticará el estado de las Capítulo II

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bombas, posibilidad de fugas internas a través de las válvulas y el estado de los acumuladores hidráulicos. En caso de efectuar un mantenimiento mayor a las compuertas que implique sustitución de empaquetaduras y mantenimiento a ruedas, bujes o chumaceras de bronce y otros elementos, se recomienda exista coordinación entre las áreas que intervendrán en el mantenimiento con la finalidad de tomar todas las lecturas posibles de referencia de las partes, antes y después del mantenimiento, con la finalidad de que la compuerta no tenga problemas durante su prueba de funcionamiento. Se hace hincapié de que las compuertas deben operarse de acuerdo a las instrucciones del fabricante o instructivo de operación de la central, por lo que no debe forzarse la apertura de la misma con el fin de reducir los tiempos de llenado de los conductos a presión, estableciéndose que el gasto para llenado de la tubería a presión a través del by-pass de la compuerta no debe superar el 10 % del gasto nominal de la turbina, evitando con ello una sobrepresión del aire que provoque una súbita expulsión del agua en el conducto de aireación, la cual puede provocar daños a la estructura de la compuerta u otras estructuras libres, que incluso puedan poner en riesgo la integridad física del personal que eventualmente se encuentre cerca de la obra de toma correspondiente. A continuación se presenta un ejemplo para determinar el gasto de llenado de una tubería a presión: Supuestos :

Q nominal de la turbina = 60,0 m 3/seg Área de paso por by-pass = 0.5 m 2 H= Altura entre by-pass y nivel del embalse = 5,0 metros Fórmula:

Q = VA Donde: Q = Gasto de llenado en m 3/seg V = Velocidad del agua en m/seg.

V=

= 4.43

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Efectuando la sustitución y operaciones respectivas se obtiene un resultado de Q=0.5(4.43

= 0.5(9.905)=4.95 m 3/seg

Conclusión:

El resultado de 4.95 m 3/seg se aproxima al 10% del gasto nominal de la turbina, es decir 6 m3/seg, por lo que se concluye que las condiciones en que es llenada la tubería a presión de este supuesto es correcta. Cuando se requiera llevar a cabo inspecciones con la compuerta cerrada, es importante que las rejillas (entrada-hombre) instaladas en las bocatomas, una vez terminados los trabajos, sean siempre colocadas para salvaguardar la seguridad de personal de buceo y evitar el paso de materiales no deseados a la turbina. Dentro de los criterios y recomendaciones para el diseño de las compuertas que pueden ser útiles durante las inspecciones y mantenimiento de las mismas, se pueden mencionar: Valores límite de fuga en el sello: Fuga medida por cada metro de sello 0.03 dm 3/seg. Fuga concentrada 0.2 dm 3/seg. Relación de ancho/altura de 0.6 La compuerta debe cerrar por gravedad y contra el flujo máximo del agua así como a velocidad de desboque de la turbina. Para asegurar el cierre por gravedad, el diseño debe considerar como mínimo, que el peso neto de las compuertas exceda en un 25 % la suma de todas las fuerzas de fricción que se oponen al cierre. Tiempo de cierre: Normalmente este se lleva a cabo en tres etapas y con un tiempo aproximado de 1 min. La aereación natural debe estar libre para asegurar que no se presenten subpresiones excesivas aguas debajo de la compuerta al momento del cierre y provoquen daños en la compuerta.

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2.7.2 Válvul as de admisión de la turbina.

2.7.2.1 Válvulas de mariposa. Estos dispositivos tienen como principal función ser un órgano de seguridad de las turbinas y en su caso, aislarlas para fines de mantenimiento y ahorro de agua durante los paros, evitando fugas y posible erosión de paletas y placas de desgaste. Su característica principal es su confiabilidad y debe operar normalmente en cada arranque y paro de unidad. Su accionamiento está ligado al automatismo del regulador de velocidad y por lo tanto es oleodinámico, asegurando su cierre mediante un contrapeso (si aplica), lo anterior implica que cuando está abierta, el servomotor de apertura está venciendo la carga del contrapeso y se mantiene la presión del sistema oleodinámico en la cara de apertura del émbolo accionador. Es normal que su eje de giro no sea precisamente el diámetro del cilindro que constituye el cuerpo de la válvula, sea de eje horizontal o vertical, exponiendo la mayor área de la válvula sobre la cara de cierre. Para facilitar el trabajo del servomotor y un llenado de la carcaza espiral hasta igualar presiones en ambos lados de la válvula, se instala una tubería con su válvula accionada también normalmente por el mismo sistema oleodinámico, llamada de by-pass, con diámetro ligeramente superior al área correspondiente a la holgura de las paletas directrices con las placas de desgaste. Ello para lograr una efectiva igualación de

presiones en un tiempo razonablemente corto. Cuando se trata de válvulas de mariposa para protección de la tubería de presión, instaladas cerca del pie de la toma y su carga hidráulica es baja, cuentan con tubería de by-pass y su válvula correspondiente que debe permitir un gasto inferior al 10 % del gasto de diseño de dicha tubería, misma que debe estar equipada con válvulas o sistemas de aereación. La operación de estas válvulas de mariposa puede ser por instrucción manual o automática, por incremento en la velocidad del agua en la descarga de la misma, como Capítulo II

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consecuencia de rotura de la propia tubería de presión; ese incremento de velocidad del agua es detectado por un dispositivo que opera automáticamente el cierre de la válvula. En todos los casos, la apertura se aprueba a través de un permisivo que indica que las presiones en ambos lados de la válvula son sensiblemente iguales. El cierre puede efectuarse a pleno gasto (por falla en el regulador de velocidad). La disposición del eje de giro de la lenteja que constituye el elemento de cierre de este tipo de válvula, como antes se apuntó, puede ser horizontal o vertical. Se tienen instalaciones en C.F.E., con ambos tipos, teniendo en ambas muy alta confiabilidad, como son las Centrales Temascal y El Infiernillo. A pregunta expresa de cuál de estos arreglos de eje de las válvulas de mariposa es más confiable, es el de eje vertical, pues su apoyo, tipo chumacera de carga, es muy confiable y en lo relativo a los bujes o chumaceras de giro, no tienen trabajo o carga importante que desgaste sus chumaceras y sellos del eje en sus extremos. Estas válvulas, que desde luego son más costosas que una válvula cilíndrica, no nada más por la propia válvula, sino porque requieren un espacio importante, que cuando se trata de una casa de máquinas con varias unidades generadoras en caverna, requiere galería aparte y grúa viajera, con los costos que ello implica. Para una central con tuberías comunes como es el caso de las centrales antes referidas, es obligado el uso de válvulas de mariposa, aún cuando se haya abatido el factor de Planta y ello implique mayor número de arranques y paros por año. Lo que si tiene que vigilarse y periódicamente anotarse, son: tiempos de paro de la unidad, tiempo de cierre de la propia válvula, presión después de la válvula cuando esta se haya cerrado, inspecciones programadas cerrando compuertas de desfogue y vaciando el tubo de aspiración y carcaza, con las válvulas de mariposa y by-pass previamente cerrados (con seguros en los mandos de estas válvulas) a fin de confirmar su hermeticidad, inspeccionando desde dentro. Estas válvulas requieren generalmente muy poco mantenimiento y como se dijo antes, son muy seguras, aún con operaciones diarias, resultando un dispositivo prácticamente indispensable en las centrales con esos arreglos.

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En algunas válvulas de este tipo, es necesario reemplazar los empaques de sello y ocasionalmente ajustar la zona metálica de cierre, lo cual exige el cierre de la tubería completa y el trabajo debe realizase con personal y material previamente seleccionado. Se recomienda cambiar sellos cuando la fuga de agua: impida llevar a cabo inspecciones y mantenimientos en la turbina; el gasto de fuga casi igual a la que es posible extraer con la válvula de drenaje de la carcasa espiral o del tubo de aspiración; cuando la fuga sea mayor al equivalente a 50% del gasto en agua de enfriamiento para la unidad generadora. Estos criterios se aplican cuando el propósito de la libranza sea exclusivamente mejorar el sello de la válvula. Es lógico que se aproveche para ajustar el sello de la válvula de by-pass en esas oportunidades. El mantenimiento mayor de estas válvulas, implica, además de los trabajos descritos anteriormente, ajustar chumaceras y revisar muñones de la flecha en ambos extremos y ajustar sellos, requiriéndose para ello, organizar y planear bien los trabajos, personal, equipo, materiales, manual, planos y maniobras de seguridad; actividad preliminar como lo es la prueba de dispositivos de maniobra: estrobos, eslingas, grúa, entre otros, así como equipo de soldadura para rellenar, equipos para rectificar, ajustar, etc. Es una práctica aconsejable, aflojar y volver a apretar tornillo por tornillo y tuerca por tuerca, identificándolas para su adecuado y fácil armado, para que cuando se autorice la libranza para el mantenimiento, no se pierda tiempo en esta tarea. Las holguras entre flecha y buje, deberán confirmarse según planos del fabricante y podrán ser verificados antes de definir el mantenimiento mayor, además de las mediciones cualitativas antes descritas. La prueba para las válvulas de eje horizontal, se efectúa levantando un extremo de la flecha con la grúa y colocando previamente un indicador de carátula en una parte superior de la flecha, apoyando la base del indicador en el cuerpo de la válvula, dar orden mediante un toque, de izaje y medir el desplazamiento. Más práctico podría ser medir esta holgura con ayuda de gatos hidráulicos que puedan cargar el extremo de la flecha, de preferencia sin el contrapeso. Esta maniobra se recomienda sólo si se tienen los medios y capacidad para efectuarlos.

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Tanto las válvulas de eje horizontal como vertical, tienen el contra-peso señalado anteriormente, por lo que si hay fuga en el émbolo del servomotor o fugas en el sistema oleodinámico, deberá reposicionarse en apertura plena, debiendo verificarse ajuste y medir tiempos. 2.7.2.2 Válvula esférica. Como complemento, para válvulas esféricas, normalmente usadas en la entrada de turbinas con una presión de entrada superior a los 150 m de caída, requieren para su apertura una válvula de by-pass con funciones similares a las descritas para la válvula de mariposa. Su operación es igualmente requerida en cada arranque y paro de unidad, asimismo para efectos de mantenimiento, se deben verificar los sellos móviles y fijos, estimando la fuga a través de la descarga del caracol, con los chiflones abiertos y sin fugas, es decir que la descarga sea suficiente para drenar el agua, de lo contrario es necesario planear y ejecutar el mantenimiento requerido.

Válvula esférica en proceso de fabricación de la C.H. Mazatepec

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Diagrama de operativo de válvula esférica C.H. Cupatitzio.

2.7.3 Válvul as cilíndr icas en turb inas tipo Francis; con caídas de diseño mayores a 150m y gasto s superio res a 200 m 3/seg.

Ante la falta de hermeticidad y la carga hidráulica de diseño de las turbinas como las instaladas en la ampliación de la C.H. Chicoasén, la C.H. El Cajón y la C.H. La Yesca, Comisión Federal de Electricidad; ha decidido instalar válvulas cilíndricas en las turbinas, las cuales consisten en un cilindro que se desplaza del escudo superior o tapa de la turbina, hacia el escudo inferior, precisamente en el espacio que dejan las paletas fijas del antedistribuidor y las paletas directrices en su posición de cierre en la secuencia de paro. Dadas las dimensiones de este cilindro, es indispensable que su desplazamiento a su posición de cierre, se efectúe con mucha precisión, a fin de conservar sus sellos y evitar se atore por desplazamientos desalineados de subir-bajar (apertura y cierre) de los Capítulo II

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dispositivos de operación (sistema oleodinámico que mueve en forma sincronizada los servomecanismos) en las secuencias de arranque y paro de las unidades generadoras. Este arreglo evita la fuga y erosión que se presenta entre las paletas directrices durante los paros de las unidades generadoras, cuando no se tiene válvula de mariposa y el único medio de cierre previo es la compuerta de la obra de toma, lo cual no es práctico para hacerse diariamente o más continuo, pues las maniobras de cierre, vaciado, llenado de la tubería de presión no es compatible con la disponibilidad de las unidades generadoras que exige El Centro Nacional de Control de Energía, además de que no están diseñadas las compuertas de toma para una operación diaria.

Válvula cilíndrica que opera entre las paletas fijas y paletas móviles de las tuebinas en la C.H. El Cajón

La válvula cilíndrica tampoco está diseñada para operación diaria, por lo que habrá que administrar su uso, sobre todo durante el estiaje, que es la temporada del año en que se requiere la operación diaria de las unidades durante las horas de máxima demanda.

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2.8 APRIETE DE BARRAS EN ROTORES DE GRAN TAMAÑO

En el año 1984, se realizó la primera rehabilitación de una unidad generadora hidro mayor en el ámbito nacional, siendo esta la unidad No.1 de la Central Hidroeléctrica Malpaso que cuenta con una capacidad de 180 MW. Durante la etapa de montaje, el ingeniero especialista y responsable del mencionado mantenimiento, elaboró un procedimiento para el apriete uniforme de las 42 barras de compresión del rotor del estator, el cual contempla la metodología para reapretar barras midiendo simultáneamente su deformación y sin perder la circularidad de rotor a su diámetro de 11m. El apriete de las barras se realiza con herramienta mecánica y de manera manual con el personal, quienes al girar el tornillo empujan una cuña sometiendo a compresión la barra, esto provoca una microderformación en la misma que se mide por medio de un arreglo eléctrico (dummy), utilizando cajas de medición, cables y deformímetros (straingages), también llamados extensómetros; considerando que se debe aplicar una fuerza de compresión determinada por el fabricante y que el material se encuentra en su zona elástica se aplica la Ley de Hooke, donde los Esfuerzos son proporcionales a las Deformaciones, teniendo lo siguiente: Micro deformaciones = Fuerza (F) por longitud de la barra (L) divida entre el módulo de elasticidad (E) y entre la sección de la barra (A), con esto se calculan las microdeformaciones que deben leerse con el uso de deformímetros. Para asegurar la circularidad geométrica del rotor mediante el continuo monitoreo de la periferia del rotor, durante el apriete de las barras, el ingeniero responsable del mantenimiento en cuestión diseñó un dispositivo a base de tres sensores de desplazamiento de 200 (mVolts/mm), una fuente de poder, cables y un medidores de proximidad montados sobre un compás estructural (tipo Fink triangular con 9m de largo) para maniobras, giratorio, que acoplado al muñón de la chumacera guía generador, permite obtener mediciones de los desplazamientos externos de la periferia del rotor después del apriete de cada barra de compresión, garantizando que el rotor con sus 56 polos instalados mantenga su centro geométrico (centroide). Esto evita la participación del tecnólogo y de consultores extranjeros, además el personal de mantenimiento está capacitado para futuras intervenciones de montaje. Esta metodología está vigente a la fecha y se continúa aplicando cuando se requiere. Capítulo II

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Instalación del arreglo eléctrico y toma de lectura de las microdeformaciones de cada barra de compresión

Colocación del dispositivo compás estructural para monitorear y asegurar la circularidad del rotor eléctrico

Medición con sensor de desplazamiento en 3 puntos verticales en la periferia del rotor

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Instrumentación de las barras de compresión con deformímetros (extensómetros) con base a procedimiento

Desplazamiento de la cuña (trapecial antagónica) para comprimir la barra por medio del apriete del tornillo

Apriete de barras de compresión con el apoyo de dados, manerales, tubo y personal de mantenimiento

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CAPÍTULO III.- MANTENIMIENTO A EQUIPO AUXILIAR 3.1 BOMBAS, EDUCTORES Y COMPRESORES 3.1.1. Bombas.

Las bombas son elementos muy usados en centrales hidroeléctricas, generalmente de diferentes tipos y para los siguientes fines: a) Para achicar el agua de los cárcamos de drenaje en casa de máquinas, en turbinas y tubos de aspiración (con fines de mantenimiento) y descargarla al desfogue. b) Almacenar agua en tanques elevados, para suministro al sistema de agua de enfriamiento del equipo principal, sistemas contra incendio y de auxiliares que lo requieran, cuando no es económico, obtenerlo de la(s) tubería(s) de presión. Se incluyen las de las plantas de tratamiento en los casos de aguas negras alimentando centrales con alta caída. c) Para suministrar aceite lubricante a las chumaceras de las unidades generadoras; esto es, con alta presión y bajo caudal proporcionar aceite lubricante entre los segmentos de la chumacera de carga y el anillo de carga, en unidades de eje vertical que así lo requieren, lo que se conoce como “gateo de aceite”. d) Para proporcionar aceite a presión a los sistemas de regulación de velocidad y sistemas oleodinámicos para el accionamiento de servomecanismos en compuertas, válvulas y gatos de izaje de la masa rotativa de la unidad, para el “gateo de aceite” en las chumaceras de carga. 3.1.1.1.- Bombas para el achique de cárcamos de drenaje. Normalmente de tipo de pozo profundo, con motor exterior o sumergible, de varios impulsores (aproximadamente uno por cada 10 metros de columna de descarga). Su funcionamiento está normalmente automatizado y operan en función de una programación relacionada con el nivel en el cárcamo. Las de tipo pozo profundo, de eje vertical y motor en el extremo libre, tienen en la parte superior de la flecha, arriba del balero de carga del motor, una tuerca para ajustar la posición axial de toda la flecha (del motor y de la bomba) con la que se puede adecuar la holgura axial de los impulsores de la bomba, mejorando su rendimiento. Capítulo III

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Lo anterior se comprueba con la bomba parada.- Se da vuelta a la tuerca para subir la flecha hasta que los impulsores topen con las partes fijas. Aflojar la tuerca de acuerdo a lo que indique el instructivo de la bomba.- Arrancar y tomar vibraciones, ruidos, amperaje del motor a tensión nominal, presión de descarga y de ser posible, estimar el caudal de descarga, ya sea por la cantidad de agua en el chorro y la distancia en la descarga (si es horizontal) al terminar el tubo y la vertical de dicho chorro, o cubicando el cárcamo para estimar el volumen extraído en un tiempo definido. Para una operación confiable de estas bombas centrífugas de varios impulsores, se recomienda que el control automático ordene el paro de la bomba cuando el nivel, en el cárcamo, alcance el correspondiente a la carga positiva neta de succión (npsh), definido por el fabricante. Igualmente, cuando la descarga de la bomba al desfogue es alta y/o larga es necesaria una válvula automática para aliviar el golpe de ariete por paro del motor de la bomba. Se recomienda verificar la operación de estos dispositivos cada seis meses. Para los casos en donde se tiene demasiada altura y distancia de la descarga de las bombas, es conveniente la instalación de válvulas de alivio de golpe de ariete. Mantenimiento de la bomba. Con los registros del comportamiento de la bomba: a) Amperaje que toma el motor a tensión nominal y nivel definido en el cárcamo. b) Vibración y ruido. c) Presión de descarga. d) Gasto o caudal estimado. Tomados estos registros cada 6 meses, se puede diagnosticar el comportamiento del equipo y programar su mantenimiento. Adicionalmente, se debe comprobar donde aplique, que las válvulas aliviadoras del golpe de ariete funcionen adecuadamente en cada paro, evitando excesivos golpes de presión en el sentido axial de la flecha, además del posible deterioro de la propia bomba y la tubería. Las flechas de las bombas giran dentro del tubo de descarga y los tramos son roscados y acoplados tanto del tubo como de la flecha. La programación del desarmado con fines de mantenimiento, debe ser realizado cuando: Se acusa una vibración anormal que no provenga del motor eléctrico y exista una disminución en el flujo, presión de descarga y que el amperaje del motor no disminuya e Capítulo III

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incluso se incremente. Algo similar puede ocurrir si la criba o pichancha de succión está obstruida por basura. Es posible que con un paro, se auto destape, se recomienda hacer la prueba, si el problema persiste, reajustar la posición axial de los impulsores con la tuerca superior y verificar nuevamente caudal, presión de descarga, amperaje y vibración. Efectuar revisión de pichanchas o filtros con el personal de buceo. Si el problema aún persiste, programar el desarmado y sustitución de la bomba. Desacoplar el motor y revisarlo cuando se acuse una vibración o ruido anormal y alta temperatura en baleros, con posible incremento en el amperaje que toma el motor. 3.1.1.2.- Bombas para achique del cárcamo de drenaje tipo sumergible. Para bombas de este tipo se deben tomar, de ser posible, las siguientes mediciones para comparación posterior: 1.- Vibraciones en el tubo de descarga. 2.- Amperaje a tensión nominal y a un mismo nivel en el cárcamo. 3.- Presión de descarga. 4.- Gasto o caudal. En lo relativo a las vibraciones, es conveniente tomar como referencia las lecturas a la bomba nueva, en el mismo punto del tubo de descarga, ya que el motor y la bomba están sumergidos. Si la descarga se hiciera con manguera flexible y está conectada al cabezal de descarga metálico, no aplica la toma de vibraciones y solo se lleva un registro cada 4 meses, de las variables medidas indicadas en 2, 3 y 4. Estas bombas son confiables y su punto de mayor conflicto es la chumacera de carga de la bomba; sin embargo, con agua sin sólidos duros en suspensión, son una solución práctica para este trabajo. 3.1.1.3.- Bombas para almacenar agua de enfriamiento. Estas bombas pueden ser de tipo horizontal o vertical. Dependiendo del origen y calidad del agua y de la columna a vencer, el desgaste de las partes internas será proporcional.

Capítulo III

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Las mediciones de los parámetros a vigilar, serán los mismos que para los anotados en el punto 3.1.1.1 y su periodicidad similar, con ajustes de acuerdo a la experiencia. Estas bombas se usan regularmente en centrales con carga hidráulica superior a los 200 metros. Los mantenimientos se programarán de acuerdo a la evolución de los parámetros registrados. Todas las bombas que manejan agua, deben mantener una sumergencia entre el 6 y 10% de la columna de descarga a fin de conservar una carga neta positiva de succión, evitando la cavitación, tal como antes se indicó para las bombas de achique del cárcamo de drenaje. Si se tuviera una batería de bombas, lo deseable es que exista una distancia entre ellas de 3 veces el diámetro exterior de las bombas. La potencia teórica neta requerida por una bomba que maneja agua a temperatura alrededor de los 20° C, está dada por la siguiente fórmula: Q x H x 1000 Pot. En kW= -------------------------

Q x H x 9.8086 = ----------------------

75 x 1.3596 x Ef

Ef

Donde: Q = Gasto en metros cúbicos por segundo que descarga la bomba. H = Presión de descarga de la bomba, expresada en metros de columna de agua. Ef = Eficiencia combinada motor-bomba (dependiendo del tipo y potencia este valor fluctúa sobre 0.7 a 0.75).

La potencia entregada por el motor, expresada en kW será: VxAx1.73 x FP x Efm Pot. En kW= ------------------------------1000 Donde: V= Voltaje o tensión A= Amperes en marcha normal 1.73 = raíz cuadrada de 3 Efm= Eficiencia del motor FP= Factor de potencia del motor

Se sugiere hacer estas comparaciones como referencia . Capítulo III

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3.1.1.4.- Bombas para agua en plantas de tratamiento o para otros usos. Normalmente de potencia y gasto menor, son de eje horizontal y de un solo impulsor. Las mediciones sugeridas para las anteriores, son válidas y su registro y comparación, son necesarias para un diagnóstico oportuno de su operación. 3.1.1.5.- Bombas para aceite de lubricación a chumaceras. Donde aplique, estas bombas pueden ser impulsadas por: a) Motor eléctrico o turbina hidráulica b) La flecha de la turbina a través de bandas o ruedas de fricción. Normalmente de engranes o husillos, de baja presión y su comportamiento es bastante confiable. La presión y caudal de descarga está muy ligada a la temperatura y a la viscosidad del aceite, por lo que las referencias para el diagnóstico del comportamiento de estas bombas, deben tomarlas en cuenta y relacionarlas: a) Temperatura del aceite b) Presión de descarga c) Flujo (donde esto sea posible) d) Vibraciones y ruidos Otra referencia pudiera ser la integridad del propio aceite lubricante, pues un aceite diluido por humedad o cualquier otro contaminante, hará disminuir el flujo y la presión de descarga al bajar la viscosidad. Estas referencias deberán tomarse preferentemente a la temperatura de operación normal con variaciones menores a 2°C, para que dichas variables tengan valor para el diagnóstico. Por ser estos equipos muy confiables al operar con aceite lubricante a baja presión, se deben adquirir estos parámetros una o dos veces al año, dependiendo del factor de utilización y de la experiencia. Para bombas cuyas chumaceras sean bujes o baleros, su desgaste o deterioro, deberá investigarse la causa (acidez en el aceite, materiales

Capítulo III

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metálicos arrastrado por el aceite, estopa, trapo, solventes, etc.). Si los husillos impulsores no resultaron dañados, una simple sustitución de bujes puede ser suficiente. 3.1.1.6.- Bombas para aceite de regulación y sistemas oleodinámicos. Normalmente son bombas que operan a alta presión por lo que sus ajustes son más precisos. La gran mayoría son impulsados por motores eléctricos, a excepción de algunas turbinas pequeñas en las que se usan bandas accionadas con las flechas. En algunas centrales se cuentan con turbinetas para accionar las bombas de regulación como respaldo. Para pruebas que nos aporten datos para un diagnóstico, deberán tomarse los mismos datos que los indicados en 3.1.1.3, con la posibilidad adicional de poder verificar tiempos de operación, observando siempre amperaje, temperatura, presión de descarga, vibración y ruidos. Se reitera hacer estas mediciones a una misma temperatura. Los mantenimientos que ameriten desarmado, corrección o sustitución de componentes, se debe realizar ante evidencias de una operación anormal y los procedimientos son similares a los expuestos en el apartado anterior. Si bien en la gran mayoría de los casos se trata de equipos redundantes, es aconsejable tener una bomba de repuesto en el almacén, igual o similar en presión y flujo después de 15 años de operación, dependiendo del factor de utilización de estos equipos. 3.1.2 Eductores

Si bien estos equipos no tienen partes móviles, son muy necesarios para achicar cárcamos, sobre todo en casas de máquinas subterráneas donde un paro prolongado por fallas externas, deje a la central sin servicios propios y tenga adicionalmente fuera de servicio la unidad auxiliar; también para ser utilizado cuando los niveles de embalse tienden a subir amenazando verter, ahorrando consumo eléctrico propio. El funcionamiento de un eductor consiste en que el agua, proveniente de la tubería de presión de una unidad o de la unidad auxiliar hidroeléctrica, pasa a través de una tobera en la cual incrementa su velocidad; la velocidad de este chorro, crea un vacío en el cuerpo del eductor, succionando el líquido (agua del cárcamo) mezclándose ambos flujos en la garganta del eductor, descargando a la altura de diseño (desfogue). Capítulo III

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QM

A

C

QM+QS

B

s

Q

FIGURA DEL EDUCTOR

A.- Tobera B.- Cuerpo del eductor C.- Difusor. Si bien el eductor es un equipo de baja eficiencia, es eficaz como respaldo y debe ser operado cuando esté operando el vertedor y/o cuando el incremento en el nivel del embalse, arriba del NAMO, precisa de la máxima extracción aprovechable. Un eductor bien diseñado y operado, tiene una eficiencia cercana al 18%, muy inferior a una bomba para el mismo gasto de achique operada con motor eléctrico; sin embargo, en casos de emergencia y los antes descritos, justifican su instalación y operación. Los desgastes por abrasión o taponamiento de la criba o pichancha de succión, pueden ser causa de una deficiencia en su rendimiento, por lo que se recomienda probar su capacidad aprovechando condiciones en que su operación sea oportuna, cuando menos una vez al año, mediante la medición del tiempo de abatimiento definido del nivel en el cárcamo, de preferencia a niveles de embalse similares en cada prueba. 3.1.3.- Compresores

En la central, los compresores tienen por objeto suministrar aire a presión para:

Capítulo III

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a) Sistema de regulación y frenado. b) Aire de servicio. c) Desanegado en turbinas que requieren girar en aire y que el nivel de desfogue no lo permite, lo cual sucede en turbinas Pelton con nivel de desfogue alto y en turbinas Francis con Hs negativo y generador operando como condensador síncrono. d) Aire para sello de parada. e) Inyección de aire hacia la turbina para minimizar efectos de cavitación. f) Suministro de aire para enfriamiento del bus de fase aislada (si aplica). 3.1.3.1.- Compresores para sistema de regulación de velocidad. Normalmente reciprocantes, impulsados por motor, de 2 a 3 pasos de compresión. El aire comprimido de descarga se deposita en el tanque acumulador para evitar una fuerte caída de presión en el aceite de regulación ante un desplazamiento brusco de los servomotores del anillo distribuidor. (ver norma del LAPEM NRF-079). Regularmente se tiene una derivación en la tubería de aire comprimido, mediante una reductora de presión, alimenta los gatos de frenado durante el proceso de paro de la unidad respectiva. Para diagnosticar el comportamiento de estos compresores, será necesario hacer pruebas al menos una vez al año y/o tomar mediciones como: 1.- Tiempo de recuperación de la presión, de una diferencia prevista; con la unidad parada, purgando el aire para crear una diferencia de referencia. 2.- Corriente que toma el motor para una presión de descarga y voltaje nominal. 3.- Vibraciones, ruidos y posibles fugas. Los comportamientos anormales al comparar estos valores con los de referencia (puesta en servicio o después de un mantenimiento a estos equipos) alertarán sobre lo que deba hacerse. Normalmente el ambiente en la casa de máquinas de una central es limpio; no obstante, es recomendable: a) Revisión diaria de niveles de aceite, fugas y presiones. Capítulo III

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b) Revisar el aceite del cárter del compresor, tomando muestra cada mes. c) Mantener limpio el filtro de aire de admisión del compresor, revisar y/o limpiar 3 veces al año. d) Tensión de las bandas (si aplica) 3.1.3.2.- Compresores para aire de servicio. Estos pueden ser reciprocantes de 2 o 3 pasos. (ver norma del LAPEM NRF078). Los compresores rotatorios (tipo tornillo, de paletas y lóbulos), tienen menos piezas en movimiento y tienen una eficiencia similar para estas presiones intermedias. Normalmente estos equipos descargan a un tanque acumulador, el cual puede servir para las pruebas de comportamiento o capacidad, que aunadas a las de: 1.

Corriente que toma el motor/presión de descarga, vibraciones y ruidos, tiempos de

llenado del tanque acumulador. Pueden aportar datos para que analizados, se haga un diagnóstico y se proceda, según resultados a: 1.

Verificar asiento de válvulas

2.

Anillos de los pistones, lóbulo o placas deslizantes

3.

Alineamiento

4.

Bandas

5.

Cigüeñales, chumaceras, baleros, etc.

6.

Estanqueidad del sistema (tuberías, válvulas, conexiones, empaques).

Estas revisiones deben efectuarse cuando menos 1 vez al año y de acuerdo a la experiencia de cada instalación. 3.1.3.3.- Compresores para desanegado. Estos compresores, reciprocantes en su mayoría normalmente dos por unidad, operan para recuperar la presión de los tanques de almacenamiento de aire que se emplea en el abastecimiento y control del nivel de desfogue a fin de que el rodete de la turbina opere sin agua, ya sea para que la unidad con turbina tipo Francis y con Hs negativo, pueda operar como condensador síncrono o para que una unidad con turbina de acción tipo Pelton, continúe generando aún con nivel de desfogue más alto que la cota del rodete, a causa de sobre elevación por avenidas en río o cauce al que descarga la turbina.

Capítulo III

211


Los mantenimientos deberán programarse regularmente con los criterios y bajo las mediciones, análisis y diagnóstico del punto anterior. 3.2 COMPUERTAS 3.2.1 Compuertas de desfogu es.

El tipo de compuertas que se emplean en los desfogues de las centrales hidroeléctricas, con Hs negativo, son del tipo deslizante, con pantalla y sellos lado turbina, y regularmente cuentan con by-pass incorporado a la compuerta y con ruedas guía laterales. Cuando las compuertas no cuenten con by-pass es recomendable se realicen las adaptaciones o modificaciones para implementarlo, tomando en consideración los ductos de venteo y que pueda llenarse el tubo de aspiración y la turbina hasta igualar el nivel de desfogue en el menor tiempo posible. La característica principal de su funcionamiento es que son operadas (izaje y descenso en aguas muertas), es decir, con presiones equilibradas, por lo que se requiere una fuerza de izaje ligeramente superior al peso de la compuerta. La carga hidráulica a la que trabaja es baja en comparación con las compuertas de obra de toma. En estas compuertas, el tiempo de cierre no es crítico. Desde el punto de vista operativo, uno de los problemas principales son las fugas que se presentan en los sellos de las compuertas en la posición de cierre y el funcionamiento del by-pass. Las fugas de agua por metro lineal permitidas en los sellos, son las mencionadas para las compuertas de obra de toma y válvulas de admisión. Es importante que las fugas se verifiquen durante la puesta en servicio o después de un mantenimiento de estas compuertas y se registren, para después en la operación, establecer su verificación, registro y control.

Capítulo III

212


En el caso de centrales hidroeléctricas en las que se requiera inspección en la zona de la tubería de aspiración y hasta la compuerta de desfogues por parte de personal de mantenimiento o de la brigada de buceo, se recomienda verificar previamente a los trabajos de inspección, si las salidas de los ductos de aereación de la zona de desfogues o salidas de los pozos de oscilación están funcionando, con la finalidad de garantizar que el personal no esté expuesto a presiones negativas, lo cual puede ocasionar accidentes mortales. 3.3 UNIDAD AUXILIAR 3.3.1 Unidades auxiliares hidr áulicas

En algunas centrales se cuenta con unidades auxiliares de emergencia con turbinas hidráulicas tipo Francis de eje horizontal, que aprovechan el salto de agua de las unidades principales (ver especificación del LAPEM W8300-13). Las unidades auxiliares suministran la energía a la central de manera que se pueda realizar un arranque de las unidades principales sin necesidad de tomar energía externa y de preferencia, deben estar preparadas para arrancar de forma automática cuando sean requeridas. Estas deben ser capaces de soportar toda la carga de servicios propios de la central y áreas anexas como cortina y caminos aledaños, si el diseño de la misma así lo consideró. Pueden ser con turbina tipo Francis o Pelton de acuerdo a las características de caída de diseño. 3.3.2 Unidades auxili ares diesel

En otras centrales pueden ser diesel-eléctricas. De cualquier modo, es recomendable arrancarlas 2 veces por mes y cada semana en tiempos de lluvias, tomando carga. (Ver especificación del LAPEM W4700-10). Verificar que la batería para el motor de arranque esté en buenas condiciones, así como niveles de aceite, agua en el sistema de enfriamiento y de diesel en el depósito del combustible, purgándolo para sacar el agua y lodos, previamente al arranque. Capítulo III

213


Registrar y comparar: tiempos de arranque, temperaturas y presión de aceite y cualquier anomalía a fin de corregirla a tiempo. Efectuar el cambio de aceite lubricante en función del tiempo de operación (aproximadamente a las 500 h, de servicio tomando en cuenta que se arranca una vez por semana) o cada año, lo que ocurra primero, pues la humedad imperante lo deteriora. Determinar parámetros de comportamiento a fin de programar su mantenimiento oportunamente y de preferencia durante el estiaje o temporada en que sea más remota su operación de respaldo. 3.3.3 Inspeccio nes y mantenimi ento mecánico en unidades auxil iares hidráulic as.

3.3.3.1.- Mantenimiento rutinario.- Las inspecciones que se deben realizar de manera rutinaria recomendada son las siguientes: 1. Inspección visual del equipo. 2. Revisión de fugas de aceite y agua. 3. Revisión de niveles de aceite en chumaceras y en sistema oleodinámico. 4. Inspección de los pernos de ruptura del distribuidor. 5. Revisión de la indicación de presión diferencial o ensuciamiento de filtros del sistema de regulación de la turbina. 6. Pruebas de aceite en plancha caliente para detectar humedad en el mismo. 7. Al menos una vez cada 15 días, en conjunto con el área de operación se debe hacer una prueba de arranque de la unidad en vacío. Observando la correcta operación de la secuencia de arranque así como los tiempos de apertura de agua de enfriamiento, apertura de válvula de by-pass, igualación de presiones aguas arriba y aguas debajo de válvula de admisión, apertura válvula de desfogue (si aplica), apertura de válvula de admisión y operación correcta del regulador de velocidad de la unidad. Es importante prestar atención a los ruidos que presente la unidad durante el arranque, marcha y paro. 3.3.3.2.- De manera preventiva se deben realizar las siguientes inspecciones por lo menos una vez cada 6 meses: Capítulo III

214


1.

Prueba de ajuste del equipo de mando del sistema de regulación.

2.

Análisis de aceite de sistema de regulación y chumaceras.

3.

Limpieza o cambio de filtros del sistema de regulación.

4.

Prueba de presión del tanque acumulador del regulador hidráulico, si es de tipo

vejiga a base de nitrógeno, se debe despresurizar completamente el sistema y arrancar bombas, se debe presurizar el sistema en el tiempo especificado por el fabricante a la presión nominal (si aplica). 5.

Engrasar las guías del anillo de regulación.

6.

Pruebas de apertura de válvulas derivadoras (válvulas de alimentación desde

tuberías de presión de las unidades). 7.

Prueba de arranque negro desconectando toda la alimentación posible de energía

hacia la central, con lo cual se debe arrancar en automático la unidad auxiliar hasta el cierre de interruptor, para esto se tendrá que coordinar con el Área de Operación y solicitar las licencias correspondientes. 3.3.3.3.- Equipo de control y protección de la unidad auxiliar. 1. En coordinación con el departamento de instrumentación y control se deben de tener vigentes los registros de calibración de la instrumentación de la unidad auxiliar, siendo estos de temperatura de chumaceras, generador, detector de humedad en el generador (si es que existe), flujo de agua de enfriamiento, nivel de tanque de reposo de aceite de regulación, presión de agua de enfriamiento, medición de presión de regulación y presostatos, entre otros. 2. Es conveniente por lo menos cada 3 años, efectuar la revisión de la retroalimentación del transductor de posición de paletas directrices, así como la calibración de válvula de seguridad de tanque acumulador. 3.3.3.4.- Mantenimiento en paro programado. 1. Cuando se presentan problemas de fugas en válvula de admisión, válvula de by-pass y válvulas derivadoras o de toma, es conveniente la programación de la corrección de estas fugas para evitar posibles problemas con la unidad auxiliar. 2. Independientemente de la revisión rutinaria, se deben realizar pruebas de diagnóstico a las unidades auxiliares, en forma similar a las de una unidad hidroeléctrica principal, con la finalidad de programar el mantenimiento requerido. Capítulo III

215


3. Cuando se presenten problemas con el tiempo de igualación de presiones, para la apertura de la válvula de admisión, es conveniente revisar la instrumentación que nos marcan la presión aguas arriba y aguas abajo de la válvula de mariposa, para verificar la igualación correcta de presiones mediante el by-pass; también se debe revisar el interruptor de presión diferencial. En caso de no encontrar problemas en la mencionada instrumentación, la causa puede ser por demasiadas fugas en el distribuidor, que incluso se pueden detectar por ruido. En algunos casos el servomotor del distribuidor cuenta con un tornillo de ajuste del anillo de regulación, si ajustando este tornillo aún se siguen presentando fugas por el distribuidor, se requiere una inspección de las holguras del distribuidor para programar y realizar los ajustes necesarios. A continuación se presenta de manera general el procedimiento del desmontaje de un rodete de una unidad auxiliar con turbina tipo Francis de la C.H. Luis Donaldo Colosio Murrieta (Huites) similar a la auxiliar de la C.H. Aguamilpa, así como el ajuste de paletas directrices. a) Bloqueo de unidad.- Con el apoyo del área de operación, así como del departamento de instrumentación y control, se realiza el bloqueo eléctrico y mecánico de la unidad auxiliar; se toman las licencias de los siguientes equipos: bombas de regulación, motores de las válvulas derivadoras de toma de tubería de presión de unidades principales y válvula de desfogue. Posteriormente realizar el vaciado de la tubería de desfogue mediante la válvula para este caso. b) Se desmonta el tubo difusor.

Capítulo III

216


Desmontaje del tubo difusor

c) Se desacopla y desmonta el rodete. La unidad cuenta con material epóxico en el cono del rodete, el cual se retira así como el tornillo de fijación para poder acceder al acoplamiento del rodete que consiste en unos anillos cónicos encontrados.

Vista del rodete descubierto

Capítulo III

217


Anillos de acoplamiento del rodete

d) Una vez que se desmontaron los anillos de acoplamiento, se desacopla el rodete y se desmonta mediante maniobras especiales.

Desmontaje del rodete

Capítulo III

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e) Se realiza la inspección de tapa de turbina (escudo), paletas directrices y holguras de las mismas, para lo cual se debe tener cerrado el distribuidor.

Inspección de holguras entre paletas directrices

f) Una vez tomadas las referencias de las holguras de las paletas directrices, se procede al ajuste de las mismas. La unidad cuenta con sistema de sujeción mediante anillos cónicos entre la biela y el vástago de la paleta directriz, para esto se debe desmontar el anillo y dar libertad de movimiento a la paleta directriz. Es importante que las paletas que no presenten holgura, no se les debe desmontar su mecanismo de ajuste, para no perder la referencia, solo se deben ajustar las paletas que presenten problemas de holguras.

Capítulo III

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Desmontaje de anillo de sujeción de una paleta directriz

g) Para el ajuste de las paletas se puede auxiliar con un cilindro hidráulico (gato), ya sea en la paleta en cuestión o en las paletas adyacentes, cuidando de no ejercer demasiada fuerza para no perder la calibración ni dañarlas.

Ajuste de una paleta directriz

h) Una vez ajustadas las paletas, se procede al armado de manera inversa de cómo se desarmó la unidad, tomando en consideración todas las medidas de seguridad para evitar daños al equipo y al personal. Capítulo III

220


i)

Aprovechando el desmontaje de la unidad, es conveniente realizar el mantenimiento

requerido a las piezas desmontadas. Es deseable que la programación de estos trabajos se efectúe, preferentemente, durante la temporada de estiaje y sea más remota la necesidad de la operación de esta unidad, además de tener los elementos de diagnóstico y revisiones que la justifiquen. 3.4 SISTEMA DE ENFRIAMIENTO Generalidades

El sistema de agua de enfriamiento para una unidad generadora es indispensable para la adecuada y segura operación del equipo. Dependiendo de la H neta y de la calidad del agua dependerá el que esta se tome directamente a través de una válvula reductora de la tubería de presión o de otra fuente (desfogue, manantial cercano, entre otros y bombeo correspondiente) que cubra las necesidades de enfriamiento. El tomar el flujo de agua de enfriamiento de la tubería de presión de la unidad generadora, aporta varias ventajas como son: 1.- No requiere partes móviles para dar el caudal requerido, válvulas o dispositivos reductores de presión pueden ser necesarios a fin de no someter al sistema de enfriamiento a presiones (por lo tanto flujos) más altos de los requeridos. 2.- La potencia equivalente que representa el flujo del agua tomado de la tubería a presión para enfriamiento debe ser menor que el que requeriría un sistema de bombeo con la inversión en la infraestructura (equipos de bombeo, grúas, depósitos, mantenimiento de estos equipos etc.). Estudios previos han establecido que el punto 2 anterior no es económicamente válido a partir de que la H neta sea superior a los 200 m; En todos los casos el agua caliente (salida de enfriadores) se descarga al desfogue de la central. 3.4.1. Los equipos que requieren enfriamiento y que están localizados en casa de máquinas, normalmente son: Capítulo III

221


1.- Generador * 2.- Chumaceras** 3.- Regulador de velocidad 4.- Estoperos de turbina 5.- Rodete para caso de condensador síncrono 6.- Transformadores de unidades de gran potencia instalados en la caverna. 7.- Aire acondicionado en salas de control dentro de la casa de máquinas 8.- Agua de servicios y contra-incendio. * Unidades generadoras de baja potencia, normalmente tienen ventilación en ciclo abierto; es decir, el aire lo toma el ventilador del rotor, lo hace pasar por el generador y sale a casa de máquinas o al exterior, sin reciclar. ** Algunas unidades requieren enfriadores independientes para la chumacera de carga o combinada, en otros casos el sistema es para chumacera combinada y guía turbina. 3.4.1.1.- Los enfriadores de aire del generador. Mejor conocidos como radiadores enfrían, en circuito cerrado, el aire que las aspas del rotor y tolvas en el estator hacen circular a fin de que el agua absorba el calor generado por efectos de la corriente que circula en las bobinas del estator y del rotor (I 2R). Estos enfriadores, en unidades de gran potencia, se localizan en la periferia del exterior del estator del generador, el cual está confinado en un foso hermético que facilita la recirculación del aire.

Enfriador de aire del generador

Es usual que para asegurar la adecuada operación de esta parte del sistema de enfriamiento, se instrumente con termómetros o detectores de temperatura para: Capítulo III

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a) Agua en la entrada b) Agua en la salida de cada radiador c) Aire antes del radiador (aire caliente) d) Aire en la salida del radiador. e) Detectores y medidores de flujo El generador normalmente está equipado con resistencias de calentamiento para cuando la unidad esta parada, a fin de asegurar que en el foso la temperatura ambiente no baje a la temperatura de bulbo húmedo, propiciando condensación y por tanto humedad en los embobinados. Es recomendable que la entrada y la salida de las resistencias esté en función de la temperatura ambiente en el foso, el cual debe operar mediante un termostato (puede ser del orden de 35 a 40°, dependiendo de la humedad relativa en casa de máquinas). Cuando la humedad relativa en casa de máquinas es muy alta (60% o más) se recomienda aislar térmicamente la tubería de entrada a los radiadores en el foso del generador. Los radiadores requieren una revisión rutinaria para verificar que no existan fugas. La indicación de la operación adecuada de estos radiadores se puede obtener de las lecturas de las temperaturas reportadas a tiempo real por el equipo supervisorio; si la temperatura en las bobinas del estator para una potencia activa y reactiva fueran más altas de las normales para esa condición, ello tendrá que ser objeto de un análisis para encontrar la posible causa. Un método adecuado para determinar el comportamiento de todo cambiador de calor, es obtener el calor cedido al agua, en este caso por el aire, y verificar si ese valor corresponde al obtenido con los radiadores limpios o nuevos, para esas mismas potencias. Si ello no fuera así y la cantidad de calor cedida al agua fuera menor indicaría: a) Reducción del flujo por problemas en filtros b) Suciedad u obstrucción en ranuras del laminado del estator o en las aletas de los tubos de los radiadores, por polvo de balatas, por carbón de escobillas, por vapores de aceite u otros c) Incrustación interna de los tubos de agua del radiador Para atacar los problemas si se presentaran los casos b y c, se debe programar el mantenimiento menor correspondiente. Capítulo III

223


Los incrementos de temperatura por las causas señaladas rara vez suceden en corto tiempo, normalmente existe una tendencia, misma que permite programar su mantenimiento, incluido el de los filtros para el agua de enfriamiento. En cuanto a la posible incrustación en el interior de los tubos del radiador, esto se reflejaría también en todos los cambiadores de calor; convendría analizar la posibilidad de implementar un sistema de contra-flujo que propicie la remoción de la incrustación. 3.4.1.2. Enfriadores de aceite para chumaceras. Estos pueden ser cambiadores de calor de 2 pasos para el agua de enfriamiento. Si bien es cierto que siempre es deseable que la presión del aceite sea superior al del agua de enfriamiento, no en todos los casos es posible, por lo que adicionalmente a las recomendaciones del punto anterior, deberá vigilarse que el depósito de aceite no suba de nivel, pues sería indicación de falla en los tubos del cambiador de calor. La evaluación del calor cedido es muy importante y ello deberá hacerse antes y después de la época de lluvias. Una alteración anormal de las temperaturas de aceite y metal en las chumaceras, puede deberse a un deficiente desempeño de los enfriadores, razón por la cual es lo primero que se debe verificar con la evaluación del calor cedido al agua en los enfriadores.

Enfriadores de aceite para chumaceras

3.4.1.3.- Enfriadores de aceite de regulación de velocidad.

Capítulo III

224


Gran parte del trabajo para efectuar los movimientos del distribuidor, de las agujas y deflectores, y de la posición de aspas en unidades generadoras con turbinas tipo Francis, Pelton o Kaplan, respectivamente, se realiza con aceite, el cual al efectuar un trabajo produce calor que es retirado a través de un cambiador de calor. La temperatura adecuada del aceite para reguladores de velocidad no debe ser mayor a 60 °c. Como este calor depende del tipo de trabajo que se le asigne al regulador de velocidad, independientemente de los análisis periódicos de laboratorio a los aceites, es necesario, para confirmar que requiere limpieza u otro tipo de mantenimiento al cambiador de calor, efectuar el cálculo del calor absorbido por el agua en dicho enfriador. Como en todos los enfriadores antes indicados, deben medirse los parámetros normales de temperaturas y flujo, lo cual aunado al cálculo de calor cedido al agua, orientará sobre lo que deba hacerse en el cambiador de calor. La verificación visual rutinaria y el cálculo de calor cedido deberán hacerse igualmente antes y después de la temporada de lluvias. 3.4.1.4.- Sistemas de aire acondicionado en salas de control dentro de casa de máquinas. En grandes centrales, en las que la sala de control y oficinas están localizadas en la casa de máquinas y por sus dimensiones o localización, requieren de equipos especiales de aire acondicionado (casas de máquinas en caverna) pueden emplearse equipos de aire acondicionado que en vez de retirar el calor del proceso de compresión del gas para condensarlo usen ventilación y se envíe el calor a la atmósfera, en caverna se usa agua de enfriamiento, la cual pasa por un cambiador de calor (condensador) de forma tal que ese calor retirado por el agua, sea similar al que se le quite al aire para enfriar la sala de control. Las mediciones y balances deberán hacerse antes de proceder a una limpieza o cambio de tubería. La periodicidad estará en función de la época del año (antes y después de la época de calor).

Capítulo III

225


3.4.1.5.- Enfriadores de aceite de transformadores de unidades de gran potencia instalados en caverna. Estos cambiadores de calor, normalmente operan con agua químicamente tratada en un circuito cerrado. El agua cruda del sistema de enfriamiento enfría a este circuito cerrado de agua, el cual retira el calor cedido de los trasformadores al aceite aislante que en circuito cerrado con el transformador transfiere al agua del circuito cerrado. Por lo anterior, es conveniente coordinarse con el área eléctrica para el mantenimiento de cambiadores de calor agua – agua y del equipo de bombeo. Las mediciones, cálculos y periodicidad de las revisiones serán similares a los cambiadores de calor mencionados. Para el abasto de agua de enfriamiento antes descrito en centrales que utilizan aguas residuales para generación eléctrica, con alta caída y cuyo uso (tomada del desfogue) en dicho sistema pudiera ocasionar problemas de corrosión y afectar la confiabilidad e integridad de los componentes del mismo (tuberías, válvulas, filtros, cambiadores de calor y radiadores para enfriamiento en el generador), es necesario darle a esta agua del desfogue, un tratamiento previo a fin de adecuar sus características físico-químicas como: PH, sólidos disueltos, conductividad, DBO (demanda biológica de oxígeno), DQO (demanda química de oxígeno), dureza total y otros que garanticen la buena operación del sistema de agua de enfriamiento. Bajo esas condiciones, una eficiente y eficaz planta de tratamiento integral, y torre de enfriamiento de capacidad suficiente, deberá instalarse y contar con un almacenamiento de agua tratada de capacidad tal que permita la operación como condensador síncrono de las unidades generadoras durante tiempo definido por el área de control. Una solución alterna podría ser el mantener el enfriamiento integral, en un circuito cerrado con agua pura tratándola químicamente con aditivos antioxidantes, y a esta, enfriarla en otro circuito con agua del desfogue en un tanque con capacidad suficiente, si la operación de la central lo permite.

Capítulo III

226


Capítulo III

227


3.4.2.- Cálculo de calor cedido al agua en un cambiador de calor o en sistema de enfriamiento. Supongamos que para una chumacera tenemos un gasto de 1,400 lt/minuto y que la temperatura de entrada sea de 18°c y de 22.5°c la salida. La cantidad de calor cedida al agua refrigerante será: q = (T2 – T1) Q Cp (60 min/h)

Donde: q = será la cantidad de calor cedida al agua en kilocalorías / hora.

T2 = temperatura de salida del agua de enfriamiento en °C T1 = temperatura de entrada del agua de enfriamiento en °C Q = flujo del agua refrigerante en lt/min. Cp= Calor específico del agua = 1 Kcal/°C*lt

Sustituyendo se tiene: Capítulo III

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q = (22.5 – 18) 1400 x 60 = 4.5 x 1400 x 60 = 378,000 kcal/h

Entre 860 se obtiene la pérdida de potencia expresada en kW. 378,000 = 438 kW 860

Cuando la cantidad de calor cedido al agua disminuya en los enfriadores y la diferencia de temperaturas entrada y salida de agua se incremente, por ejemplo, en 2°C con relación a la normal, indicará incrustación interna en los tubos del cambiador con disminución de flujo (incrustación) o suciedad en filtros. Si con el flujo normal en los radiadores del generador se incrementa la temperatura de las bobinas, sin incremento en la temperatura de salida del aire de los enfriadores, ni en la temperatura de salida del agua de los radiadores, será indicio de suciedad externa por polvo de balatas, aceite y posiblemente carbón de escobillas, y suciedad con obstrucción en las ranuras del laminado del estator por donde circula el aire antes de pasar por los enfriadores, lo que requerirá de limpieza. Otro indicio de irregularidad en los enfriadores es el incremento en la temperatura del elemento a enfriar por el agua (aire, aceite, agua en circuito cerrado), lo cual debe motivar a efectuar un balance térmico confirmatorio antes de proceder a la limpieza de dicho enfriador. Por lo anterior, es recomendable tener definidas las cargas resultantes de calor cedido al agua con los enfriadores limpios o nuevos, a fin de tener dichos valores de referencia para condiciones predeterminadas de niveles de operación, potencia y presión en la corona del rodete Francis. 3.5 REGULADOR DE VELOCIDAD

Como parte importante en la operación de las unidades, este sistema complejo, requiere de especial atención. Sus componentes principales son: 1.- Mecanismo de detección de velocidad. 2.- Elemento sensible de la variación de velocidad. 3.- Depósitos, bombas de aceite y compresores (sistema oleodinámico). 4.- Válvula distribuidora. 5.- Servomotores de accionamiento. Capítulo III

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6.- Mecanismo de retroalimentación y ajuste de estatismo. 7.- Dispositivos de amortiguamiento. 8.- Instrumentación de control, protección y ajuste. En el caso de las turbinas tipo Kaplan, el regulador de velocidad se complementa con un sistema que modifica el ángulo de ataque de las aspas del rodete en función de la Hn disponible y de la potencia entregada. En las de tipo Pelton, si la corrección es al cierre y es de considerable magnitud, dispone de un servomecanismo que hace actuar a un deflector, el cual desvía el chorro de los chiflones, reduciendo de inmediato el par motriz, dando tiempo al reajuste de la aguja. En todos los casos, los ajustes efectuados por el regulador de velocidad, están dirigidos a relacionar la potencia con las variaciones de la frecuencia, actuando sobre los mecanismos que adecuan el flujo a dicha potencia, dado que éste es directamente proporcional a la potencia, manteniéndose casi invariable la H disponible. Algunos de sus componentes deben ser revisados y comprobados con periodicidad que varía, entre mensual, trimestral, y anual. En cuanto al comportamiento propio del regulador de velocidad, deben efectuarse también, revisiones y pruebas que confirmen que el equipo de protección y el funcionamiento del propio regulador sean adecuados. 3.5.1.- Mecanis mo o dispositivo de detección de velocidad.

3.5.1.1.- Este puede ser un generador de imanes permanentes que colocados en el extremo de la flecha del generador, genera una fuerza electromotriz proporcional a la velocidad. El mantenimiento a este componente, deberá ser una vez por año, siendo el siguiente: a).-

Limpieza del estator y rotor, verificando aislamiento.

b).-

Reapriete de terminales.

c).-

Pruebas a conductores.

3.5.1.2.- Rueda dentada con sensor óptico y otros dispositivos de detección, deberán revisarse una vez por año, en relación a la correcta sujeción de los dispositivos y Capítulo III

230


calibración del gap para el caso del sensor óptico, de acuerdo a las indicaciones del manual correspondiente. 3.5.1.3.- Cuando la velocidad se transmite directamente por bandas desde la flecha de la propia unidad, deberá efectuarse el siguiente mantenimiento: a).-

Verificar la tensión de la banda.

1 vez al año.

b).-

Verificación de la grapa y banda.

2 veces al año

c).-

Verificación de protección por ruptura de banda

2 veces al año

3.5.2.- Elemento sensi ble a la variació n de velocid ad .

3.5.2.1.- Puede ser un motor síncrono, que gira de acuerdo al voltaje y frecuencia del generador de imanes permanentes. Sus mantenimientos deberán ser acordes con lo programado al generador de imanes permanentes adecuando solamente la verificación de baleros al motor cada 12 meses. 3.5.2.2.- Tratándose de reguladores de velocidad modernos, existen transductores que previo paso por una etapa de rectificación y amplificación, reciben la señal corregida para el adecuado accionar de la electro válvula piloto. Incluye por lo tanto al regulador eléctrico o electrónico. Todos estos equipos, incluyendo el regulador eléctrico deben ser limpiados, revisados y probados cada año. Reapriete de conexiones cada 6 meses. 3.5.2.3.- La válvula piloto – Es un componente que da paso al aceite de alta presión para que la válvula distribuidora ordene el movimiento adecuado de los mecanismos de apertura y cierre del agua a la turbina, independientemente si este es electro-válvula o de tipo mecánico. El funcionamiento de esta parte es vital en el regulador y debe ser inspeccionado cada año, por personal calificado.

3.5.3.- Depósito, bomb as y compresores.

3.5.3.1.- Aceite lubricante. Capítulo III

231


Cada 6 meses, si no se nota algo anormal, deberá proceder a sacar muestras de aceite lubricante, de acuerdo a las indicaciones que sobre obtención de muestras e interpretación de análisis se dan en esta misma guía, procediendo al centrifugado o cambio si procede. Cada 4 años, coincidiendo con el mantenimiento mayor o menor de la unidad, se debe vaciar el tanque o depósito principal y limpiarlo de gomas, sedimentos, etc. En el circuito de alta presión de control normalmente se tiene previsto filtros de mallado fino, los cuales deben ser revisados y limpiados periódicamente, de acuerdo a la experiencia de la propia central y conforme a lo indicado en el manual correspondiente. En centrales donde la humedad relativa es alta, se sugiere se acondicione un filtro con sílica, para que atrape la humedad cuando el aceite se enfría por un paro programado o por otra causa. 3.5.3.2.- Bombas de aceite a presión. Las bombas para aceite a presión, en algunos reguladores de velocidad, son movidas por banda instalada en la flecha de la unidad. Cada mes comprobar el estado de la banda y su grapa. En las bombas accionadas por motor eléctrico, es conveniente tomar continuamente tanto el tiempo de recarga del tanque acumulador (entre el límite mínimo y máximo del interruptor de presión) como el amperaje del motor a voltaje nominal. Con ello podrá detectarse cualquier problema en las bombas y proceder en consecuencia. Estas pruebas deberán realizarse en mismas condiciones operativas. Este comportamiento puede afectarse por la temperatura del aceite, la cual altera la viscosidad del mismo, es por lo tanto recomendable tomar las mediciones a la misma temperatura. Bombas accionadas por turbinetas: Se recomienda probar semanalmente, detectando ruidos anormales y verificando que su propio regulador de velocidad le permita alcanzar la presión requerida por el sistema de regulación. Se recomienda la lubricación de partes rotatorias de manera rutinaria de acuerdo a la experiencia en la central o recomendaciones del fabricante. En general, se recomienda hacer las siguientes revisiones a las bombas de regulación: 1.

Baleros

Una vez cada año. Capítulo III

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2.

Filtros (incluyendo limpieza)

Mensual

3.

Motor, arrancador y conexiones.

Una vez cada año

4.

Válvulas reductoras, derivadoras y otros.

Una vez cada año.

3.5.4.- Válvula Distr ibuidor a.

Es la que recibe la señal de aceite de la válvula piloto para a su vez, suministrar dicho aceite a los servomotores y a los mecanismos oleodinámicos de control de agua a la turbina. Por las características de este equipo, su mantenimiento estará en función de su comportamiento durante las pruebas de diagnóstico o sintomáticas, siendo conveniente su desarmado para verificar desgaste, rayaduras, etc., cada vez que su mantenimiento sea requerido. Se incluyen válvulas de retención y paro. 3.5.5.-

Servomoto res de accion amiento.

Debe incluirse una revisión cada vez que se haga a la válvula distribuidora, verificando en el mantenimiento mayor, el estado del cilindro, empaque de émbolo y de pistón. 3.5.6.-

Mecanismos de retroalimentación .

3.5.6.1.-

Mecánicos

El punto clave de estos componentes, son las articulaciones o punto de apoyo, rodamiento, rótulas, barras, levas, etc., revisar o inspeccionar una vez por año lo siguiente: a.- Revisión y lubricación de rodamiento. b.- Revisión de palancas, ajustes y reapriete. c.- Mecanismo de ajuste de estatismo. 3.5.6.2.- Electrónicos Aunque estos dispositivos son revisados y mantenidos por personal de Instrumentación y Control, es necesario coordinarse con ellos para la adecuada protección física, limpieza y manejo de estos elementos. 3.5.7.-

Dispos itivo s de amortiguamiento . ( dash- pot )

Capítulo III

233


Dependiendo del tipo de regulador, este elemento es sumamente importante, ya que es el que da estabilidad a la marcha de la unidad; por tal motivo, debe revisarse este elemento, ya sea: Cambiando aceite, revisando émbolo y orificio, tarjeta del circuito electrónico, y otros. Estas revisiones deben hacerse una vez al año. 3.5.8.-

Instru mentación de control, protección y ajuste.

Realmente en esta parte está reunido el mayor número de dispositivos, algunos de sus componentes deben ser revisados y comprobados con periodicidad que varía, entre mensual, trimestral y anual. En cuanto al comportamiento propio del regulador de velocidad, deben efectuarse también, revisiones y pruebas que confirmen que el equipo de protección y el funcionamiento del propio regulador sean adecuados. Es muy importante que los usuarios conozcan los principios básicos de regulación y la función del regulador. Las revisiones y pruebas a los reguladores de velocidad se deben hacer, en términos generales, cada año. 3.6 SISTEMA DE FRENADO 3.6.1.- Generalid ades

Las unidades generadoras, después de la desconexión del sistema, ya sea por falla o por requerimientos del centro de control, cierran los dispositivos que alimentan del agua motriz a la turbina, llevándola al paro. Dependiendo del tipo, dimensiones, niveles, entre otros factores, el tiempo requerido para que las masas rotativas lleguen al paro total (velocidad angular cero), lleva en algunos casos horas lograrlo. Para que esto no suceda y se pueda tener la oportunidad de revisar o resolver la causa de la salida de servicio, si no fue por instrucciones del centro de control, se emplea un sistema de frenado el cual hace que el tiempo de giro a baja velocidad no se prolongue. Capítulo III

234


Este sistema de frenado, de acuerdo a las características de la unidad generadora, entra en operación comúnmente abajo del 30% de la velocidad nominal. Los dispositivos de frenado pueden ser accionados automáticamente o en forma manual, mediante balatas accionadas por dispositivos neumáticos o hidráulicos, gatos de frenado en unidades de eje vertical o sobre el volante de inercia en pequeñas unidades generadoras de eje horizontal. Las turbinas tipo Pelton suelen tener un pequeño chiflón cuyo chorro de agua está dirigido en contra del sentido de rotación e impacta en la parte posterior de los canjilones, ayudando a provocar el paro. Este dispositivo solo se usa en casos de falla. Otro de los motivos por lo que se usa el freno mecánico antes indicado, es que a velocidad angular muy lenta, por tiempo prolongado, la cuña de aceite que propicia la lubricación principalmente en las chumaceras de carga, y en las chumaceras soporte y de empuje en flechas horizontales, entre muñón de la flecha y material antifricción, se puede romper y provocar puntos calientes que deterioran el mismo, predisponiéndolo a que en poco tiempo falle. 3.6.2.- SISTEMA DE FRENADO EN GRANDES UNIDADES GENERADORAS.

3.6.2.1.- Descripción y Funcionamiento. Normalmente los gatos de frenado, están dispuestos en una parte fija, anclados y colocados debajo del rotor del generador. Constan de un cilindro en cuyo interior se desliza un émbolo que en la parte superior se fijan placas de material (balatas) friccionante, y en cuyo soporte tienen resortes para que si no se inyecta presión al cilindro, el émbolo se mantenga en el fondo, liberando la balata de la pista de frenado. El rotor tiene fijada una pista, normalmente de acero pulido, en secciones, sobre la que bajo cierta presión, asentará la balata de cada gato de frenado (normalmente más de

Capítulo III

235


cuatro) a fin de que se reduzca el tiempo de paro y principalmente, el tiempo de giro a baja velocidad. Si bien en este tipo de unidades se dispone de una bomba de lubricación de alta presión para “gatear” cada segmento de la chumacera de carga, esta bomba esta movida por un motor eléctrico de C.A. y en caso de falla y disparo acompañado de una interrupción en los servicios propios, la unidad, con mayor razón, deberá parar pronto. Se recomienda que en donde no exista bomba de respaldo accionada con motor de CD, se instale e incorpore en la secuencia de paro y disminuir la velocidad a la que dichos frenos se aplican, dándole más vida al sistema de frenado. Por otra parte, las grandes centrales, por general, tienen un bajo factor de planta y salvo en la temporada de lluvias en año “húmedo”, normalmente se realizan arranques y paros con tal frecuencia que ocasionan desgaste de balatas que, combinado con posibles fugas de vapores de aceite y polvo del carbón de los anillos rozantes, obstruyen las ranuras de ventilación del estator y pueden “lubricar” las balatas haciendo menos efectivo al frenado. Cuando se incrementen los tiempos de frenado hasta el paro total de la unidad, esto es un aviso de que se debe programar la inspección y el mantenimiento al sistema, incluyendo revisión a la pista de frenado, espesor y estado de balatas, presión de frenado, indicadores de “freno puesto”, sellos, tuberías, válvulas y conexiones, incluyendo limpieza.

Capítulo III

236


Gato de frenado que requiere atención inmediata

Independientemente de lo anterior, se debe inspeccionar el sistema de frenado al menos una vez al año. 3.6.3.- Operación como gatos de izaje de las masas rotativas

3.6.3.1.- Para la remoción de los segmentos de la chumacera de carga, se requiere que los gatos operen con alta presión de aceite. Esto permite levantar toda la masa rotativa 1 cm o más, de acuerdo al diseño de la unidad en relación a la holgura axial, lo que libera a los segmentos para ser removidos para trabajos de mantenimiento. Si este trabajo llevara tiempo, conviene disponer de aditamentos que a manera de calzas, mantengan en esa posición levantado el conjunto y liberar los gatos, como medida de seguridad. Antes de realizar los trabajos de izaje se debe inspeccionar y probar los equipos relacionados, como bombas, válvulas, mangueras y conexiones.

Capítulo III

237


Gato de frenado operado con aire y con aceite para izaje (unidades 1 a 4 C.H. Infiernillo)

Diagrama del sistema de frenado de las unidades 5 y 6 de la C.H. Infiernillo.

3.7 SISTEMA DE VENTILACIÓN 3.7.1.- Generalid ades.

Dependiendo del tipo de casa de máquinas, los requerimientos de ventilación forzada serán más o menos complejos.

Capítulo III

238


Lo que nos debe quedar claro, es que, como requisito de autoridades federales en el ámbito laboral, los centros de trabajo en lo posible, deberán cumplir con ciertas normas. Entre estas está el tener que renovar periódicamente el aire de una casa de máquinas, que el equipo eléctrico debe operar en ambientes frescos y con una humedad relativa debajo de 60%. Por otra parte, los equipos electrónicos de supervisión (IHM) requieren de temperaturas no mayores a 22°C y humedad relativa del orden del 40% para garantizar su buen funcionamiento. Lo anterior obliga a prestar la atención debida al aspecto de ventilación, sobre todo si esta, es forzada y con mayor razón si la casa de máquinas está en caverna. 3.7.1.1.- Ventiladores Estos se encargan de introducir el aire a presión al interior de casa de máquinas a través de ductos, descargando en rejillas distribuidas en los diferentes niveles de casa de máquinas, preferentemente en la parte inferior. En lugares en donde es posible que los ventiladores succionen polvo, deben estar instalados unos filtros de baja caída de presión en el lado de succión. Estos equipos, impulsados por motor eléctrico, bandas y poleas, requieren revisarse cuando menos 3 veces por año. Las revisiones por lo general son: a)

Caída de presión (diferencia de presión afuera del cuarto donde opera el ventilador

con relación a un punto determinado dentro del sistema de ventilación) b)

Inspección y limpieza de filtros

c)

Corriente que toma el motor a tensión nominal

d)

Tensión de las bandas

e)

Vibración y ruido en los rodamientos

f)

Revisión de sistemas lavadores de aire (radiadores o enfriadores, si aplica)

g)

Tornillería y soportes de ventiladores

Capítulo III

239


3.7.1.2.- Extractores Localizados también en el exterior, extraen el aire caliente en los diferentes niveles de casa de máquinas a través de ductos localizados normalmente en la parte superior de dichos niveles. Extractores redundantes están instalados en los cuartos de los bancos de baterías para expulsar al exterior las emisiones de hidrógeno producido durante los procesos de carga. Estos equipos deberán verificarse de acuerdo a lo indicado en el punto anterior. La periodicidad de estas revisiones debe ser de 3 veces por año. 3.7.1.3.- Ductos y rejillas Los ductos de ventilación deben, al igual que los de extracción, instalarse en todos los niveles, a nivel de piso para los de ventilación y en la parte superior para los de extracción y con mayor flujo los de la sala principal y la correspondiente al piso de turbinas. Verificar la integridad y vibración de los ductos por lo menos una vez al año, incluyendo las rejillas y soportería, asegurando que las descargas no estén obstruidas o bloqueadas. En el remoto caso de un incendio, sobre todo en casas de máquinas con transformadores en la caverna, una vez la gente fuera, los sistemas de ventilación deberán apagarse automáticamente. 3.8 GRÚAS

En centrales hidroeléctricas existen varios tipos de grúas, necesarias para cada uso. En términos generales estas pueden ser: a) Grúas puente en casa de máquinas. b) Grúa pórtico en obra de toma para manejo de obturadores (agujas), y en vertedores. c) Grúas puente para las maniobras durante el mantenimiento de las válvulas de mariposa, donde aplique. d) Grúas para manejo de las compuertas de desfogue donde aplique. En algunos casos estas son de tipo pórtico.

Capítulo III

240


3.8.1 GRÚAS PUENTE EN CASA DE MÁQUINAS.

Estos equipos constituyen una herramienta indispensable para llevar a cabo maniobras de mantenimiento. Las grúas de casa de máquinas deben de ser capaces de soportar el peso de las partes más importantes de las unidades generadoras, como el estator o rotor de generador. Cuando la grúa no es de la capacidad suficiente, normalmente se unen dos, con un control centralizado en una de ellas, empleando dispositivos y eslingas especiales. Para cargas menores, se usa una grúa, montada en el mismo carro-puente, con velocidades de izaje menos lentas, como es el caso de equipo auxiliar. Normalmente, impulsadas por motores eléctricos, reductores de velocidad y freno magnético. El gancho principal, normalmente con aparejos que implican repartir el peso a izar con varios cables, reducen la velocidad de izaje aún más, favoreciendo los movimientos de grandes pesos con mucha precisión. 3.8.1.1. Mantenimiento. Antes de iniciar un mantenimiento de la unidad generadora, es necesario efectuar una revisión general de las grúas, sean de operación manual o eléctrica, verificando los desplazamientos del puente y de la propia grúa sobre el mencionado puente. Verificar las velocidades tanto del gancho principal como el auxiliar. Confirmar que los trenes de engranes, ruedas, carretes y cables estén debidamente lubricados. Verificar la corriente que toman los motores, tanto de izaje como de traslación del puente como de la grúa, en vacío y comparar los valores a tensión nominal. Verificar vibraciones y ruido en baleros así como en tren de engranes. Confirmar la operación de los frenos. Revisar que el o los cables no tengan hilos rotos y estén adecuadamente engrasados Revisar que esté todo el equipo libre de polvo e insectos y que las ruedas tanto del puente como el de la grúa gire bien al desplazamiento de éstos, confirmando la no existencia de obstáculos en los rieles de la grúa puente. Confirmar los controles y contactos deslizantes. En caso de alguna anormalidad en estos equipos y dispositivos, se deberán corregir antes del uso de la grúa en el mantenimiento del equipo principal. Capítulo III

241


Por lo general estos equipos son muy confiables en su operación, además de cumplir con las medidas de seguridad, debe ser operado por personal previamente capacitado de acuerdo a lo indicado en el capítulo 700 “Reglamento de Seguridad e Higiene en Centrales Hidroeléctricas”. Conservar los recubrimientos anticorrosivos de las estructuras y equipos. Independientemente de lo anterior, se deben realizar estas inspecciones al menos 1 vez por año en mantenimiento rutinario. Se recomienda realizar inspección mediante ensayos no destructivos en las poleas, ganchos y tambores de la grúa cada 10 años. 3.8.2 Grúa pórtico en obra de toma

En algunas centrales esta grúa se usa para el manejo de compuertas, obturadores o agujas, las cuales se instalan en sus vanos cuando se requiere efectuar un mantenimiento

a

las

compuertas

de

toma,

generalmente

aprovechando

un

mantenimiento programado de una unidad generadora. Esta grúa se desplaza sobre rieles y los cables de fuerza se tienden o recogen en carretes de acuerdo al desplazamiento del pórtico. Los principios de operación y control son similares a los de cualquier grúa, con la diferencia de que su movimiento longitudinal (horizontal) de todo el pórtico se hace sobre rieles accionados por motorreductores localizados en la parte inferior de las columnas, y el gancho sirve para izar y bajar los obturadores, compuertas, o equipo auxiliar. La operación de estos equipos, como en la anterior, debe estar a cargo de personal capacitado. Las verificaciones y mantenimientos deberán realizarse en forma similar a los equipos anteriores, de acuerdo a los manuales e instructivos de la misma. 3.8.3 Grúa puente para válvulas de marip osa.

En algunas centrales que requieren válvulas de mariposa para alimentar a las unidades generadoras, es usual que se requiera una grúa, bajo el mismo principio de la grúa puente con limitaciones en cuanto a movimiento transversal del carro grúa.

Capítulo III

242


Las verificaciones y mantenimientos deben realizarse en forma similar a los equipos anteriores, de acuerdo a los manuales e instructivos de la misma. 3.8.4. Grúas y polipasto s para manejo de las compuertas de desfogue.

Por las condiciones ambientales que generalmente prevalecen en los desfogues de algunas centrales de gran potencia, estas requieren de resistencias de calentamiento y aislamiento a prueba de humedad en los motores eléctricos. Adicionalmente, algunas grúas para este servicio tienen cadenas con eslabones en vez de cables de acero, siendo más fácil su lubricación. Cuando se usa cable para el gancho de izaje, adicionalmente al “pescador” para la operación del by-pass, el cable debe mantenerse recubierto con material y grasa especial que evite la corrosión. Las revisiones y pruebas a estos equipos deberán realizarse dos veces por año y conforme a la experiencia en cada central y sus manuales e instructivos. 3.9 TUBERÍA A PRESIÓN

Se le debe dar una gran importancia a la conservación de las tuberías a presión, ya que una falla de las mismas puede ocasionar daños de bastante consideración en las instalaciones y por consiguiente afectar la producción de energía, pudiendo incluso llegar a causar lesiones y/o la muerte de personas. Se debe tener presente, que una inspección interior en estas tuberías, siempre y cuando las condiciones de operación lo permitan, es de vital importancia ya que da oportunidad de llevar a cabo una (si es necesario) restauración total o parcial de los recubrimientos protectores contra oxidación, o programación de estos trabajos, cuando se efectúe un mantenimiento a la unidad, siempre y cuando esta tubería no sea común para dos o más unidades. La inspección por la parte exterior de tuberías expuestas, deberá hacerse periódicamente para verificar el estado de conservación los recubrimientos anticorrosivos, aplicados según la especificación CFE D8500-22. Capítulo III

243


ESQUEMA DE UNA SILLETA

FLUJO

PLACA BASE

PLACA DESLIZANTE

Se recomienda verificar al menos una vez al año el alineamiento de los machones o atraques y silletas soportes de estas tuberías, sobre todo en zonas sísmicas, ya que el asentamiento del terreno, por muy leve que sea, ocasiona esfuerzos en las tuberías. De manera rutinaria se deberá realizar el engrase de la superficie de desplazamiento entre los apoyos y placa base de las silletas, para evitar esfuerzos durante los movimientos de expansión-contracción de la tubería por los efectos de temperatura ambiente. Existen plantas en donde las aguas calcáreas o con alto contenido de sales minerales, ocasionan incrustaciones en el interior de las tuberías a presión, alcanzando estas incrustaciones espesores hasta de 1”, disminuyendo el diámetro de la tubería y provocando pérdidas de energía por el efecto de rugosidad y disminución del área del pasaje de agua. Por lo que se recomienda cuando menos cada 2 años realizar medición de los espesores de las tuberías e inspección interior para la programación de acciones de mantenimiento. La mayoría de las tuberías a presión exteriores, están provistas de juntas de expansión, por lo que es recomendable su inspección periódica (cuando menos una vez al año) para evitar daños de consideración en esta área, ya que la falta de atención, ya sea en el empaque empleado, falla en tornillería, falta de ajuste periódico, ocasiona fugas de agua y por consiguiente oxidaciones en los asientos de las empaquetaduras, que con el tiempo se traducen en desgastes de consideración que ponen en peligro la tubería.

Capítulo III

244


Existen tuberías a presión que su sistema de aereación (sistema para la expulsión del aire en el momento de llenado y reposición de aire durante el vaciado) es atmosférico, o sistema mecánico. El atmosférico sólo requiere la conservación por medio de mantenimientos preventivos de rutina. La válvula de aereación por sistema mecánico deberá atenderse adecuadamente ya que proporciona seguridad a la tubería; el buen funcionamiento de ésta, está supeditado a un resorte que por su tensión, mantendrá abierta la válvula de aereación cuando la tubería se esté vaciando; venciendo la tensión de este resorte y cerrando la válvula cuando existe presión de agua en su interior. Así mismo los asientos de estas válvulas deberán ser revisados cuidadosamente. Por lo general, para el recubrimiento interno de tuberías a presión, donde sea posible deberá apegarse a la especificación CFE D8500-22, pero debido a las contracciones naturales que sufre la tubería por temperaturas, con el tiempo presentan áreas pequeñas de oxidación en las que es relativamente fácil la restauración del recubrimiento. Cuando se trabaje en el interior de tuberías a presión deberá considerarse la posible presencia de anhídrido sulfúrico y gases generados por materias orgánicas en descomposición, estos gases son fatales si se inhalaran prolongadamente, manifestando inicialmente en sueño, cansancio y ocasionalmente en dolores de cabeza y vómitos. Es conveniente una vez vaciada la tubería abrir todos los registros, y de ser posible forzar la aereación, para eliminar los gases. La limpieza inicial en la tubería deberá hacerse en un arco de 15° en la parte inferior de la tubería, eliminando la materia resbalosa y permitir el desplazamiento del personal ya sea con fines de inspección o iniciar los preparativos de mantenimiento. Para los trabajos de limpieza con chorro de arena, deberán construir templetes sólidos de madera, ya que una falla de estos, estando el operador trabajando, puede sufrir una caída y el chorro de arena sin dirección, puede alcanzar al personal dentro de la tubería, ocasionándole lesiones graves. De no contar con el equipo ni la experiencia se recomienda concursar este trabajo, buscando compañías especialistas para aprovechar capacitarse, fijando nosotros el tipo

Capítulo III

245


de recubrimiento, espesor, método, tiempo y medidas de seguridad que permitan efectuar los trabajos. Es indudable que la mejor manera de garantizar un buen estado del interior de la tubería a presión es mantenerla llena de agua estanca o fluyendo. Por lo anterior el vaciado de la tubería debe ser siempre en plazos cortos que justifiquen la inspección, ya que los períodos en los que el interior del tubo esté vacío, se desarrolla un efecto electroquímico con el oxígeno libre contenido en el aire, favoreciendo la oxidación. Se debe establecer un programa para la medición de espesores de la tubería en toda la longitud, poniendo especial énfasis en los cambios de dirección y en las reducciones. Se recomienda hacer un mallado de puntos de medición, considerando cuando menos cuatro puntos circunferenciales (arriba, margen derecha, abajo, y margen izquierda) y con tantos aros longitudinales como sea necesario, cuando menos uno por cada sección o canutos de tubo. Estos puntos se deberán ubicar e identificar, marcando su ubicación con círculos pintados sobre el recubrimiento exterior, para que siempre se efectúe la medición en los mismos puntos para que se lleve el seguimiento puntual y su desgaste contra el tiempo. Cuando se encuentre alguna lectura fuera de rango, se hará un mallado más cerrado alrededor del punto, para determinar la magnitud del daño o si es un daño puntual. Durante los rechazos de carga o pruebas a los reguladores de velocidad, se deberá instrumentar lo necesario para determinar el incremento de presión en la tubería durante este transitorio, para verificar que no exceda la máxima presión sobre todo en turbinas de reacción. Cuando se produce un rechazo total de la carga de la unidad, se presenta un efecto de sobrepresión en la tubería a presión y otro de sobrevelocidad en el grupo turbina generador, los cuales son función directa del tiempo efectivo de cierre (Tc) en el distribuidor. Por lo anterior se recomienda verificar la sobrepresión máxima y la sobrevelocidad, pues si por un lado se incrementa el tiempo de cierre, las unidades alcanzarán mayores sobrevelocidades pero la sobrepresión será menor; por otro lado, cuando se acorta el tiempo de cierre se reduce la sobrevelocidad pero la sobrepresión será mayor. Se sugiere que la sobrepresión interior sea inferior al 150 % de la caída neta máxima. Capítulo III

246


Otro elemento muy importante para la seguridad de las instalaciones, es el dispositivo de sobreflujo, en las tuberías en que se tenga instalado este dispositivo se deberá incluir en los mantenimientos de paro total que impliquen el vaciado o la disminución de nivel en esa sección, realizar el mantenimiento al mecanismo y pruebas de operación que deberá incluir el cierre automático de la válvula o compuerta de toma, teniendo especial atención en las articulaciones, cuidando que estén libres de pintura, óxido, contaminantes, etc., se debe probar también el elemento tensor verificando su constante (si aplica). Debido a que el mantenimiento a esta instalación es compartido con el área de Ingeniería Civil, se recomienda que se verifique la limpieza de las rampas y de sus obras de arte para evitar la acumulación de sedimentos, maleza, fuga en juntas de expansión etc., que provocan humedad en la parte inferior de las tuberías y pueden llegar a dañar el recubrimiento exterior e iniciar el proceso de oxidación; además de dificultar el acceso al personal del departamento mecánico para efectuar las inspecciones periódicas. 3.10 SISTEMA DE LUBRICACIÓN 3.10.1 Generalidades

El objetivo de la lubricación es el de reducir el rozamiento de los elementos de máquinas que giran o se desplazan. En el regulador de velocidad, el accionamiento de las válvulas de turbina para su operación normal, disturbios o protecciones, se realiza a través de aceite a alta presión. Un aceite bien conservado evita problemas por obstrucción o desgaste prematuro en las válvulas hidráulicas. Por lo tanto el estudio de lubricación es fundamental siempre que se trate de reducir el desgaste de los equipos en la producción de energía, como en nuestras centrales. El lubricante en la mayoría de los casos es aceite mineral. En algunos casos se utiliza agua, aire o lubricantes sintéticos cuando hay condiciones especiales de temperatura, velocidad, etc. 3.10.2 Tipos de lubr icació n

Hidrodinámica. Capítulo III

247


Es aquella en la que las superficies del cojinete que soportan la carga están separadas por una capa de lubricante gruesa, a manera de impedir el contacto entre metal y metal. La lubricación hidrodinámica no depende de la introducción del lubricante a presión, aunque esto sí se puede hacer; sin embargo, si se requiere que haya un abastecimiento adecuado de aceite en todo momento. La presión en el aceite la origina la superficie en movimiento, que lo arrastra hacia la zona de carga en forma de cuña, a una velocidad suficientemente grande que origine la presión necesaria para separar las superficies, actuando sobre la carga que obra sobre el cojinete. La lubricación hidrodinámica es llamada también “lubricación de película completa o lubricación de película fluida”. Hidrostática. Esta se obtiene introduciendo el lubricante, que a veces es aire o agua, en el área de soporte de la carga, a una presión suficientemente elevada para separar las superficies con una capa de lubricante relativamente gruesa. Así a diferencia de la lubricación hidrodinámica, no se requiere del movimiento de una superficie con respecto a la otra, normalmente se utiliza cuando las velocidades son pequeñas o nulas y cuando la resistencia al rozamiento tiene que reducirse al mínimo absoluto. Elastohidrodinámica. Es el tipo de lubricación que se produce en elementos altamente cargados donde la presión es tal que la deformación elástica de las superficies metálicas influye en la formación del espesor de película, por ejemplo los engranes y cojinetes de rodamiento (baleros). Lubricación de película mínima o al límite. Este tipo de lubricación se presenta cuando es posible que el área de contacto sea insuficiente, o que se aminore la velocidad de la superficie móvil, o que se reduzca la cantidad de lubricante suministrada a un cojinete, o bien, que se produzca un aumento en la carga a soportar o un incremento en la temperatura del lubricante y en consecuencia disminuya la viscosidad; cualquiera de estas condiciones puede impedir la formación de una película de lubricante suficientemente gruesa para que haya lubricación fluida o de película completa. Cuando esto ocurre las asperezas de mayor altura quedan separadas por películas de lubricante de sólo unos cuantos diámetros Capítulo III

248


moleculares de espesor. El cambio de la lubricación hidrodinámica nunca es brusco o repentino. Lubricación de película ssólida.ólida.Esta se utiliza cuando los cojinetes tienen que trabajar a temperaturas extremas, utilizando un lubricante de película sólida como el grafito o el disulfuro de molibdeno, porque los aceites ordinarios ordinarios no dan resultados satisfactorios. 3.10 3.10.3 .3 Propiedades Propi edades del del aceite lubric lub ricante. ante.

Viscosidad La viscosidad es la medida de la resistencia al rozamiento interno en el fluido. Si la viscosidad es demasiado baja la película lubricante no soporta las cargas entre las piezas y desaparece del medio sin cumplir su objetivo de evitar el contacto metal-metal. La viscosidad del aceite es sumamente importante y normalmente tiene mucha mayor significación que la gravedad específica o el punto de inflamación. La viscosidad afecta la generación de calor en rodamientos, cilindros y engranajes debido a la fricción interna del aceite. Esto afecta las propiedades sellantes del aceite y la velocidad de su consumo. Determina la facilidad con la que las máquinas se pueden poner en funcionamiento a varias temperaturas, temperaturas, especialmente a las bajas. La operación satisfactoria de una pieza dada de un equipo, depende fundamentalmente del uso de un aceite con la viscosidad adecuada a las condiciones de operación esperadas.

Capítulo III

249


El concepto básico de la viscosidad se muestra en la figura, donde una placa se mueve a una velocidad constante V sobre una capa de aceite. El aceite se adhiere a ambas caras de las placas, la móvil y la estacionaria. El aceite en contacto con la cara de la placa móvil viaja a la misma velocidad que ésta, mientras que el aceite en contacto con la placa estacionaria tiene velocidad nula. Entre ambas placas, se puede visualizar el aceite como si estuviera compuesto por muchas capas, cada una de ellas siendo arrastrada por la superior a una fracción de la velocidad V, proporcional a su distancia de la placa estacionaria. Una fuerza F debe ser aplicada a la placa móvil para vencer a la fricción entre las capas fluidas. Dado que esta fricción está relacionada con la viscosidad, la fuerza necesaria para mover la placa es proporcional a la viscosidad. La viscosidad se puede determinar midiendo la fuerza necesaria para vencer la resistencia a la fricción del fluido en una capa de dimensiones conocidas. La viscosidad determinada de esta manera se llama dinámica o absoluta. La viscosidad dinámica normalmente se expresa en poise (P) o centipoise (cP, donde 1 cP = 0,01 P), o en unidades del Sistema Internacional como pascales-segundo (Pa-s, donde 1 Pa-s = 10 P). La viscosidad dinámica, la cual es función sólo de la fricción interna del fluido, es la cantidad c antidad usada más frecuentemente en el diseño de cojinetes y el cálculo de flujo de aceites. Debido a que es más conveniente medir la viscosidad de manera tal que tenga en cuenta la densidad del aceite, para caracterizar a los lubricantes normalmente se utiliza la viscosidad cinemática. La viscosidad cinemática de un fluido es su viscosidad dinámica dividida por su densidad, ambos medidos a la misma temperatura, y expresada en unidades consistentes. Las unidades más comunes que se utilizan para expresar la viscosidad cinemática son: stokes (St) o centistokes (cSt, donde 1 cSt = 0,01 St), o en unidades del SI como, milímetros cuadrados por segundo (mm 2/s, donde 1 mm 2/s = 1 cSt). La viscosidad dinámica en centipoise se puede convertir en viscosidad cinemática en centistokes dividiéndola por la densidad del fluido en gramos por centímetro cúbico (g/cm3) a la misma temperatura. La viscosidad cinemática en milímetros cuadrados por segundo se puede convertir en viscosidad dinámica en pascal-segundos multiplicando por la densidad en gramos por centímetro cúbico y dividiendo el resultado por 1000. Resumiendo: Capítulo III

250


Se han utilizado otros sistemas de medida, incluyendo Saybolt, Redwood y Engler, debido a su familiaridad para muchas personas, pero son raros los instrumentos desarrollados para realizar las mediciones en estas unidades. La mayoría de las determinaciones de viscosidad se realizan en centistokes y se convierten a valores de otros sistemas. La viscosidad de cualquier fluido cambia con la temperatura, incrementándose a medida que baja la temperatura, y disminuyendo a medida que ésta aumenta. La viscosidad también puede variar con un cambio en el esfuerzo o velocidad de corte Un aumento en la viscosidad del aceite usado también puede significar que el aceite ha empezado a oxidarse, ya que uno de los primeros resultados de la oxidación es la formación de materiales polimerizados de elevada viscosidad que eventualmente llegan a formar pesados lodos en el aceite. Si la viscosidad es demasiado alta el lubricante no es capaz de llegar a todos los intersticios en donde es requerido. Al ser alta la viscosidad es necesaria mayor fuerza mayor fuerza para mover el lubricante originando mayor desgaste en la bomba de aceite, además de no llegar a lubricar rápidamente en el arranque en frio. Para análisis de aceite, normalmente la medición de viscosidad se realiza a 40°c y la medida es en cSt c St (Centistokes).

Capítulo III

251


------------- CURVA TEMPERATURA ----- VISCOSIDAD -------------20 000 000 10 000 000

=

100 000 000 50 000 000

5 000 000

10 000 000

1 000 000

5 000 000

1 000 000 100 000 = 50 000

5 00 000

C U R V A S

100 000 10 000

___________________________

ALTA VISCOSIDAD CUANDO ARRANCA A BAJA TEMPERATURA

50 000

5 000 10 000 1 000

=

500

=

5 000

1 000

500

100

50

100

S E K O T

-90 80 70

S 100 I T N E C

9 8 7 6

=

T L O B Y A S

5

C B t

60

ACEITE PARA TURBINA

55 50

B A J A T E MP E RA T UR A DURANTE OPERACION

45

*

40

*

180 140

RANGO RECOMENDABLE DE OPERACIÓN

S S U 4

+

35

20

-30

0

-20

20

-10

40

0

60

10

20

80

30

100

40

120

50

140

60

160

70

180

80

200

90

220

1000

240

110

260

120

280

130

300

140

150

320

°F

340

TEMPERATURA ° C

Capítulo III

252


La Humedad.-

La humedad contribuye a la oxidación del aceite, así que su determinación y su pronta eliminación resultan altamente deseables. El aceite soluble es todavía más dañino, puesto que forma depósitos que atoran las válvulas y causan una operación errática en el sistema. Además, el agua y el aceite soluble pueden herrumbrar el sistema.

Capítulo III

253


La forma más sencilla para determinar la condición del aceite es por medio de una muestra representativa en una botella limpia de vidrio o en un tubo de prueba; si el aceite tiene un olor dulce y está claro y brillante, lo más probable es que se encuentra en buenas condiciones, pero si tiene un olor a quemado o si está opaco o de color oscuro, esto indica claramente que puede causar problemas. En algunas plantas existe la tendencia a darle importancia a una o dos observaciones únicamente, tales como el color y el número de neutralización. Esto puede dar por resultado eliminar un aceite que esté en condiciones adecuadas para continuar en uso. El propósito del análisis es determinar la presencia del agua, aceite soluble, solventes, aceite inadecuado, partículas metálicas, partículas de pintura, etc., así como averiguar hasta qué grado se ha oxidado el aceite. Estas pruebas pueden realizarse analizando la gravedad específica, el punto de inflamación, viscosidad, color, número de neutralización y el contenido de humedad y sedimentos. El operador que toma la muestra en una botella sucia, en un bote, o en cualquier otro recipiente que no ha sido cuidadosamente limpiado, no obtendrá el beneficio de la precisión de estos análisis de laboratorio. El recipiente para la muestra debe ser un bote de metal o de plástico limpio y con tapón de rosca, o si se usa recipientes de vidrio, deberán tomarse las precauciones necesarias para evitar que se rompan durante su transporte, manejo, y puesto que es necesario que la muestra realmente sea representativa del aceite que existe en el sistema, debe tomarse de una parte activa del circuito o del tanque mientras la máquina está operando. Si se sospecha que existe una contaminación muy severa con agua o con aceite soluble, se debe tomar una segunda muestra después de un tiempo de estar la máquina parada. Esta muestra debe tomarse del fondo del tanque. Algunos productos de la oxidación pueden ser solubles a la temperatura de funcionamiento pero se puede precipitar a la temperatura ambiente, por lo tanto, es esencial que la muestra se tome cuando la máquina y el aceite estén todavía calientes. Sedimentos. Es importante determinar la cantidad y naturaleza de los sedimentos encontrados en el aceite lubricante. La observación visual de materias extrañas dentro del aceite es de muy poca ayuda para determinar su efecto probable sobre el funcionamiento del sistema. Únicamente el análisis químico y la opinión de un experto en la materia pueden determinar este efecto. Sin embargo, el examen del sedimento puede revelar el origen de Capítulo III

254


partículas metálicas de acero, hierro, bronce, o aluminio que lógicamente provendrán del desgaste de las partes metálicas del sistema. Pedazos de hule, lona o cuero generalmente indican desgaste de las juntas y empaques. La presencia de jabones de bario o calcio pueden indicar la presencia de aceites automotrices en el sistema mientras que otros tipos de jabones pueden resultar de la contaminación de grasas, recipientes galvanizados, aceites solubles o aceites inadecuados. El volumen de estos materiales dentro del aceite usado es de gran importancia para evaluar la efectividad de los filtros. Punto de Inflamación. Los solventes comúnmente usados para limpiar los sistemas, por lo general tienen puntos de inflamación menores de 150° c (200° F) mientras que un aceite lubricante de alta calidad tiene un punto de inflamación aproximadamente de 200° c (390° F) o más, por lo tanto, si el punto de inflamación del aceite usado ha bajado considerablemente, puede indicar que algo de solventes para la limpieza ha contaminado el aceite. Apariencia. El obscurecimiento parcial de un aceite puede tener poca significación, pero un cambio substancial de su color por lo general indica que existe contaminación. Cuando nuevo, el aceite hidráulico de alta calidad es casi siempre de color claro, con una apariencia brillante, si el aceite cambia a una apariencia opaca y turbia sin que exista ningún cambio en el color indica contaminación con agua o con aceite solubles. Algunas veces conviene hacer ciertas pruebas sencillas tal como poner un poco de aceite sobre una plancha caliente, si este comienza a saltar y hacer ruidos peculiares es probable que exista agua. Sin embargo, para realizar una determinación precisa hay que recurrir al laboratorio en donde se puede medir exactamente la contaminación de agua o aceite soluble. Debemos repetir que los cambios en el color y en la apariencia únicamente no son indicaciones precisas para ejecutar el cambio de aceite, estas pruebas deben considerarse en conjunto con los otros resultados. Número de Neutralización. El número de neutralización se obtiene midiendo el número de miligramos de hidróxido de potasio requerido para neutralizar un gramo de aceite, esta es, tal vez la prueba más discutida para evaluar la condición del aceite y su significación es algunas veces exagerada.

Capítulo III

255


Al oxidarse el aceite el primer resultado es la formación de compuestos ácidos. El número de neutralización indica la formación de productos ácidos, aunque hay que tomar en cuenta que ciertos aditivos aumentan el número de neutralización aún sin tener ninguna relación con la formación de materias ácidas. Sin embargo, lo que con frecuencia se mal interpreta es que el valor real del número de neutralización es mucho menos importante que la tendencia de estos valores, por lo tanto, es necesario tener las lecturas anteriores de una determinada carga de aceite para llegar a una conclusión precisa. Es recomendable el análisis de una muestra de aceite nuevo del mismo lote. 3.10.4 Mantenimiento de los aceites de equipos principales de la unidad.

El aceite lubricante deberá centrifugarse al menos cada año, principalmente el del sistema de regulación, ya que las impurezas o materiales extraños en suspensión, afectan la buena operación de los gobernadores de la turbina. Siendo el enfriamiento de este aceite por medio de serpentines, cualquier fuga de agua emulsiona el aceite, esta agua en suspensión origina oxidación en partes vitales del gobernador, debido a estas circunstancias deberá hacerse análisis de aceite independientemente de estas pruebas, a simple vista se puede ver el aceite emulsionado, no confundir, con el aire que se encuentra en el aceite, para este caso será necesario el centrifugado a circuito cerrado en el depósito de recuperación sin necesidad de parar la unidad. En un mantenimiento mayor es conveniente retirar todo el aceite del depósito y efectuar una limpieza a conciencia para retirar los sedimentos acumulados. Es recomendable hacer análisis de laboratorio de los lubricantes del sistema de regulación y de lubricación al menos una vez al año. 3.10.5. Método s recomend ados para la toma y el manejo de muestras de aceite lubric ante y combus tible. Aceites lu br icantes .

Una muestra representativa es aquella cuyas características son iguales a las de la carga total del producto muestreado. Para asegurar que una muestra sea realmente representativa, se debe tomar durante la operación de la máquina. Esta debe haber estado trabajando algún tiempo para que cualquier material que se haya asentado tenga tiempo de circular nuevamente con el aceite, ya que si una muestra de aceite se toma de la parte superior del cárter o recipiente, después de que la máquina ha estado parada por Capítulo III

256


algún tiempo, ciertos contaminantes tales como agua, suciedad, partículas de metal, etc., pueden haberse asentado. Esta muestra puede ser representativa del aceite una vez asentado, pero no puede llamarse representativa del aceite en circulación. Toma de muestra. Si el cárter o recipiente tiene una abertura para limpieza arriba del nivel del aceite, es fácil recoger un poco de aceite mientras la máquina está en movimiento. Algunas veces, existen válvulas en la tubería de descarga de la bomba donde se puede sacar una muestra siempre y cuando la válvula esté antes de cualquier equipo de purificación. Si por cualquier razón no se puede tomar una muestra durante la operación de la máquina, el muestreo debe realizarse enseguida de haberse parado, antes de que los contaminantes puedan asentarse o que el aceite se enfríe apreciablemente. Cuando el aceite de turbina tiene una apariencia turbia o rara, un color oscuro o un olor a quemado, o si se encuentra contaminación visible, se debe remitir muestra al laboratorio, para su análisis, independientemente del tiempo transcurrido desde el envío de la anterior. En caso de que la muestra tomada para analizarse no sea representativa del aceite en servicio, se debe adjuntar una explicación detallada de cómo se tomó ésta. Al tomar una muestra de la válvula de drenado, el primer cuarto de litro del aceite debe descartase y después tomarla. Al tomar la muestra desde el orificio de drenado se debe tener cuidado de limpiar todas las suciedades alrededor del tapón y aflojar éste lo suficiente, únicamente para permitir que el aceite se escape. No aflojar o quitar completamente el tapón. Volúmenes necesarios de muestra.

Para el trabajo de análisis de laboratorio es conveniente enviar las siguientes cantidades de lubricantes usados: a) Aceite de turbina, sistemas hidráulicos, sistemas de circulación:

1 litro.

b)

Aceites de máquinas diesel:

1 litro.

c)

Lodos

½ litro. Capítulo III

257


d)

Depósitos:

30 gramos

e)

Aceites para engranes:

½ litro.

Recipientes para el envío de muestras

Un envase ideal deberá tener las siguientes características: a)

Limpio y seco

b)

Irrompible, de preferencia de plástico.

c)

Ligero

d)

De cierre hermético

e)

Nuevo.

Información que debe acompañar a las muestras.

La información que deberá acompañar a las muestras será la siguiente: Aceite lubricante. 1.- Nombre de la planta, del sistema y del equipo. 2.- Marca y tipo del lubricante. 3.- Tipo de unidad. 4.- Lugar donde se tomó la muestra. 5.- Horas totales de servicio de la máquina. 6.- Horas de servicio del equipo desde su último mantenimiento. 7.- Horas de servicio de la muestra. 8.- Capacidad del sistema, litros. Empaque y embarque

Los tipos de empaque que se deberán usar para el envío de muestras serán cajas de madera. Todo el espacio libre que pueda quedar deberá rellenarse con papel arrugado, aserrín, estopa u otro material que pueda servir de empaque para eliminar cualquier daño posible y para evitar el movimiento de las muestras. Recipientes para envío de muestr as.

El envase que se utilizará para este muestreo será de las mismas características que para el de aceite lubricante.

Capítulo III

258


RELACIÓN DEL CONSUMO MENSUAL DE ACEITE D.T.E. HEAVY MEDIUM DURANTE EL AÑO DE ________________ CENTRAL ______________________________________________ UNIDAD ______________ MESES

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

CHUM. CARGA SUPERIOR E INFERIOR CHUMACERA GUÍA TURBINA UNIDAD No. REGULADOR DE VELOCIDAD

VÁLVULA

MARIPOSA CHUM. CARGA SUPERIOR E INFERIOR CHUMACERA GUÍA TURBINA UNIDAD No. REGULADOR DE VELOCIDAD VÁLVULA MARIPOSA CHUMACERA DE CARGA

CHUM.

GUÍAS SUPERIOR E INFERIOR

CHUM.

UNIDAD No. GUIA TURBINA VELOCIDAD

REGULADOR DE VÁLVULA ESFERICA

TOTAL POR MES M E S E S

LITROS EN TOTAL

UNIDAD No. _____

UNIDAD No. _____

UNIDAD No. _____

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

Capítulo III

259

DIC


3.10.6 Resultados esperados de los análisis de lubr icantes .

Normalmente los resultados que se presentan en los análisis de aceites, corresponden a la viscosidad a 40°c. Para aceites de lubricación en turbinas hidráulicas, el contenido mayor de agua en el aceite no debe pasar de 0.10% de la relación del volumen de la muestra. Ni debe tener un contenido mayor de 30 ppm de material ferroso, ni de 15 ppm de silicio. El índice de oxidación no debe pasar de 7. Se muestra una tabla de los parámetros permisibles para aceites lubricantes de turbina ISO VG 32, 46, 68 y 100 según la especificación LAPEM D2100-18.

Los aceites de lubricación para turbinas hidráulicas deben cumplir con las especificaciones de acuerdo al siguiente recuadro:

Capítulo III

260


DTE Medium

DTE Heavy Medium

DTE Heavy

DIN 51515-1

X

X

X

DIN 51517

X

X

X

DIN 51524

X

X

X

ESPECIFICACIÓN

GE GEK 46506D GE GEK 27070 GE GEK 28143A

X

A continuación se muestra una tabla de los valores de las características de aceites lubricantes para turbinas de acuerdo a unos fabricantes: TIPO DE ACEITE LUBRICANTE

DTE Medium

DTE Heavy Medium

DTE Heavy

46

68

100

cSt @ 40ºC

44.5

65.1

95.1

cSt @ 100ºC

6.9

8.7

10.9

98

95

92

-15

-15

-15

221

223

237

0.86

0.87

0.88

4500

3500

2800

9

10

10

Agua destilada

Pasa

Pasa

Pasa

Agua de mar

Pasa

Pasa

Pasa

20

20

30

1B

1B

1B

50/0

50/0

50/0

3

4

8

Grado de viscosidad ISO

Índice de visc osidad, A STM D 2270 Punto de congelación, º C, ASTM D 97 Punto de inflamación, ºC, ASTM D 92 Densidad @15ºC kg/l, ASTM D 4052 TOST, ASTM D 943, Hours to 2 NN FZG Scuff ing, D5182, Etapa de fallo

Separación del agua, ASTM D 1401, Min. a 3 ml emulsión @ Corrosión al cobr e, A STM D 130, 3 hrs @ 121ºC Ensayo de espuma, ASTM D 892, Seq I Desaereación, ASTM D 3427, 50ºC, min..

Capítulo III

261


3.11 INSTRUMENTACIÓN

Dado que es de vital importancia conocer las condiciones operativas de los equipos y/o sistemas, ya que del análisis de esta información permite sustentar a las necesidades de mantenimiento, se requiere contar con la instrumentación adecuada y de precisión que nos indique de manera fidedigna y oportuna las variaciones que se presenten para tomar acciones de mantenimiento. Actualmente se dispone en el mercado de una gran variedad de instrumentación para medir todas las variables de operación de los equipos mecánicos que intervienen en la generación de energía hidroeléctrica, por tal razón se deberá considerar la instalación de instrumentos (transductores, transmisores, interfaces, display, etc.) y/o la sustitución de los originales para disponer de información confiable y en tiempo real de las condiciones operativas de los equipos. Para la determinación del alcance de las variables a considerar, se enumeran a continuación algunas de las más importantes, siendo esta lista enunciativa no limitativa: PRESIONES:

1.

Presión sobre la corona del rodete

2.

Presión de agua en el caracol de la turbina

3.

Presión de agua en la conducción

4.

Presión de agua del sistema de enfriamiento

5.

Presión de agua de sello

6.

Presión de agua en sistema contra incendio

7.

Presión de agua de servicio

8.

Presión de aceite del sistema de regulación

9.

Presión de aceite del sistema de obra de toma

10. Presión de aceite en servomotores de regulación 11. Presión de aire del sistema de frenado 12. Presión del sistema de inyección( gateo de aceite en la chumacera de carga) 13. Presión del sistema de izaje de masas rotativas. 14. Presión de aire sistema de desanegado Capítulo III

262


TEMPERATURAS:

1.

Temperatura de metal en segmentos chumacera de carga

2.

Temperatura de metal en chumacera guía superior

3.

Temperatura de metal en chumacera guía inferior

4.

Temperatura de metal en chumacera guía turbina

5.

Temperatura de aceite de la chumacera combinada

6.

Temperatura de aceite de la chumacera guía superior

7.

Temperatura de aceite de la chumacera guía turbina

8.

Temperatura de agua de enfriamiento

9.

Temperatura de agua salida de los cambiadores de calor (radiadores y serpentines).

10. Temperatura del aire a la salida de los radiadores. *

Independientemente de las temperaturas de bobinas del generador y del

transformador de potencia (si aplica). NIVELES:

1.

Nivel del embalse

2.

Nivel de desfogue (En la cámara de oscilación si aplica)

3.

Nivel de aceite en tanque acumulador sistema de regulación

4.

Nivel de aceite en depósito del sistema de regulación

5.

Nivel de aceite en sistema de obra de toma

6.

Nivel de agua en cárcamos de drenes

7.

Niveles de anegado / reanegado / desanegado

8.

Nivel de tanque elevado para sistema contraincendios

9.

Nivel de agua en el foso del distribuidor

GASTO:

1.

Gasto o caudal turbinado

2.

Gasto de agua en cada uno de los circuitos de enfriamiento

3.

Gasto de aceite de lubricación

VIBRACIONES:

1.

Vibración en cubas de chumaceras guías: superior, inferior y turbina.

2.

Vibración en paletas móviles y escudo superior. Capítulo III

263


3.

Vibración en la carcasa del estator.

4.

Medición de cabeceo de flecha en puntos de apoyo de chumaceras.

DESPLAZAMIENTO/POSICIÓN:

1.

Posición de gatos de frenado

2.

Ruptura de eslabones de seguridad

3.

Posición apertura del distribuidor/agujas

4.

Posición de compuertas de obra de toma y de vertedores

5.

Posición de válvulas principales y de enfriamiento

Se deberá poner especial atención y participación coordinada con el departamento de Instrumentación y Control en el momento de especificar las características, límites (ajustes de alarma y disparo), condiciones operativas y de medio ambiente, etc. para que los instrumentos instalados funcionen correctamente. Podrá incluirse medición de temperatura ambiente en casa de máquinas, sala de control, humedad relativa, caída de presión en filtros de aire, cámaras de video y otros, dependiendo de la importancia y capacidad de la central Especial atención se requiere, por parte del Departamento Mecánico, cuando se calibren los instrumentos, para asegurarse de que al final del circuito eléctrico/electrónico se muestre el valor real de la variable, requiriendo que siempre que se intervenga en estos instrumentos exista el aval del Departamento Mecánico. Lo anterior se debe a que, como los instrumentos, sus circuitos y equipos asociados los atiende otro departamento, no se debe confiar la calibración ya que se requiere efectuar compensaciones de acuerdo a la característica particular de cada circuito o instalación, de tal forma que lo indicado en la interfase hombre-máquina sea realmente la que tiene el elemento a monitorear. En instalaciones existentes donde se requiera colocar nuevos instrumentos, se deberá tener la precaución de definir el lugar apropiado, considerando no alterar o modificar la condición del fluido a monitorear en cuanto a dirección, trayectoria, etc., definiendo las dimensiones y ubicación del termo pozo, toma o conexión de manera que no modifiquen las condiciones originales de diseño.

Capítulo III

264


CAPÍTULO IV.- TURBINAS HIDRÁULICAS 4.1 GENERACIÓN DE ENERGÍA EN UNA UNIDAD HIDROELÉCTRICA.

La transformación de energía mecánica en eléctrica tiene lugar en el llamado “GENERADOR “, debiéndose analizar, desde el punto de vista práctico y elemental, el cómo se lleva a cabo la transformación de la energía potencial del agua colocada a determinada altura, en energía eléctrica. En efecto, el agua, con un peso teórico de un kg por decímetro cúbico o una tonelada por metro cúbico, colocada a determinada altura, posee una energía equivalente a la masa (volumen por densidad) por la aceleración de la gravedad, por la altura; y se le llama POTENCIAL, porque está latente y tiene ese valor, el cual se transforma. La energía potencial: Ep = M x g x H (masa por la aceleración de la gravedad, por la altura) = kg x m/seg2 x m = kg-m/seg La energía cinética: Ec = ½ M x V 2 (½ de la masa por el cuadrado de la velocidad) = kg x (v = √2gh) 2 = kg-m / seg La energía mecánica: Em = Q x H x d (gasto por altura por densidad) = m3/seg x m x kg/m3 = kg-m/ seg. Partiendo de que la potencia obtenida en la turbina está dada por la fórmula; P = Q x H x d x Ef = Q x H x d x Eft / (75 x 1.3596) ; d = 1000 kg / m3; Por lo que la fórmula anterior quedaría: P = Q x H x 9.8068 x Ef. P= Potencia eléctrica en kW Q= Gasto en m 3/seg H= Caída neta en m Ef= Eficiencia de turbina en decimales

La potencia eléctrica obtenida en el generador es: Pe = V x A x 1.73 x F.P x Efg / 1000 = kw. V= Voltaje A= Amperes Capítulo IV

265


F.P.= Factor de potencia Efg= Eficiencia en decimales

Igualando los segundos miembros de estas últimas fórmulas, nos queda: Q x H x 9.8068 x Ef = V x A x 1.73 x F.P x Efg/ 1000. Analizando esta última fórmula, y considerando una unidad hidroeléctrica en operación, generando en estado estable, es decir, que el nivel de embalse y las pérdidas no varían, que las eficiencias se mantienen casi constantes, que el voltaje o tensión de generación es fijado por el regulador de tensión, para una potencia entregada por la turbina y recibida y transformada en eléctrica en el generador, la potencia de la turbina y del generador, ante un cambio de estado, dependen de la variación en el amperaje del generador y la correspondiente modificación en el gasto de agua en la turbina. En otras palabras, los flujos de: amperes en el generador y de gasto en la turbina son los que varían para hacer posible que el par motriz representado por la turbina sea igual al par resistente en el generador, para mantener la frecuencia a su valor nominal. La turbina representa el par motriz, pues es el agua la que impulsa a la turbina (independientemente del tipo y eficiencia) y su potencia la entrega en su flecha la cual se acopla con la flecha del rotor del generador, a una velocidad constante (frecuencia) definida por el generador bajo la siguiente fórmula: F = rpm x N / 2 x 60 donde : F = Frecuencia (para nosotros es de 60 ciclos por segundo) rpm = Velocidad de giro del rotor del generador en revoluciones por minuto N = Número de polos. Finalmente: N= ¿Cómo es, entonces, que se tiene ese equilibrio con el par resistente en la flecha del generador y salen kWh en sus terminales a una tensión definida? Según el efecto Faraday, en todo conductor que está sujeto a un campo magnético giratorio, se induce en él una tensión. El rotor gira recibiendo un par externo desde la turbina. Este rotor, tiene sus pares de polos, los cuales, en sus embobinados (cada polo tiene su embobinado con arrollamientos en un sentido y en otro, propiciando así los polos norte y alternativamente los polos sur) fluye una corriente directa variable que crea un campo magnético giratorio Capítulo IV

266


(por el teorema de Ferraris) que genera un sistema trifásico de fuerzas electromotrices en los devanados del estator, residiendo en este el par resistente, que al estar fijo y anclado en su base, lo repercute en el rotor, convirtiéndose así en el par opositor al de la turbina, pues existe una fuerza opositora al giro del rotor proporcional a la intensidad de las líneas de fuerza y al torque propiciado por la turbina. Es el generador el real transformador de la energía mecánica entregada por la turbina de su flecha al rotor del generador, convirtiéndola en energía eléctrica en sus terminales de salida.

Relación entre par resistente y par motriz

Esta transformación se realiza con alta eficiencia, entregando corriente alterna trifásica a tensión nominal que independientemente de la potencia eléctrica entregada, es controlada por un dispositivo llamado Sistema de Excitación y a una frecuencia nominal de 60 cps controlada por otro dispositivo llamado Regulador de velocidad. A velocidad (frecuencia), secuencia de fases e igualdad en el valor de la tensión, el generador es acoplado (sincronizado) al Sistema, entregando potencia en función del Capítulo IV

267


valor de la frecuencia o requerimientos del mismo sistema interconectado, incrementando el flujo de agua en la turbina a través de su regulador de velocidad y en el generador, una mayor corriente en función de esa nueva potencia asignada, lo cual implica una modificación o incremento en la corriente de excitación para aumentar la intensidad de las líneas de fuerza de los polos para ser cortadas por las bobinas del estator (par resistente) y convertir dicho aumento en un incremento en la potencia eléctrica de salida. El llamado “estado estable“ se logra cuando a frecuencia y tensión nominal se igualan el par motriz con el par resistente, independientemente del valor de la potencia. Por lo anterior, es importante reflexionar sobre este proceso tan vivido y conocido, para que con base en ello, se evalúe tanto el resultado y efectos de esa transformación de la energía, para llevar a cabo las actividades que orienten hacia una adecuada operación y mantenimiento de estos equipos. 4.2 DESCRIPCIÓN DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

Una central hidroeléctrica está constituida principalmente por: a. Obra de conducción y/o embalse (retención) de agua b. Tubería a presión c. Casa de máquinas d. Desfogue e. Subestación elevadora

Capítulo IV

268


Diagrama de una Central Hidroeléctrica

OBRA DE CONDUCCIÓN Y/O EMBAL SE

Para las centrales hidroeléctricas que cuentan con presa derivadora y canal de conducción, el agua es llevada hasta un tanque de regulación (obra de retención) para regular el gasto que requieren las turbinas con un pequeño gradiente de nivel en el citado tanque, mismo que cuenta principalmente con divisiones en el tanque de regulación para sedimentar los sólidos en suspensión en una parte por la baja velocidad o bajo movimiento del agua y por verteo pase el agua hacia otro tanque de almacenamiento. En uno de estos tanques según el diseño, se tienen rejillas para evitar el paso de sólidos mayores y la derivación hacia la tubería a presión mediante compuerta de obra de toma, asimismo se cuenta con compuertas desarenadoras para desazolvar el o los tanques. Para centrales que cuentan con presa, misma que es formada reteniendo el agua en el cauce del río mediante una cortina la cual embalsa un volumen considerable, el citado embalse permite graduar la cantidad de agua que pasa por las turbinas, es decir que con esta reserva de agua, puede producirse energía eléctrica durante todo el año aunque el río baje de caudal durante algunos meses. Capítulo IV

269


TUBERÍA A PRESIÓN

Esta instalación de la central sirve para conducir el agua desde la obra de toma hasta las turbinas de las unidades generadoras en casa de máquinas y existen varios tipos de tubería a presión, su diseño depende de la caída de las unidades y el gasto que conducen, así como las propiedades del terreno y la distancia entre la obra de toma y la casa de máquinas. Hay tuberías a presión ahogadas en el terreno y/o concreto, y las hay expuestas al ambiente, de cualquier manera, cuando las caídas superan los 250 m aproximadamente, se utiliza una válvula de protección, que cierra al detectar aumento del gasto máximo de operación que turbina la central, producto de alguna ruptura de la propia tubería que pueda provocar alguna inundación o catástrofe en la casa de máquinas o al entorno de la misma. En algunas centrales, en la tubería de presión se instalan pozos de oscilación, en otras por diseño se encuentran en el desfogue. CASA DE MÁQUINAS

Existen casas de máquinas tipo caverna con túneles de acceso y casas de máquinas de tipo exterior, mismas que alojan principalmente las unidades (turbo generadores), grúa(s) viajera(s), equipo auxiliar, como regulador de velocidad y regulador de tensión, su instrumentación y control, sistemas de agua de enfriamiento tomado de la tubería a presión o por equipo de bombeo, incluso algunas en circuito cerrado, y sistema de achique (para el caso de turbinas de reacción), sistemas contra-incendio, de ventilación forzada y aire acondicionado, aire y agua de servicio, etc. DESFOGUE

Normalmente es parte integral de la casa de máquinas, y sirve para desalojar el agua turbinada por las unidades y conducirla para que siga el río su cauce normal; en ocasiones la central por su diseño tiene túnel(es) de desfogue, cámaras o pozos de oscilación, con niveles de operación determinados o de diseño.

Capítulo IV

270


Los niveles de desfogue deben vigilarse con extremo cuidado ya que: Para turbinas de acción, las unidades deben pararse de llegar el nivel de desfogue a tocar el rodete en operación, o aplicar el sistema de desanegado (en caso de tenerlo) para que las unidades puedan seguir generando sin problemas.

Se anexa gráfica para determinar la altura mínima que debe tener el rodete con respecto al nivel del desfogue para una turbina Pelton.

Capítulo IV

271


ALTURA MÍNIMA NIVEL DE AGUA Y RODETE TURBINA PELTON

TURBINA HORIZONTAL

TURBINA VERTICAL

Capítulo IV

272


Dimensionamiento de cangilón de un rodete Pelton (referencia del punto B2).

Para turbinas de reacción, donde se presentan la mayor parte de los casos de aumento de nivel en el desfogue, este problema afecta en forma importante eficiencias y/o el rendimiento de las turbinas, derivado de la disminución de la caída neta, producto del ascenso del nivel en la descarga de la turbina y que pueden acarrear otros problemas como vibración y daños en rodete o turbina si el nivel de desfogue es menor a la indicada en el diseño. SUBESTACIÓN ELEVADORA

Generalmente esta instalación se encuentra fuera de casa de máquinas o es recomendable que deba encontrarse fuera de la misma. La subestación elevadora como su nombre lo indica, es una instalación eléctrica, compuesta de transformadores monofásicos o trifásicos, que elevan el voltaje de la energía eléctrica producida por el turbo generador hasta un voltaje nominal para que dicha energía pueda ser transmitida desde la central hasta otro punto geográficamente lejano; esta instalación debe contar con sistemas contra incendio y fosas captadoras y separadoras de aceite para casos de derrames.

Capítulo IV

273


4.3 FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE LAS TURBINAS HIDRÁULICAS 4.3.1 Introducción

Desde la antigüedad, el hombre descubrió que podía aprovechar las caídas de agua, para obtener la energía suficiente para mover: molinos de trigo, por ejemplo, y después, mediante poleas y otros mecanismos de transmisión mecánica, impulsar máquina para fabricación de otros utensilios o manufactura de otros artículos de uso común y que requerían para su elaboración, de la fuerza. Con el descubrimiento de la electricidad y más concretamente de los llamados generadores eléctricos, se inició fundamentalmente la era industrial, con la generación de electricidad, aprovechando la energía hidráulica. En la medida en que esta necesidad se fue creando, el obtener mayor provecho de esa energía hidráulica, motivó e impulsó el que se fueran desarrollando nuevas tecnologías, de acuerdo a las características del aprovechamiento hidráulico en cada caso, pasando de la gran rueda con recipientes que se llenaban del agua corriente abajo, hasta la turbina de impulso, con canjilones aún muy rústicos, pero que cumplían su cometido. La base fundamental de estas y todas las turbinas hidráulicas, es aprovechar la caída y el gasto disponible, transformando esa energía hidráulica en energía mecánica y ésta a su vez, en energía eléctrica. Con la tecnología y estudios hidrológicos más precisos, se fueron desarrollando las turbinas con características particulares para cada condición que requería el aprovechamiento. En el inicio, las caídas, gastos y por lo tanto las potencias obtenidas eran muy modestas, resultando equipos con baja eficiencia, pero que satisfacían los requerimientos de esas industrias en desarrollo. Esto permitió mejorar los diseños, acompañados con nuevas tecnologías de materiales, perfeccionando los perfiles hasta lograr definir con mayor precisión las características de las turbinas, basándose no solamente más en la altura y el gasto de agua, sino de otras variables fundamentales como lo es la velocidad específica.

Capítulo IV

274


La regulación de velocidad y la potencia cuando estaba conectado un generador, era inicialmente manual. Posteriormente se adecuaron reguladores por tener conectadas cargas que requerían una frecuencia casi constante, recurriendo al principio básico del péndulo de Watt como elemento detector y con diversos arreglos para tener los elementos de control, retroalimentación y estabilidad, teniendo al aceite como elemento que transmitiera la variación del gasto de la turbina, es decir, como elemento controlable para regular velocidad y potencia. El momento volante y tiempos de apertura y cierre del distribuidor, son elementos importantes para la estabilidad de regulación. 4.3.2 Tipos de turbina

Lo anterior permitió definir tanto el tipo como el dimensionamiento de las turbinas, tales como las turbinas tipo Francis, para caídas medianas en rangos de 40 a 150 metros inicialmente y con gastos medios de 2 a 25 metros cúbicos por segundo. Además estas turbinas se desarrollaron inicialmente de eje horizontal, por lo tanto su potencia se limitaba fundamentalmente por el dimensionamiento de la carcasa espiral externa. Para máquinas verticales, los gastos y alturas pueden ser de magnitudes mayores, como gastos arriba de los 400 m 3/seg y alturas arriba de los 150 metros, llegando a potencias superiores a los 700 MW. Las turbinas tipo Pelton o turbinas de impulso, generalmente usadas para caídas mayores de 150 metros generalmente y con gastos entre fracciones de metro cúbico por segundo, hasta 10 ó más, para máquinas horizontales. Las turbinas verticales con varios chiflones pueden tener potencias y gastos mayores. Las turbinas de hélice o del tipo Kaplan, son para gastos mayores pero con caídas muy bajas, del orden de 8 a 40 metros y gastos que pueden superar los 600 m 3/seg. Las turbinas tipo hélice, se usan normalmente para caídas que se mantienen prácticamente fijas y con ello se garantiza un buen desempeño en lo relativo a eficiencia. Las de tipo Kaplan son recomendables para cuando la caída varía considerablemente en relación a la de diseño.

Capítulo IV

275


A continuación se muestran dos gráficas para auxiliar en la selección del tipo de turbina:

Gráfica 4.1.- Selección de Turbinas, en función de la velocidad específica y de la carga hidráulica o caída neta, representada por f(Ns, Hn).

Rodetes tipo Pelton, Francis y Kaplan, diseñados por método numérico.

Capítulo IV

276


Gráfica 4.2.- Selección de Turbinas, en función del gasto y de la caída neta, f(Q, Hn).

4.3.3 Velocidad específica.

Esta constante es fundamental para la selección y caracterización de la turbina, interviene en su dimensionamiento, ya que tiene el mismo valor para las turbinas geométricamente iguales y que operan en condiciones hidráulicas similares. La fórmula para su determinación es: Ns = n x ( Pt )0.5 x (Hd)-1,25 Donde: Ns = Velocidad específica n = Velocidad de giro en r.p.m. Pt = Potencia de la turbina en kW Hd = Caída o altura de diseño en m. Capítulo IV

277


Si se expresara la potencia en C.V., al resultado de la Ns expresada en kW, se le multiplica por 0.8577. 4.3.4 Potencia de las turb inas

La potencia de diseño de una turbina hidráulica, está en función de la caída o carga y gasto de diseño, suponiendo que se conoce también la eficiencia de la turbina y se determina según la siguiente fórmula. Qd x Hd x 1000 x et Pt = ----------------------------------- en kW 75 x 1.3596 Donde: Pt = Potencia nominal de la turbina expresada en kw Qd = Flujo o gasto de diseño en m3/seg. Hd = Carga o caída de diseño en m. et = Eficiencia de la turbina 1000 = peso de un metro cúbico de agua en Kg. 1.3596 = C.V. que corresponden a 1 kw 75 = kilográmetros que corresponden a 1 C.V

Efectuando las operaciones aritméticas, la fórmula queda: Pt = Qd x Hd x 9.8068 x et; es por ello que para cálculos rápidos y aproximados se usa la ecuación: Pt = Q x H x 9.81 x et 4.4 PRINCIPALES COMPONENTES DE LAS TURBINAS HIDRÁULICAS.

Normalmente, las unidades hidroeléctricas cuentan con algunos equipos comunes independientemente del tipo de turbina con el que cuente, como lo es el sistema de regulación, desfogue (Kaplan y Francis), equipos auxiliares para suministro de aire y agua u otros. A continuación se da de manera general la descripción de las turbinas según su tipo así como de sus componentes principales. Capítulo IV

278


4.4.1 Fundamentos teóric os. 4.4.1.1.- turbinas de acción o de impuls o.

Este tipo de turbinas llamadas también Pelton por ser el apellido de su inventor (así será con los demás tipos de turbinas) se usan normalmente en centrales de mediana y alta caída hidráulica. Consiste de una rueda o rodete con un número de cangilones alrededor de su periferia. Al operar, incide en ellos un chorro de agua a muy alta velocidad que sale de uno o más chiflones causando el giro de la turbina. Dependiendo de la potencia, estas turbinas logran eficiencias arriba de 90% y las de varios chiflones, tienen la posibilidad de cancelar algunos de ellos al requerirse potencias menores a la nominal, siempre que los chorros queden equilibrados. La presión del agua en los chiflones, causa que la energía potencial se convierta en energía cinética misma que es aportada al rodete. El agua una vez que realizó su trabajo, sale del rodete y descarga en el desfogue, generalmente con muy baja velocidad, manteniendo siempre el rodete en aire. Denominando u a la velocidad tangencial de los canjilones y v a la velocidad del chorro de agua que sale de la tobera, la diferencia de estas representa la velocidad relativa del agua (v – u) a los canjilones. La diferencia entre la velocidad de los canjilones y la velocidad relativa del agua a los canjilones, es u- ( v – u ) o 2u – v. Denominemos X a la velocidad absoluta del agua que abandona el cangilón medida en dirección del movimiento de éste. Para utilizar toda la energía del chorro de agua, la velocidad del agua que abandona al rodete debe ser cero. Esta condición puede cumplirse si u se hace igual a 1/2v, entonces: X = 2u – v Sustituyendo u = 1/2v X=0

Capítulo IV

279


Mostrando que para aprovechar toda la energía del agua en el rodete, la velocidad tangencial del canjilón medida en el círculo tangente al chorro, debe ser la mitad de la velocidad de dicho chorro. La velocidad del chorro en función de la altura o carga hidráulica es: V = 0.95 a 0.98(2gH) 0.5 y la velocidad periférica del rodete, medida en el círculo de paso debe ser: U = 0.44 a 0.48(2gH) 0.5 ELEMENTOS CONSTITUTIVOS TIPO PELTON.

CARCAZA.- Es una cubierta de acero que protege que el agua no salpique hacia los lados. En unidades con flecha vertical, se coloca un sello para el giro de la fecha y si es el caso, un estopero para asegurar el confinamiento de aire a presión que abate el nivel de desfogue, en el eventual caso de que éste suba e interfiera el libre giro del rodete. DISTRIBUIDOR.- Está constituido por uno o varios tipos de inyección de agua, tiene como misión dirigir convenientemente, un chorro de agua cilíndrico y de sección uniforme, que se proyecta sobre el rodete, también regula el caudal preciso que a de fluir a dicho rodete. CHIFLÓN O INYECTOR.- Elemento por donde sale el chorro de agua hacia la turbina y transforma la energía de presión en energía cinética, generalmente consta de una tobera y válvula de aguja. Se montan uno o varios (hasta 6 chiflones) TOBERA. Elemento donde se contrae el chorro. VÁLVULA DE AGUJA.- Elemento con que se permite la salida del chorro ajustado de acuerdo lo que ordene el servomotor. CHORRO.- Flujo concentrado de agua que saliendo del chiflón, incide en los canjilones para aportar potencia al rodete. SERVOMOTOR.- Dispositivo que a base de presión de aceite y por instrucciones del regulador de velocidad, ajusta o corrige la posición de la válvula de aguja dentro chiflón de acuerdo a la frecuencia del sistema. RODETE.- Consiste en un disco circular con un número determinado de canjilones o cucharones equidistantemente dispuestos en su periferia. CANJILONES.- Elementos que reciben el impulso de los chorros; en su centro existe un reborde divisor que secciona en dos al chorro en porciones iguales. BLINDAJE.- Protección a la sub-estructura contra el efecto del chorro desviado.

Capítulo IV

280


DEFLECTOR.- Elemento que actúa más rápido al cierre que la aguja, para disminuir la potencia de la turbina, en tanto se ajusta la aguja a su posición requerida, evitando sobre-presiones peligrosas.

Figura 4.1.- Turbina Pelton.

Figura 4.2.- Componentes del inyector de una Turbina Pelton

Función del cangilón: Está diseñado para recibir el empuje directo del chorro de agua. Su forma es similar a la de una doble cuchara, con una arista interior lo más afilado posible y localizada centralmente en dirección perpendicular hacia el eje, de modo que divide al Capítulo IV

281


cangilón en dos partes simétricas de gran concavidad cada una, sobre dicha arista donde incide el chorro de agua. El conjunto toma forma de una (omega abierta) (Figura 4.3).

Figura 4.3.- Detalles de un cangilón.

Modernamente y para rodetes de cualquier tamaño, los cangilones están forjados con la misma rueda, formando pieza única, lo cual permite una economía en la construcción y mayor seguridad de funcionamiento, dado el impacto inicial del agua que han de soportar en el momento del arranque, la fuerza centrifuga alcanzada en caso de embalamiento. Cada cangilón lleva en su extremo periférico, una escotadura en forma de la letra W (doble v), perfectamente centrada. Tiene como objetivo conseguir que la parte cóncava del cangilón precedente según el sentido del giro, reciba el chorro de agua cuando su arista se encuentra en posición lo más perpendicular posible, respecto al eje del chorro, aprovechando al máximo el caudal y el impulso que este le proporciona al acompañarle durante un corto trayecto, razón por la cual las turbinas Pelton se denominan turbinas de impulso. 4.4.1.2.- turbin as de reacció n (tipo Francis)

Las turbinas de reacción son usadas en centrales de mediana o baja caída y algunas operan con el rodete totalmente inundado y la forma en que se produce el par motriz se explica a continuación:

Capítulo IV

282


En esta turbina el agua entra desde una carcasa espiral a una velocidad relativamente baja, pasa a través de las paletas fijas del antedistribuidor y de los álabes móviles del distribuidor y fluye a través del rodete descarando al tubo de aspiración conectado con el desfogue. Todos los pasajes de agua están completamente llenos con agua, la cual actúa sobre toda la circunferencia del rodete. Solo una parte de la potencia se deriva de una acción dinámica debido a la velocidad del agua y la otra gran parte es obtenida de la diferencia de presión actuando sobre el frente y detrás de los álabes del rodete. El agua sale del rodete a baja presión pero lleva una considerable velocidad y esa energía cinética recuperada por efecto del tubo de aspiración aporta el efecto de reacción, mismo que es aprovechado por el rodete. En la figura 4.4 se muestran los triángulos de velocidades a la entrada y salida del rodete. Las pérdidas de energía en la turbina de reacción pueden describirse como pérdidas de “choque” en la entrada del rodete si la velocidad relativa del agua que sale del distribuidor es modificada bruscamente en dirección y magnitud al entrar al rodete; fricción del agua en la carcasa; en el paso a través de las paletas reguladoras del distribuidor; del cual puede recuperarse alrededor del 80% con la baja presión en el tubo de aspiración y las pérdidas mecánicas. La eficiencia de la turbina será máxima cuando sea mínima la suma de las pérdidas de energía. Con el objeto de disminuir la pérdida de choque a la entrada del rodete, es necesario que el ángulo

sea igual al ángulo

1

determinado por el triángulo de velocidades, el cual

2

depende de las condiciones de funcionamiento. Se ha comprobado que los valores del ángulo

mayores a 90° producen cavitación a la

1

entrada y dan lugar a eficiencias bajas, por esta razón el ángulo se hace igual a 90°. La pérdida que varía más rápidamente con la velocidad es la energía cinética del agua en la descarga del rodete. El valor de V 2 y, por lo tanto, el de esta pérdida de energía, será prácticamente mínima cuando

2 =

90°.

Capítulo IV

283


Últimamente se ha comprobado que la pérdida mínima total, así como una mayor eficiencia se obtiene si el ángulo con que la velocidad absoluta deja al rodete es de 85° a 75° ó menos. PALETAS REGULADORAS

u1 P1 V1

TRAYECTORIA ABSOLUTA

TRAYECTORIA RELATIVA

r 2 V2 r 1

u2 P2

v2 Figura 4.4.- Triángulos de velocidades de Turbinas Francis

Capítulo IV

284


La turbina Francis moderna utiliza flujo puramente radial a la entrada a través de las paletas reguladoras del distribuidor, pero los rodetes son dispositivos de flujo mixto con un componente del flujo en la dirección axial. El canal de flujo de una turbina Francis moderna con un eje vertical se muestra en la Fig. 4.5 incluyendo una carcasa espiral (caracol), antedistribuidor, distribuidor, rodete y tubo de aspiración.

El caracol de una turbina Francis es diseñado de tal manera que la distribución de velocidades en la dirección circunferencial a la entrada del antedistribuidor es uniforme y el ángulo de incidencia sobre la altura de los directrices varía solo un poco. La función principal del antedistribuidor es llevar la carga de presión en el caracol y soportar la carga de la turbina. Su segundo propósito es dirigir el flujo hacia los paletas guías ajustables (directrices) con un ángulo de incidencia óptimo. Las paletas directrices o reguladoras son sólo dispositivos disponibles para controlar el flujo y por ende la potencia de salida de la turbina Francis. Las fugas de flujo a través del espacio entre el extremo de los directrices y caras de las placas de desgaste causa pérdidas de eficiencia y puede ocasionar erosión local. El rodete de la Fig. 4.6, consiste de una corona, una banda curva soportada y álabes esculpidos tridimensionalmente. Para reducir las fugas de flujo entre el rodete y la carcasa, son previstos sellos de laberinto en la corona y la banda en rodetes Francis con altas caídas. Los vórtices en el tubo de aspiración para condiciones fuera de diseño frecuentemente incrementan a oscilaciones severas. Una exposición de la distribución de pérdidas en una turbina Francis en el punto de diseño en función de la velocidad específica n s es mostrado en Fig. 4.7. Para condiciones fuera de diseño las pérdidas atribuibles al rodete son: pérdidas de incidencia, fricción en el interior del pasaje de álabes y pérdidas de recirculación a la salida, así como las pérdidas en el tubo de aspiración. El flujo en un rodete Francis es un flujo rotacional fuertemente tridimensional. La cercana proximidad del distribuidor al altamente curveado canal de flujo entre los álabes del rodete conduce a una velocidad meridional no uniforme a la salida. Esto da lugar a un incremento del flujo fuertemente rotacional a la salida del antedistribuidor y un severo patrón de flujo tridimensional en el interior del rodete. Por eso solo los métodos completamente tridimensionales proveerán soluciones adecuadas del flujo en un rodete Francis. Capítulo IV

285


Como un resultado del cálculo del flujo de Euler 3D el flujo en el interior del canal del álabe de un rodete Francis de alta velocidad específica cercana al lado succión y cercano al lado presión se muestra en la Fig. 4.8. Típicamente el flujo es aproximadamente alineado con la forma meridional sobre el lado de succión del álabe, mientras que por el lado de presión el flujo es forzado hacia la banda del rodete. En la figura 4.5 se muestran los componentes típicos de una turbina Francis, los cuales se describen a continuación: 1.

Cámara espiral o carcasa.

2.

Antedistribuidor.

3.

Distribuidor y paletas directrices.

4.

Servomotores y anillo de regulación.

5.

Estopero o sello de turbina (sellado del eje).

6.

Rodete.

7.

Cono difusor de vórtices.

8.

Tubo de aspiración.

9.

Anillo de garganta.

10. Suministro de aire para bajas cargas 11. Anillos de desgaste fijos. 12. Escudo superior o tapa de turbina. 13. Chumacera guía. 14. Flecha y acoplamiento.

Capítulo IV

286


Figura 4.5.- Interior de un modelo de turbina Francis horizontal

Figura 4.5a.- Sección transversal de una turbina Francis típica de velocidad específica media.

Capítulo IV

287


Figura 4.6.- Visualización computarizada del rodete de una turbina Francis de velocidad específica mediana.

Figura 4.6.a.- Rodete de una turbina Francis de velocidad específica baja (C.H. Santa Bárbara, SHMA)

Capítulo IV

288


Figura 4.7.- Pérdidas en una turbina Francis como una función de Vs

Figura 4.8.- Flujo meridional en un rodete Francis de alta velocidad específica vs.

Capítulo IV

289


Figura 4.9.- Rodete Francis de alta velocidad específica C.H. Malpaso

Figura 4.10.- Caracol y rodete Francis de alta velocidad específica, de la C.H. Villita

Capítulo IV

290


Figura 4.11.- Caracol, distribuidor y antedistribuidor C.H. Chicoasén, 2ª etapa

4.4.1.3 Turbina Kaplan

Al igual que las turbinas Francis, la tipo Kaplan, es de tipo reacción. Las características constructivas y de funcionamiento, son muy similares entre ambos tipos. Se emplean en saltos de pequeñas altura (alrededor de 50 m y menores), con caudales medios y grandes. Debido a su singular diseño, permiten desarrollar elevadas velocidades específicas, obteniéndose buenos rendimientos, incluso dentro de extensos límites de variación de caudal. A igualdad de potencia, las turbinas Kaplan son menos voluminosas que las turbinas Francis. Se pueden instalar con el eje en posición vertical, horizontal o inclinada de acuerdo al diseño del aprovechamiento.

Capítulo IV

291


Un montaje característico de este tipo de turbinas, conjuntamente con el alternador, constituye los llamados grupos-bulbo, utilizados para el máximo aprovechamiento de las corrientes de agua con muy poco salto. En esta disposición la cámara y el tubo de aspiración constituyen un solo conducto, pudiendo estar situado el eje del grupo en posición horizontal o inclinada.

Capítulo IV

292


Componentes de una Turbina Kaplan. Dado el gran parecido con las turbinas Francis, no vamos a insistir sobre aquellos componentes que tienen la misma función y similares características. Tal ocurre con los elementos siguientes: a. Cámara espiral. metálica o de hormigón de secciones apropiadas. b. Distribuidor. c. Tubo de aspiración. d. Eje. e. Equipo de sellado del eje de turbina. f. Chumacera de empuje. Normalmente formando conjunto con el anterior.

Capítulo IV

293


Componentes de una Turbina Kaplan de eje vertical

Capítulo IV

294


CAPÍTULO

V.-

FUNDAMENTOS

DE

OPERACIÓN

DE

LAS

CENTRALES

HIDROELÉCTRICAS 5.1 INTRODUCCIÓN

¿QUÉ ES UNA BUENA OPERACIÓN DE UNA CENTRAL HIDROELÉTRICA? Desde luego que para ello se debe tomar en cuenta las características propias de cada central, de su capacidad e importancia relativa en el sistema Interconectado, de la disponibilidad de agua, y de las necesidades del Centro Nacional de Control de Energía. Aún con todo, se debe entender que la calidad de la energía es también importante y en ello tiene que ver: a) Frecuencia b) Voltaje o tensión de generación, factor de potencia. c) Capacidad del grupo turbina-generador d) Niveles de operación en el embalse o tanque de carga y nivel de desfogue. e) Temperaturas, presiones, flujos y demás valores de las principales variables del grupo. f) Alimentación de los servicios auxiliares Para lograr tener dentro de los valores preestablecidos estas y otras variables, será necesario fijar criterios de operación, basados en los manuales de los equipos, en las normas o especificaciones aplicables y en la experiencia, siendo aconsejable que cada central tenga su propio manual de operación. Adicionalmente, si se trata de embalses importantes, el manejo adecuado de niveles, independientemente de que la operación se efectúe de acuerdo a instrucciones del CENACE, la Superintendencia de la central deberá poder opinar y en su caso, cuestionar lo que a su juicio considere, buscando la seguridad y conveniencia para la central. Los requerimientos elementales para garantizar una BUENA OPERACIÓN, misma que integra los conceptos de calidad, economía y disponibilidad, son: Capítulo IV

295


a).- Frecuencia.- Esta se debe mantener dentro de los límites que el propio CENACE disponga, pero fundamentalmente a 60 Hz. Para ello, se requiere que los reguladores de velocidad de cada turbina en servicio, operen dentro de los parámetros establecidos en el manual en lo que respecta a: estatismo o caída de velocidad, que los limitadores de apertura estén en el máximo permitido para la unidad generadora, estabilidad de velocidad y de potencia sean los óptimos y que las protecciones eléctricas y mecánicas se hayan verificado cuando menos hace 2 años. b).- Voltaje o tensión de generación.- Que el regulador de tensión del generador esté trabajando en automático y ajustado el compensador de reactivos de modo tal que el voltaje de auxiliares esté fijado en valores que garanticen la buena operación de los equipos. Que la carga reactiva esté distribuida entre los generadores, sea esta capacitiva o inductiva. Si la unidad generadora está equipada para operar como condensador síncrono, verificar que su secuencia esté adecuadamente ajustada. c).- Capacidad del grupo turbina-generador.- Las unidades generadoras deberán ser capaces de entregar la capacidad nominal y hasta un 10% de sobrecarga por 2 horas, siempre que los niveles de embalse y desfogue lo permitan. Que la carga asignada sea preferentemente la correspondiente a 60 % como mínimo de su capacidad nominal y que las temperaturas de operación estén dentro de los parámetros normales para esa condición, vigilando que no se presenten problemas de: cavitación, vibraciones anormales, cabeceos, ruidos y condiciones peligrosas o de alarma. Es importante establecer, mediante pruebas y análisis de los resultados, los rangos de potencia que deban asignarse y hacerlas del conocimiento del CENACE, a fin de proteger la turbina en particular y la unidad en general. Deberá vigilarse que el rango de operación de la unidad esté dentro de las mejores condiciones que ofrece la curva de colina de eficiencias de la turbina para una caída de terminada. d).- Niveles de embalse o de tanque de carga y desfogue.- Estos niveles son los que determinarán las condiciones reales para una operación favorable y eficiente. Los niveles aguas arriba, deberán ser los que correspondan entre el mínimo y máximo de operación, de acuerdo a los valores de diseño. Una turbina hidráulica debe operar dentro de sus niveles de diseño, según su tipo, siendo las de reacción las que pueden operar con seguridad aún con niveles diferentes al de diseño. Los arranques y paros deberán vigilarse para realizarse en forma confiable. En generadores de gran potencia, las Capítulo IV

296


temperaturas del aire caliente a la salida del radiador deben mantener cierta uniformidad para evitar dilataciones diferenciales que deformen el estator. Manejo de niveles y control del embalse.- Independientemente de que en condiciones normales esta función la desarrolla el CENACE; la verdad es que se debe negociar, a tiempo, los niveles de embalse en relación a las fechas, pues es importante tirar lo menos posible agua por medio del vertedor y aprovechar los escurrimientos o aportaciones al embalse. La Comisión Nacional del Agua, autoridad en el manejo de grandes embalses a través de Seguridad Hidráulica, normalmente usa criterios muy conservadores; por otra parte, la operación emergente del vertedor descargando grandes volúmenes de agua, puede causar serios daños aguas abajo del embalse. Es por ello que deberán tomarse las medidas adecuadas considerando los riesgos y reportes tanto de las estaciones de aforo de aguas arriba como del pronóstico climático, además de vigilar el nivel de embalse, sobre todo en los tiempos en que se supone concluye la temporada de lluvias y/o de ciclones. La política de operar adecuadamente las compuertas de vertedores, debe estar siempre respaldada por personal de las Subgerencias Regionales, de la propia Gerencia y Coordinación, tanto en situaciones preventivas como de emergencia. e).- En lo referente al nivel de desfogue, deberá tenerse en cuenta que para las turbinas de reacción de eje vertical, el nivel real de desfogue es el que se registra a la salida del tubo de aspiración, ya sea que se trate de una chimenea o cámara de oscilación, o directamente al cauce del río. Este nivel debe ser ligeramente superior al Hs teórico. Cualquier sobre-elevación de este nivel incrementará el consumo específico, pudiendo afectar también la eficiencia. Un nivel de desfogue inferior al de diseño, puede ocasionar cavitación en el rodete de turbinas de reacción. Tratándose de turbinas de acción, un nivel superior al de diseño, puede interferir con el libre giro de la rueda Pelton, lo que resulta peligroso para la buena operación de la turbina. f).- Temperaturas, presiones, flujos, cabeceo y/o vibraciones y demás valores de las principales variables del grupo.- Desde la puesta en servicio, deberán fijarse las temperaturas normales, de alarma y de disparo de las principales variables que intervienen en la operación del grupo de la unidad generadora, en: turbina, generador, transformador e interruptor de unidad. Adicionalmente deberán considerarse los tiempos, velocidades y demás variables que intervienen en las secuencias de arranque y paro de Capítulo IV

297


la unidad. Si estos valores cambiaran, deberá investigarse el motivo, tengan o no válvulas de aislamiento de cada turbina. Es usual que para las diversas causas que motiven el paro de una unidad, su secuencia de paro sea diferente. El ajuste y criterios de protección mecánica y eléctrica deben analizarse y verificarse periódicamente. La puesta en marcha de la unidad después de un disparo que implique un paro total, deberá analizarse por el Ingeniero encargado en ese momento de la operación, antes de autorizar su arranque. g) Arranques y paros.- Aunque este tema ha sido tratado reiteradamente, no se omite recomendar la vigilancia del estado general del sistema de frenado, estanqueidad de la válvula de mariposa o del órgano de seguridad para detener el flujo de agua a la turbina. Algunas turbinas cuentan con válvulas tipo cilíndricas que no tienen la misma confiabilidad que las de tipo mariposa, por lo que debe analizarse su adecuada operación, pues este tipo de válvulas se han instalado en turbinas de centrales con bajo factor de planta, lo cual implica arranques y paros frecuentes en ciertos periodos del año. h).- Para las centrales a filo de agua; es decir, las que tienen presa derivadora, canal de conducción, tanque de regulación o de carga y tubería de presión, es muy importante que el agua contenga el mínimo de sólidos pesados, mismos que al pasar por la turbina ocasionan fuerte erosión y posterior cavitación, incrementando los paros y costos de mantenimiento. Para ello, es indispensable el diseño y buena operación de los desarenadores. De igual importancia es la acumulación de ramas, hojas y basura en las rejillas de toma, debiendo equipar estas obras de toma con los equipos y arreglos que faciliten su limpieza. i).- Alimentación de Auxiliares.- Es usual, para centrales con varias unidades, se establezcan criterios diversos sobre las prácticas más confiables para garantizar la alimentación a los equipos auxiliares incluyendo el alumbrado de casa de máquinas. Ello requiere un análisis adecuado para lograr que con el menor número de movimientos deinterruptores de servicios, se tenga la mayor seguridad, tomando en cuenta que la mayor de las veces que un interruptor de servicios se opera, este lo hace a carga aplicada, con el correspondiente deterioro de contactos y de su propio mecanismo. Así mismo, deberá tenerse en cuenta la posibilidad de tener que afrontar un “ arranque negro “, razón por la cual, tanto la unidad de auxiliar como las maniobras requeridas para afrontarlo deben tenerse presente, aún con la unidad auxiliar en mantenimiento. Instrucciones precisas a

Capítulo IV

298


los operadores deben ser redactadas y explicadas para hacer frente a estos casos específicos. j).-Dentro de la buena operación de una central, deberá tomarse en cuenta la ventilación de casa de máquinas, el que la humedad relativa en el interior, tomando en cuenta que aloja equipo eléctrico, no sea superior al 60 %; adicionalmente, que el aire renovado que entre a la casa de máquinas, no lleve polvo y que sus interiores permanezcan limpios y con el recubrimiento de pintura que además de proteger tenga las identificaciones normalizadas, sobre todo en tuberías y equipos. k).-En zonas de tuberías de agua de enfriamiento en que la temperatura del agua pueda ocasionar condensaciones, es recomendable aislarlas térmicamente. Los filtros dúplex, ahora con lavado automático a contra flujo, son indispensables para la operación confiable del sistema de enfriamiento. Maniobras como llenado de tuberías a presión, vaciado de las mismas, así como operaciones de válvulas de fondo, compuertas desarenadoras (en instalaciones que requieren y tienen estos dispositivos) deberán realizarse conforme a un procedimiento específico. En conclusión, la buena operación requiere un análisis adecuado y la implantación de una serie de procedimientos que conformen un manual de operación, entendiéndose que ello representa: a).- Satisfacer los requerimientos del cliente inmediato (CENACE) y al usuario del servicio. b).- Reducir y en su caso, detectar a tiempo las posibles fallas potenciales y reales, abatiendo costos de mantenimiento y optimizando la disponibilidad de los equipos de la central. c).- Apegarse al sistema integral de gestión de la DDO. d).- Reportar oportunamente las anormalidades detectadas en forma clara y oportuna, así como la documentación de las mismas mediante los avisos del sistema My SAP, manteniendo una comunicación abierta y completa con el personal de mantenimiento. e).- Aplicar las medidas de seguridad, tanto para el personal como para los equipos.

Capítulo IV

299


5.2 REGULACIÓN DE VELOCIDAD

Se conoce con el nombre de regulador de velocidad de turbinas hidráulicas a los dispositivos automáticos que por medio de su acción sobre la admisión de agua en la turbina (apertura o cierre del distribuidor en turbinas tipo Francis) permiten adaptar la potencia entregada a la demanda y conservar la frecuencia dentro de ciertos límites razonables. Las funciones de dicho regulador son: a) Mantener la velocidad constante y estable antes de la sincronización. b) Preservar la integridad de la unidad en condiciones de emergencia y permitir el restablecimiento rápido de la energía. c) Asegurar la participación de la unidad en la regulación de frecuencia una vez que ha sido sincronizada al sistema y asignada la potencia. A esta última característica se le conoce también como “regulación primaria” y a ella enfocaremos nuestra atención, ya que de esta característica depende la adaptación de la producción a la demanda y consecuentemente, la calidad del servicio en lo que se refiere a las variaciones de frecuencia. La regulación primaria corrige las fluctuaciones rápidas de frecuencia y la participación de la unidad depende esencialmente del estatismo. A las acciones mediante las cuales, los sistemas interconectados, tratan de equilibrar la producción de energía a la demanda para restituir la frecuencia a su valor nominal, se le conoce como “regulación secundaria”. Uno de los medios para lograrlo de manera automática es el AGC (Automatic Generation Control), el cual ordena desde el centro (CENACE) el ajuste de la frecuencia a los reguladores de velocidad de un número seleccionado de unidades de gran potencia, de preferencia hidroeléctrica. 5.2.1.- Estatismo.

La frecuencia de la corriente alterna en los bornes del generador, está relacionada con la velocidad del rotor (al cual mueve la turbina), mediante la expresión:

Capítulo IV

300


Número de polos x Velocidad angular 2 x 60 Frecuencia en Hertz Velocidad angular en rpm Pares de polos 60 conversión de segundos a minutos Frecuencia =

La cual nos relaciona directamente la frecuencia a la velocidad, por consiguiente todo cuanto se diga de la velocidad es válida para la frecuencia una vez sincronizada la unidad. 5.2.2 Regulación primaria.

Una vez sincronizadas las unidades, la frecuencia en el sistema determina la velocidad de las turbinas. Las unidades turbo-generadora que modifican su potencia eléctrica en función de la frecuencia, ayudan a restablecer la frecuencia, es decir participan en la regulación primaria del sistema. Generalmente se establece un valor de estatismo comprendido entre 4% y 5%. Con valor bajo de estatismo (1 ó 2%) la unidad se hace muy sensible a cambios pequeños en la frecuencia, lo cual produce oscilaciones de potencia (inestabilidad) con el riesgo de disparo en la unidad. Por otro lado una máquina con un estatismo alto (10% ó más), participa muy poco en la regulación de frecuencia del sistema, es más, unidades cuyo estatismo es infinito conservan una potencia constante, ver figura 5.1. FRECUENCIA

. . . . .

66 63

ESTATISMO 10%

64 63 5% 62 61

ESTATISMO

FIGURA No. 6

2%

60

POTENCIA PNOM

Figura 5.1 Estatismo

Capítulo IV

301


Como se explicó anteriormente, si actuamos sobre el variador (65 P) para el ajuste de la potencia, la unidad conservará una frecuencia acorde al sistema pero aumentará su potencia desplazando el estatismo paralelamente a la nueva frecuencia, figura 5.2, si A es el punto representativo al momento de la sincronización y D el punto de la nueva potencia después de haber modificado la posición del variador (65 P) y cambia la frecuencia en el sistema, el punto representativo del funcionamiento se desplazará alrededor de D. Si ajustamos el variador a la potencia máxima, habrá participación en la regulación de frecuencia si esta última aumenta (M M’), en el caso contrario (M M”) la unidad no aportará mayor potencia y por tanto no ayudará al sistema.

Figura 5.2

Si por razones técnicas no se permite a la unidad sobrepasar un cierto valor de potencia, se ajusta un dispositivo llamado “Limitador de carga o apertura” a la posición correspondiente a ese valor de potencia. Si la característica VV’ (figura 5.3) por acción sobre el variador (65 P) llega a la posición LL’, estaremos en una situación similar a la anterior; es decir, no habrá participación en la regulación del sistema cuando la frecuencia baja, se dice entonces que la máquina está limitada, pero si participa disminuyendo la potencia en caso de que la frecuencia suba.

Capítulo IV

302


Figura 5.3

5.2.3 Cálcul o del estatis mo d e una unidad.

El estatismo de una unidad se puede calcular de la siguiente manera, siempre y cuando se trate de un sistema aislado: Como punto inicial, se rueda la unidad en vacío (sin carga) ajustándose a la frecuencia nominal. Tomando como referencia esta frecuencia. Como punto final, se obtiene, cargando la unidad a su máxima capacidad y tomando el nuevo valor de la frecuencia (sin que se ajuste el regulador de velocidad, esto es manteniendo las mismas condiciones de partida en el punto 1). ESTATISMO = δ = Tan-1

= -

F1 - F2 P2 – P1

= -

ΔF (100) ΔP

Donde: F1= frecuencia inicial F2= frecuencia final P2= potencia final P1= potencia inicial

ΔF=incremento de frecuencia ΔP= incremento de potencia

Capítulo IV

303


El método anterior no es posible aplicarlo en unidades interconectadas en un sistema como los que tenemos en la República Mexicana, pero si expresaremos ΔF en valor relativo de la frecuencia nominal Fn y ΔP en un valor relativo de la potencia nominal Pn de la unidad, entonces el estatismo definido por la siguiente expresión: ΔF δ

= - Fn

=-

Pn ΔF

ΔP

= - Pn

Fn ΔP

(F1 - F n)

Fn (P1 - P2)

Pn

El estatismo se expresa en % y el valor generalmente aceptado es de 5% en las unidades, de esta manera, siendo las pendientes iguales en las unidades, se reparten las cargas de manera proporcional en el caso de variación de frecuencia.

Figura 5.4

Ejemplo: DE UNA PRUEBA DE ESTATISMO EN EL SISTEMA INTERCONECTADO: Unidad No. 1 Pn = 300 MW Fn = 60 cps P1 = 250 MW P2 = 230 MW F1 = 60.2 cps δ=

- Pn (F1 - F n) = - 300 (60.2 – 60) = Fn (P1 - P2)

δ

60 (250 – 230)

300 x 0.2

= - 0.05

60 x 20

= - 5% Capítulo IV

304


5.2.4

Pruebas elementales

Las pruebas elementales, posibles de realizarse con el personal de la central, con sus propios recursos y que dan una idea del comportamiento del regulador son las siguientes: a.- Prueba elemental de estabilidad. b.- Prueba para determinar el valor de estatismo. c.- Prueba de protecciones. d.- Prueba elemental de sensibilidad. Las pruebas anteriores deben realizarse por parte del personal especializado del área de Instrumentación y Control, con la presencia del personal del área mecánica. 5.2.4.1 Prueba sobre velocidad.- Arrancar la unidad, sin excitación a la velocidad normal, después, mediante el accionamiento directo de la válvula piloto o del variador; provocar el aumento creciente de velocidad (casi el 30% sobre la nominal), dependiendo de cada tipo de turbina hasta hacer operar la protección por sobre velocidad. 5.2.4.2 Baja presión de aceite.- Esta prueba se hace bajando la presión de aceite en el tanque, ya sea purgando aceite o aire, con lo que se aprovechará para comprobar los ajustes de alarma y disparo por alto o bajo nivel de aceite en el tanque acumulador. 5.2.4.3 Controles remotos y señalización.- Periódicamente, comprobar que la señal en el tablero de la sala de control sea correspondiente a lo indicado en el tablero local del regulador y a la posición efectiva de los componentes. NOTA: Las protecciones de unidad (paro de emergencia) y del propio regulador de velocidad deben operar sobre el dispositivo que libera la presión de aceite en el lado de alta presión del sistema oleodinámico, obligando a los servomotores a operar en el sentido de cerrar; por lo tanto, antes de cualquier prueba, comprobar que este dispositivo opera correctamente. Las pruebas formales que deberán hacerse después de un mantenimiento mayor, tendrán que hacerse de acuerdo a las normas y con equipo especial con ayuda de

Capítulo IV

305


Ingenieros de Instrumentación y Control, si fuera necesario, teniendo presente la temperatura de aceite del sistema de regulación y de los niveles de embalse y desfogue. 5.3 EFICIENCIA DE LAS TURBINAS HIDRÁULICAS 5.3.1 Concepto

Es la relación entre la energía obtenida y la energía suministrada. Se dice que energía es la capacidad que tiene la materia de producir trabajo. En la naturaleza la energía se puede encontrar en diferentes formas: a) Mecánica b) Potencial c) Cinética d) Calorífica e) Eléctrica f) Química g) Radiante h) Atómica, entre otras. Lo interesante es que es posible convertir un tipo de energía en otro según el principio de la conservación de la materia y la energía que establece lo siguiente: “En el universo, la cantidad total de materia y energía es constante, no se crea ni se destruye, solo se transforma”

Es aquí donde el término de eficiencia empieza a tener sentido pues resulta que en estos procesos de conversión la naturaleza siempre nos cobra un pequeño impuesto por la libertad o posibilidad de hacerlo, de tal manera que en ningún caso de conversión es posible recuperar la totalidad de la energía que se tenía originalmente, siempre existirá una pérdida en todo proceso de transformación. Entonces la eficiencia, es un indicador que nos da la idea de que tan capaz es un proceso (o máquina para nuestro caso) de convertir una forma de energía en otra con el mínimo de pérdidas.

Capítulo IV

306


Esto es quizás también lo que da sentido a la ingeniería, pues uno de los principales objetivos del ingeniero es, o debe ser, que se pierda la menor cantidad de energía cada vez que ocurra alguna transformación en los procesos de los que somos responsables. 5.3.2

La eficiencia en las centrales hidroeléctricas

Una central hidroeléctrica es un ejemplo clásico y típico de transformación de energía y normalmente en cantidades importantes, por lo que, el concepto de eficiencia adquiere una importancia sustantiva para la central y sobre todo para los ingenieros encargados de operación y mantenimiento. En estas instalaciones los convertidores máximos de energía son la turbina y el generador y por esta causa se convierten en elementos claves de la instalación. La turbina es el elemento capaz de convertir la energía cinética del flujo de agua en energía mecánica rotativa, y por su parte el generador recibe este movimiento mecánico rotativo y lo convierte en energía eléctrica, obviamente lo deseable es que estas dos transformaciones se efectúen con el menor nivel de pérdidas posible, pero de acuerdo a lo que se comentó anteriormente, es de esperar que estas transformaciones no se den al 100% y por lo tanto se registrarán pérdidas. Para la evaluación del desempeño o eficiencia de una turbina hidráulica es necesario comparar la cantidad de energía que se le entrega con el flujo de agua suministrada, contra la cantidad de energía del tipo mecánico rotativo que entrega el rodete en el eje o flecha, y estaría determinada por la relación siguiente: Potencia entregada por la turbina en el eje

ηt=

-------------------------------------------------------------------------------------- x 100 Potencia entregada a la turbina por el flujo y presión de agua

La cantidad de energía del agua a la entrada de la turbina, está en función de: a) El caudal entregado a la turbina b) La altura o caída del salto c) La densidad del agua La potencia entregada por la flecha está en función de: a) El torque Capítulo IV

307


b) El número de revoluciones del eje o flecha y se puede obtener mediante la fórmula:

P= Tω En una central hidroeléctrica siendo tan importante conocer en todo momento el valor de la eficiencia con que operan las turbinas, surge de inmediato la pregunta de por qué no se evalúa su desempeño. Las dificultades a este cuestionamiento, quizás se encuentre en la obtención de algunos de los parámetros que se necesita conocer para su cómputo. Pues para el cálculo de la potencia suministrada por el agua es muy sencillo conocer su densidad y la altura del salto, pues han existido desde hace tiempo tecnología y procedimientos prácticos y fáciles para obtenerlo, pero la gran dificultad ha sido la cuantificación de los caudales instantáneos que se manejan, pues dados los volúmenes operados no resulta sencilla su medición y tampoco se han tenido tecnologías suficientemente desarrolladas para este propósito; el método más conocido empleado hasta hace algunos años consistía en la instalación de molinetes, los cuales, sujetos a una estructura se colocaban en una sección recta de la tubería a presión. Este método se ha empleado para la medición de los gastos durante las pruebas de aceptación de las turbinas para evaluar la eficiencia y comprobar que el fabricante satisface los requerimientos que CFE indicó en sus especificaciones, pero establecerlo como un método de medición de flujo permanente no sería recomendable. Se ha dado mayor importancia a este parámetro en una central hidroeléctrica y se han iniciado proyectos ambiciosos para la medición de gastos en nuestras centrales. Aunado a esta inquietud, se tiene la ventaja de los avances tecnológicos que permiten disponer en el mercado actual de algunas soluciones para medir gastos. Pero el esfuerzo no ha terminado allí y es por esto que, para las centrales, se ha previsto la instalación de sistemas de medición de flujos aplicando el método conocido como Winter-Kennedy, que se fundamenta en el fenómeno de variación de presión que se registra entre dos puntos de la zona de entrada a la carcasa espiral, ya que esta variación está en función del flujo instantáneo. De esta forma, conociendo el valor de la presión diferencial entre estos dos puntos, es posible conocer con suficiente precisión el valor del caudal. Una vez que se conoce este dato, los demás parámetros son fáciles de Capítulo IV

308


determinar (potencia activa, densidad y caída neta), y así evaluar la eficiencia de la turbina en tiempo real; es conveniente mencionar que para la caracterización o validación del método Winter-Kennedy (método relativo), se utiliza el procedimiento o método de Gibson (método absoluto). Esto sin duda da un giro importante a la forma de operar las unidades, pues se puede lograr el máximo aprovechamiento de las mismas, una vez que se tengan determinadas las “curvas de colina” para cada unidad generadora. Representada en el siguiente esquema, estas curvas permiten localizar el punto óptimo de operación de la turbina.

Diagrama representativo de las Curvas de colina.

En la realidad, debido al inconveniente que se tiene y que se comentó anteriormente en relación a la evaluación de la potencia de salida de la turbina, lo que se hace es obtener la eficiencia total del conjunto (turbina-generador) toda vez que si se ha resuelto el problema de medición del gasto que entra a la turbina, es posible conocer la potencia que entrega el agua y como se puede medir la potencia eléctrica entregada por el Capítulo IV

309


generador, al comparar estos dos valores, se obtiene la eficiencia del conjunto (eficiencia combinada). Para esto aplica la relación: Potencia entregada por el generador

η(grupo)= -----------------------------------------------------------Potencia entregada por el agua La obtención de la eficiencia de la turbina se efectúa de manera indirecta, pues normalmente se conoce la eficiencia del generador y con la aplicación de la fórmula siguiente determinamos su valor.

η(del grupo)= (η (Eficiencia de la turbina))( η(Eficiencia del generador)) Las mediciones de eficiencia en campo, para aceptación de turbinas y bombas hidráulicas se encuentran normalizadas mediante la norma; IEC 60041: Field acceptance tests to determine the hydraulic performance of hydraulic turbines, storage pumps and pump-turbines.

En una turbina hidráulica se presentan las siguientes pérdidas: 1.

Pérdidas por fricción.- estas se dan por el roce del fluido sobre las paredes del

propio rodete, varían en relación con el cuadrado de la velocidad relativa y por la longitud total del ducto o espacios de conducción de los álabes. Esta se ve muy afectada por la rugosidad de las paredes y por la viscosidad del fluido. 2.

Pérdidas por separación del fluido.- esto se presenta en los contornos de los álabes

o por choques del fluido con las paredes que producen turbulencias, y se acentúa cuando una máquina opera a cargas parciales, debido a la imposibilidad de reajustar los perfiles hidráulicos para cada condición diferente. 3.

Pérdidas por recirculación del fluido entre el rodete y la carcasa.- El rodete al girar

dentro de una carcaza llena de agua produce un efecto de centrifugación sobre todo de las partículas que están en la periferia, provocando una corriente circulatoria que sigue al rodete, esta recirculación llega a alcanzar hasta la mitad de la velocidad angular del rodete, para que se de este fenómeno obviamente se tienen pérdidas de energía 4.

Pérdidas por fugas.- Estas se dan básicamente a través de los espacios o huelgos

que se tiene entre las partes fijas y las partes móviles (laberintos) del rodete. Capítulo IV

310


5.

Pérdidas por rozamientos.- las que se dan en chumaceras, estoperos, agitación de

aceites en las cubas o recipientes de aceite, otros. La turbina y el generador son sin duda los elementos más importantes en una instalación de generación hidroeléctrica y gran cantidad de los esfuerzos por mejorar la eficiencia operativa de una central, deben estar enfocados en estos dos componentes, y el grupo responsable de ingeniería de la central no debe olvidar ni escatimar los procesos menores de conversión de energía que se dan en estas instalaciones como son: a. Bombas b. Motores c. Compresores d. Transformadores e. Ventiladores f. Alumbrado g. Sistemas de acondicionamiento ambiental h. Sistema de agua de enfriamiento i. Intercambiadores de calor j. Tuberías k. Rejillas En la práctica, si no es posible mejorar la eficiencia de nuestras centrales hidroeléctricas por cuestiones económicas, si debemos preocuparnos por lo menos en mantener sus valores originales, por lo que el ingeniero de operación y mantenimiento deberá cuidar, como mínimo, los aspectos siguientes: a. Mantener las máquinas balanceadas, alineadas y niveladas b. Cuidar que se mantengan los perfiles hidráulicos y acabado superficial en los componentes de la turbina c. Obtener las “curvas de colina” de cada unidad y gestionar que su operación se encuentre preferentemente en los puntos de eficiencia máxima d. Reparar puntos cavitados o erosionados en los componentes internos de la turbina para evitar la formación de vórtices e. Mientras sea posible, operar las unidades con los niveles de desfogue adecuados.

Capítulo IV

311


5.4 CAVITACIÓN

La cavitación es definida como la formación de vacíos dentro de una masa del líquido en movimiento ó alrededor de un cuerpo moviéndose en líquido, donde las partículas del líquido tienden a adherirse a los bordes de los pasajes o paredes. Estos vacíos ocurren donde hay insuficiente presión interna, venciendo la inercia de las partículas del líquido que fluye; esta fuerza por consiguiente, cambia las trayectorias en los bordes. Los vacíos así formados, vienen a ser llenados con vapor y causa la formación de burbujas de vapor con rangos de presión de 700 a 1400 kg/cm 2. Como la que se muestra en la figura del rodete.

Manifestación del fenómeno de la cavitación y sus consecuencias

La duración de estos fenómenos es únicamente microsegundos. La presión producida por el colapso de la burbuja daña al material con el cual está en contacto, bien por destrucción del material o bien produciendo fallas por fatiga. Ya que la formación de vacíos en el líquido fluyendo sobre un cambio en los bordes, depende de la velocidad del flujo y de la presión circundante, existe una relación definida entre estos valores, donde los vacíos empiezan a formarse en un borde dado del cuerpo, en nuestro caso, de un rodete o una tubería. Puede ser en la entrada a las paletas móviles del distribuidor, mostrado en la figura siguiente:

Capítulo IV

312


Para turbinas hidráulicas esta relación define la que es conocida generalmente como sigma de cavitación. σ

=

Hb - Hs - Hv

( 1)

Hn Donde: Hb = Presión barométrica en metros columna de agua. Hs = Carga de succión estática abajo del rodete en metros. Si este nivel de agua en la descarga de la turbina es más alto que el de referencia, el valor viene a ser negativo. Hv = Presión de saturación a la temperatura del agua en metros. Hn = Caída neta de operación de la turbina en metros.

La cavitación en turbinas hidráulicas puede producir tres tipos de problemas como sigue: 1.- Daños en materiales.- Este es el más común y serio problema relacionado con la cavitación, esto es referido a picaduras que por sus profundidades, caracterizan el daño por cavitación. La cavitación atacará todo el material incluyendo metales, hules, plásticos, madera y concreto, como también materiales químicos inertes tales como el vidrio. 2.- Vibraciones y ruidos.- Los choques de los rocíos y burbujas durante la cavitación producen vibraciones y ruidos. Estas condiciones pueden ser suficientemente severas como para dañar la maquinaria y estructuras adjuntas, impidiendo la correcta operación. 3.- Caída de eficiencia y de potencia útil.- Cuando las condiciones que producen la cavitación son más severas, los vacíos o cavidades formadas, se incrementan en tamaño hasta que interfieren con el flujo del agua; esto hace que se reduzca la eficiencia y la potencia útil.

Capítulo IV

313


La razón de porqué los daños a los materiales constituye un problema en turbinas hidráulicas, es que esto ocurre justo tan pronto como sigma de cavitación es alcanzado durante la operación. En general, se supone un valor sigma para el arranque de la cavitación, como fue determinado para el modelo y del mismo para el prototipo. El valor de Hs en la ecuación (1) representa la caída de succión estática en el cárcamo del rodete de la turbina.

5.5 AIREACIÓN

Tipo Francis El sistema de aireación (aereación por el efecto de suministrar aire) en las turbinas, es de suma importancia para la vida de los rodetes, ya que una buena aireación reduce los daños por cavitación. La experiencia en el campo, nos ha demostrado que los sistemas de aireación, por dispositivos mecánicos son bastantes deficientes, y la aireación no es suficiente. La aireación atmosférica es la más adecuada, ya que el vacío se romperá inmediatamente que se origine. En este sistema, las crucetas de aireación instaladas en la parte baja del cono del rodete, deberán construirse de acero inoxidable y ligeramente elíptico, la cual le dará un perfil hidráulico y se evitará la cavitación a este elemento y habrá menos resistencia al caudal del agua. Otra forma usual de llevar a cabo la aireación atmosférica es a través de la flecha hueca de la unidad con turbinas tipo Francis de eje vertical. Capítulo IV

314


TUBERÍA DE 63.5 mm DE ACERO SIN COSTURA CÉDULA 80

B

B

DETALLE B

B

B

Capítulo IV

315


DETALLE A

CORTE

B-B

T-DE 63.5 m m DE ACERO, SIN COSTURA, PARA SOLDAR, CÉDULA 80

PUNTA APLASTADA TALADROS DE 6.3 mm .

TALADROS DE 6.3 mm. 30°

T - 76 mm DESPATINAD

T-76 mm DESPATINADA

CORTE A-A C ORT E C - C

Capítulo IV

316


TAPÓN ROSCADO (CUERDA FINA)

T-76 mm DESPATINADA

DETALLE "A"

DETALLE "B"

5.6 SUMERGENCIA EN TURBINAS DE REACCIÓN 5.6.1 Introducción

El nivel de desfogue a la descarga de la turbina es muy importante. En las turbinas Pelton, debe mantenerse, cuando menos, a un metro debajo del punto más bajo de la rueda de la turbina, a fin de evitar choques con el agua. En las tipos de reacción, el operar con un nivel abajo del nivel de diseño, ocasiona problemas por cavitación. Por otra parte, operar con un nivel más alto que el de diseño, disminuye la caída neta aprovechable, incrementando el consumo específico (m 3/kwh); restando además, potencia entregada por la turbina para una misma apertura del servomotor y nivel de embalse. Algunas centrales con turbinas tipo Francis, descargan a una galería de oscilación (donde se alojan las compuertas de desfogue) y luego, a través de un túnel, que preferentemente debe operar como canal, descargando al cauce del río. En estos casos, el nivel de desfogue en la cámara de oscilación al que descarga la turbina, es el que cuenta para verificar si dicho nivel es alto o bajo respecto al de diseño.

Capítulo IV

317


5.6.2

Determinación de la altura de aspiración en turb inas hidráulicas

Llamamos altura de aspiración en una turbina hidráulica a la distancia que existe entre el nivel del agua en el desfogue o en el pozo de oscilación si lo tiene en la descarga, y la línea de centro del distribuidor en turbinas verticales. En turbinas horizontales esta distancia será referida al eje de la turbina. Esto se muestra en las siguientes figuras:

Hs

Hs

Hs

Hs

Esta altura es muy importante pues influye directamente en el fenómeno de cavitación que como sabemos, cuando aparece, produce graves daños en las turbinas, por este motivo los fabricantes hacen pruebas sobre modelos reducidos deduciendo de éstas, la altura del prototipo. H s = B - σ H Donde: H

s

es la altura de aspiración en metros medida a partir del eje del distribuidor en

turbinas verticales. Si el resultado obtenido es negativo significa que la turbina quedará ahogada, si es positivo, el eje del distribuidor quedará por encima del nivel del agua en el desfogue.

Capítulo IV

318


B es la diferencia entre la presión barométrica del lugar ( h ) y la presión de saturación del b

agua (h ) correspondiente a su temperatura, que de acuerdo con algunos autores puede v

despreciarse hacia una temperatura de 20° C. H es el desnivel en metros existente entre el nivel del agua en la obra de toma y el nivel del agua en el desfogue.

σ Es el sigma de cavitación, o coeficiente de Thoma que se puede calcular también a partir de la velocidad específica (N s) de la turbina, o sea: Ns = N P(0.5) Hn(-1.25) Donde: N P Hn Ns

Es la velocidad de rotación de la turbina en r.p.m. Es la potencia de la turbina en kW Caída neta de diseño o nominal en metros Velocidad específica en r.p.m x kW /metro

La presión barométrica puede encontrarse en la siguiente tabla: Correspondencia entre las alturas al nivel del mar, la presión media y altura equivalente en columna de agua. Pérdidas de carga en metros y por temperatura Alt itu d so bre el n ivel del mar

Presión barométrica Alt ura equ ival ente de media en milímetros colum na de agua en de mercurio

Pérdidas de carga

Pérdidas por temperatura

(metros)

(mm.)

metros

(metros)

(metros

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000

760 751 742 733 724 716 707 699 690 682 674 666 658 650 642 635 627 620 612 605 598

10,33 10,21 10,08 9,96 9,83 9,71 9,58 9,46 9,34 9,22 9,11 9,00 8,89 8,78 8,67 8,56 8,45 8,34 8,34 8,14 8,04

0 0,12 0,25 0,37 0,50 0,62 0,75 0,87 0,99 1.11 1,22 1,33 1,44 1,55 1,66 1,77 1,88 1,99 2,09 2,19 2,29

10° --- 0,125 15° --- 0,173 20° --- 0,236 25° --- 0,320 30° --- 0,430 35° --- 0,570 40° --- 0,745 45° --- 0,970 50° --- 1,250 55° --- 1,600 60° --- 2,040 65° --- 2,550 70° --- 3,160 80° --- 4,800 90° --- 7,150 100° --- 10,330

Capítulo IV

319


Para una referencia, el coeficiente de Thoma o “sigma de cavitación” puede encontrarse en la tabla siguiente: NS

50

100

150

200

250

300

350

400

450

600

700

800

δ

0.05

0.13

0.18

0.25

0-30

0.35

0.40

0.50

0.60

0.80

1.50

2.10

Otros investigadores, han establecido varias tablas y aún fórmulas para encontrar este coeficiente, basados en sus propias experiencias. Los diferentes valores del coeficiente de Thoma o de cavitación, están expresados en función de la velocidad específica y de acuerdo a las funciones de correlación para turbinas en operación, la fórmula es: Para turbinas tipo Francis:

σ

= 7.54 x 10 -5 x Ns

1.41

Para turbinas tipo Kaplan

σ

= 6.40 x 10 -5 x Ns

1.46

Los valores obtenidos en estas fórmulas son conservadores y solo se recurre a ellos en caso de que el fabricante de la turbina no los haya definido En conclusión, la fórmula 1, se convierte en; Hs = hb - hv - σ Hn Hs = Altura de succión, en metros, entre el nivel de desfogue y eje del distribuidor para grupos verticales y con relación al eje centro de la flecha para unidades horizontales. 5.6.3 Ejemplo

Datos generales sobre las condiciones reales de operación N = 128.57 r.p.m. Cota de embalse = 510.07 m.s.n.m. Cota eje del distribuidor = 408.50 m.s.n.m. Cota desfogue a potencia nominal con una unidad = 415.18 m.s.n.m. Potencia efectiva = 200MW Capítulo IV

320


Hn = 510.57 - 415.18 = 95.39 m. si suponemos 0.5 m de pérdidas en rejillas y tubería, la Hn = 94.89m. hb = 9.83 m.c.a., según tablas para 415.18 m.s.n.m. hv =0.324 m.c.a., según tablas para temperatura del agua = 25°C. Ns = N P = 128.57 x 200,000 = 57498.25 = 194.15 r.p.m x kw/m Hn 5/4

(94.89) 1.25

σ = 7.54 x 10 -5 x Ns 1.41 =

296.16 7.54

x (194.15)1.41 = 0.0000754 X 1683.73

100,000

σ = 0.1269 Entonces: Hs = Hb – Hv – (σ x Hn) = 9.83 – 0.324 – (0.1269 x 94.89) = 9.83 - 0.324 - 12.041 Hs = -2.535 m Si el eje del distribuidor está en la cota 408.50 m.s.n.m., el nivel de desfogue debería estar en la (408.50 + 2.535) = 411.035; significa que al estar operando en la 415.18 son realmente 4.145 m de sobre elevación del desfogue (415.18 - 411.03), representado 4.14/94.89 = 4.36% de la caída neta. Por ser la caída neta directamente proporcional a la potencia y al caudal o gasto, esta disminución, afecta al gasto (suponiendo que la eficiencia permaneciera igual) y por lo tanto en el consumo específico. El consumo específico se obtiene de dividir los metros cúbicos consumidos en un lapso de tiempo definido, entre los kWh generados por la unidad en ese lapso. En la siguiente figura se observa la uniformidad del flujo dentro de la turbina sin tener presencia del fenómeno de la cavitación: Capítulo IV

321


Simulación de flujo en el interior de la turbina No.6 de la C.H. Chicoasén

5.7 VIBRACIONES 5.7.1 Introducción

Como se mencionó en el apartado de “Análisis de vibraciones y cabeceo de la unidad”, es importante resaltar que para el análisis de vibraciones y cabeceo debe tomarse en cuenta que: Denominamos cabeceo al desplazamiento que se detecta en la flecha por cada revolución, y la vibración es la amplitud de desplazamiento detectada en las partes fijas de la unidad como ejemplo: tapa o carcasa de chumacera, tapas de turbina, espigas de paletas del distribuidor. Es más común encontrar problemas de cabeceo que de vibración en una unidad hidroeléctrica, principalmente en los turbogeneradores de eje vertical, con velocidad angular menor a 300 rpm, no obstante debe aplicarse el diagnóstico cuando menos una vez cada tres años, antes y después de un mantenimiento mayor, o cuando por alguna razón haya ocurrido algún evento extraordinario que involucre el centrado o alineamiento de la flecha. Los cabeceos podrán medirse con sensores de desplazamiento o indicadores de carátula y las vibraciones, con sensores de desplazamiento, velocidad o de aceleración. Capítulo IV

322


Las vibraciones y cabeceos se deben tomar siempre en los mismos puntos y llevarse registro del comportamiento dinámico, monitoreando las amplitudes de vibración y cabeceos en los diferentes puntos, analizando sus gráficas polares y espectros correspondientes, para verificar la evolución. Es recomendable como mínimo medir la amplitud de vibración y cabeceos (donde aplique) con la unidad en las siguientes condiciones: a) Rodando en vacío b) Unidad excitada c) En cargas diferentes, tomando en cuenta principalmente las cargas a las cuales normalmente opera la unidad. Midiendo directamente en los siguientes componentes: a) La flecha de la unidad.- Lo más cercano posible a cada chumacera guía, en forma radial a 0° y 90°. Para turbinas de reacción b) Tapas de turbina.- Medido en 4 puntos, es decir a 90° uno del otro. c) Tubo de aspiración.- En algún punto del cual se tenga acceso. d) Espiga de paleta directriz.- En forma radial, axial y tangencial (al círculo de cierre de las paletas del distribuidor). e) El nivel de severidad de cabeceo radial medido en las chumaceras guía es: f) No operar.- Cuando la amplitud de cabeceo llega a tener un valor del 70% de la holgura diametral entre muñón y chumacera. g) Alarma.- Cuando la amplitud de cabeceo llega a tener un valor del 50% de la holgura diametral. h) Operación Normal.- Cuando la amplitud de cabeceo es como máximo 25% de la holgura diametral. El nivel máximo operativo, para vibraciones en tubos de aspiración y álabes directrices depende de las características operativas y de diseño de las unidades. 5.7.2 Vibracio nes de origen mecánico

Capítulo IV

323


Las vibraciones de origen mecánico (incluyendo el cabeceo) pueden ser producto de las siguientes fuentes de excitación: a) Desbalance Es la causa más común de vibración originado por cabeceo, que puede normalmente corregirse “En el lugar” sin tener que desarmar la unidad. En la mayoría de los casos es desplazamiento radial y se presenta a una frecuencia igual a la velocidad de rotación, siendo el problema de vibración relativamente más sencillo de resolver, ya que se puede balancear colocando pesos de compensación en el rotor del generador, utilizando los métodos ya conocidos. b) Desalineamiento Puede ser calificado como la segunda causa mayor de vibración en las unidades hidroeléctricas y equipos auxiliares, y se mostrará como una alta vibración axial produciéndose a dos veces la frecuencia de giro. Para la solución de este problema se recomienda revisar el apartado de ALINEACIÓN, NIVELACIÓN Y CENTRADO. c) Chumaceras en mal estado o con holgura excesiva Cuando las chumaceras segmentadas se encuentran flojas o desajustadas, o las chumaceras tipo buje se encuentran holgadas, normalmente el cabeceo es pronunciado, en virtud de que la flecha tiene más libertad, esto se detecta con dos síntomas principalmente, alta amplitud de vibración o cabeceo radial en la flecha y componentes altos de amplitud de vibración a dos veces la frecuencia de giro. La solución al problema es la revisión de chumaceras y ajuste de holguras, para proseguir con el diagnóstico. d) Lubricación deficiente y rozamiento En el caso de lubricación deficiente en chumaceras, la principal componente de vibración que se excita es a la frecuencia de giro, manifestándose en algunos casos una componente entre el 40 y 50% de la velocidad nominal, originada por una inestabilidad en la lubricación, otra componente excitada en menor medida en la componente del doble de la frecuencia de giro. Para la solución de esta anomalía, es necesario se revise nivel de aceite, sistema de circulación, venas de lubricación propias de la chumacera, entre otros. e) Partes flojas Capítulo IV

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El aflojamiento de las partes mecánicas es una causa común de vibración, y es detectada a dos veces la velocidad de rotación en la dirección radial. Es importante para la corrección de este problema, hacer una inspección general de partes rotativas y fijas que pueden estar sueltas derivado de una mala sujeción; un ejemplo muy común pueden ser las cuñas del devanado del estator en generadores de gran capacidad. f) Excentricidad de partes Los síntomas de este tipo de problema son muy similares al desalineamiento, anteriormente descrito. g) Flexión Esta falla no es común en unidades hidroeléctricas, pero puede presentarse principalmente en unidades horizontales, y esta flexión puede ser temporal o permanente; se caracteriza con presencia de alta vibración a la frecuencia de giro con una excentricidad considerable en el inicio del rodado. Al existir una flexión del eje, se desplaza el origen de la vibración de tal manera que según va aumentando la velocidad, puede observarse una disminución aparente de la vibración. Una flexión temporal se puede corregir después de varias horas de operación de la unidad, mientras que una flexión permanente solo puede eliminarse mediante técnicas de tratamiento térmico o mediante el maquinado de los muñones de las chumaceras dependiendo del tipo de flexión. Otra manera de disminuir la vibración en una unidad con el eje flexionado permanentemente, es mediante la colocación de pesos de balanceo. La máxima flexión que se considera se pueda corregir con balanceo, es de 0.2 mm. Hay que tomar en cuenta que la colocación de pesos implica una modificación al balance original o necesario, y que no siempre se logra un arreglo totalmente satisfactorio, no obstante es recomendable que los valores de vibración sean los menores posibles, en las cargas que normalmente opera la unidad. h) Fisuras y fracturas Esta es una de las fallas más peligrosas en cualquier máquina, es difícil identificarse en primera instancia ya que se puede confundir fácilmente con un fuerte desbalance o con un desalineamiento de partes rotatorias. Esta falla se manifiesta con una fuerte amplitud de vibración a la frecuencia de giro, así como la presencia fuerte de una segunda y tercera armónica. Una característica de esta falla, es la no repetición de los valores de vibración entre un rodado y otro, incluyendo el incremento y decremento de velocidad del mismo rodado. Capítulo IV

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Cuando se tiene la sospecha de la presencia de una fisura o fractura en partes rotatorias, es importante revisar inmediatamente y aplicar las pruebas o ensayos no destructivos, como son: Líquidos penetrantes, partículas magnéticas e incluso ultrasonido a eje. Un ejemplo de esta problemática es la que se presenta en los transmisores de par del rotor del generador de la C.H. Ángel Albino Corzo (Peñitas). 5.7.3 Vibracio nes de origen eléctric o

La mayoría de las fallas eléctricas se manifiestan como vibración excitándose la componente de la frecuencia de giro y la componente del doble de la misma frecuencia, más la característica propia de cada falla que se descubre en el momento de aplicar las pruebas correspondientes al área que se sospecha. Las vibraciones de origen eléctrico más comunes manifestados como vibración son originados por las siguientes fuentes: a) Deformaciones del estator La deformación del estator genera un desbalance del campo magnético que se manifiesta como vibración a la frecuencia de giro en el momento de ser excitado el rotor, registrando un cambio brusco de amplitud y ángulo de fase, con el mismo comportamiento en las diferentes condiciones operativas (excitación y carga). Para medir los desplazamientos o deformaciones entre una revisión y otra, es importante instalar o ubicar unos testigos maquinados y fijos independiente de la estructura del estator, muy cercano a cada base deslizante para medir la distancia entre estos dos puntos con instrumentos de precisión e identificar el movimiento radial. Este problema también se puede detectar con sensores tipo “air gap”, utilizados para este fin. b) Falla en polos del rotor Este tipo de falla no es fácil de detectar, solo con pruebas eléctricas como es la medición de impedancia con el rotor parado, a menos que esta sea de gran magnitud, pero una falla incipiente normalmente se manifiesta hasta que el rotor rueda provocando la vibración. Una máquina con falla en uno o varios polos, se puede comportar en forma similar a una unidad con deformaciones del estator (caso anterior); sin embargo, al hacerse presente el problema por la acción de la fuerza centrífuga se manifiestan cambios bruscos de amplitud y ángulo de fase en el vector de desbalance, e incluso Capítulo IV

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mantenerse la amplitud en el mismo nivel pero con un cambio significativo en el ángulo de fase y frecuencia de excitación. c) Desbalance de flujo eléctrico El desbalance de flujo electromagnético es el resultado de las fallas eléctricas en el generador a excepción de bobinas flojas del estator; este desbalance puede ser generado además por una falla externa al sistema del generador como la apertura de una fase o una falla en la excitación como puede ser la mala operación del rectificador. d) Bobinas flojas en estator Con las horas de operación de una unidad llegan a aflojarse las bobinas del estator, generando un ruido característico al de un transformador en el momento de ser excitado. Al medir la vibración en las chumaceras no se va a notar un incremento de vibración a la frecuencia de giro, pero si se va a notar un incremento sustancial en la componente del doble de la frecuencia de giro y de sus armónicos, principalmente si se mide en la carcasa del estator, esta componente debe desaparecer al desexcitar el generador. Para evaluar la severidad de la falla y recomendar un reapretado de las bobinas que evitaría una falla más grave, es necesaria la medición del apriete de estas. Con la vibración generada en las bobinas existe un desgaste en el aislamiento con desprendimiento que aparece como un talco blanco en el interior de las bobinas del generador. e) Cuñas flojas en polos del rotor. El caso de cuñas flojas puede ser derivado de un mal montaje de polos en general; la detección de cuñas flojas se realiza detectando cambios en la amplitud de vibración y el ángulo de fase, siendo diferentes en cada rodado. Este problema complica el balanceo de un rotor, es decir que, cuando se coloca peso para el balanceo de la masa rotativa, la reacción de balance no obedece, cambiando principalmente el ángulo de fase, ante esto es recomendable revisar la fijación o apriete de las cuñas. f) Fisuras en barras o cabezales flojos El comportamiento por fisuras en barras o cabezales flojos del embobinado de estator es prácticamente igual al de bobinas flojas en estator, anteriormente mencionado. Obviamente para aseverarlo se debe acompañar el diagnóstico con las pruebas eléctricas correspondientes y revisión física de las barras y cabezales del generador.

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5.7.4 Vibraciones derivadas de fallas op erativas

Estas ocurren cuando existe un desvío en los parámetros de proceso como temperaturas, presiones, cargas eléctricas o fallas de fuentes externas. El desvío de las temperaturas estipuladas para una operación confiable como: aceite de lubricación de chumaceras, temperatura en devanados, temperatura del núcleo, temperatura del estator, temperatura del rotor, temperatura de agua de enfriamiento, originan esfuerzos térmicos y efectos de vibración que se reflejen principalmente a la frecuencia de giro. Para el caso de temperatura alta de aceite de lubricación, ver “lubricación deficiente” mencionada en párrafos anteriores, relacionados con vibraciones de origen mecánico. La alta temperatura no uniforme en devanados es provocada por deficiencia en el enfriamiento o una sobrecarga eléctrica no distribuida entre las tres fases, este efecto induce a un incremento de la vibración a la frecuencia de giro con posibles componentes al doble de esta frecuencia. 5.7.5 Vibraciones derivadas de otras fuentes de excitación

Otras vibraciones provocadas por diferentes fuentes, que no se mencionaron anteriormente pueden presentarse por: a) Estructuras deficientes de casa de máquinas Este tipo de vibración se percibe incluso sin necesidad de instrumentación sobre los pisos, lozas o paredes cercanas a la unidad. Para la solución de este problema se requiere de un estudio beneficio-costo, ya que la modificación de las estructuras propias de una casa de máquinas requiere de inversión. b) Cavitación Cavitación aplica solo para turbinas de reacción y es uno de los fenómenos más importantes a monitorear, porque de este fenómeno depende mucho la vida útil de los rodetes. Como se mencionó anteriormente, el monitoreo directo es principalmente en el tubo de aspiración con sensor sísmico. Para minimizar los efectos de cavitación, es recomendable hacer un levantamiento de las vibraciones en el tubo de aspiración, cuando menos a 8 diferentes cargas de la unidad, posteriormente definir los valores de carga donde se obtengan mayores valores de Capítulo IV

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vibración, evitando operar la unidad en esos valores de carga, esto de ser posible, y seleccionar un rango de carga más adecuado para que se gestione ante quien corresponda el operar la unidad bajo esas condiciones. Por otro lado, y sin restarle importancia, es necesario poner especial empeño en respetar el Hs de diseño o calculada, esto significa que si se opera debajo de este nivel, la cavitación se hará presente. Durante el diagnóstico este comportamiento se manifiesta en que la vibración detectada tiene una frecuencia de excitación del orden de un tercio de la velocidad de giro; con estos simples consejos se podrá disminuir el problema de cavitación. c) Resonancia Este fenómeno se presenta al coincidir la frecuencia de una vibración excitadora con otro cuerpo (equipo o estructura) cuya frecuencia natural es igual al múltiplo de esta. Pudiera existir cuando se opere con niveles mínimos de operación en el embalse y la adherencia de la carcasa de la turbina tiene un deficiente contacto con el concreto de su cimentación, coincidiendo con la frecuencia natural de ciertas estructuras en casa de máquinas. Este fenómeno ocasional, para las partes exteriores de la unidad, se puede atenuar colocando amortiguadores en los pernos de fijación de los mismos. Para minimizar los efectos de resonancia, es recomendable hacer un levantamiento de las vibraciones de la unidad, cuando menos a 8 diferentes cargas de la unidad, posteriormente definir los valores de carga donde se obtengan mayores valores de vibración, evitando operar la unidad en esos valores de carga, esto de ser posible, y seleccionar un rango de carga más adecuado para que se gestione ante quien corresponda el operar la unidad bajo esas condiciones. La frecuencia natural de vibración de un cuerpo está en función de su masa y de su coeficiente de rigidez, por lo que al variar cualquiera de estos dos datos cambiará el valor de la frecuencia natural.

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5.8 OPERACIÓN COMO CONDENSADOR SÍNCRONO

La regulación de la tensión en el sistema interconectado se consigue principalmente con compensadores estáticos de tensión equipados con reactores y capacitores, y motores síncronos, también llamados condensadores síncronos. En algunas centrales hidroeléctricas, los generadores son operados como motores; es decir, como condensadores síncronos. Para ello, se tienen arreglos especiales, sobre todo si la turbina es de tipo Francis, requiriéndose enfriamiento en los anillos de desgaste y desalojo, si el diseño lo requiere, del agua en el rodete a casi un metro debajo de la falda de dicho rodete. La operación en esta condición es especial, pues: a) el par resistente ahora está localizado en la turbina que opera como ventilador, razón por la cual el flujo de agua para enfriamiento de anillos de desgaste enfría el rodete y el aire confinado sobre el que opera el rodete como ventilador; b) no influye en las condiciones dinámicas de las masas rotativas el empuje hidráulico; c) se modifican los modos de vibración y cabeceo por lo que conviene tomar mediciones y d) al dejar de fluir agua por el rodete, es posible que se incremente ligeramente el voltaje inducido a la flecha, pues el agua, al no ser pura, sirve como dren a tierra adicional. Para el caso de las turbinas tipo Pelton que operan como condensadores síncronos no es necesario efectuar el abatimiento de agua ya que éstas operan con sumergencia positiva, es decir, que el nivel del agua de desfogues siempre está abajo del rodete. El arreglo para que una unidad generadora funcione como condensador síncrono se puede observar en el siguiente diagrama esquemático:

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Diagrama esquemático del sistema de abatimiento de agua .

Al darse orden de arranque, la unidad inicia su secuencia abriendo sus paletas directrices hasta su velocidad nominal y sincroniza a la mínima carga. Como se tiene la orden para que la máquina opere como condensador síncrono, inmediatamente a la sincronización, la secuencia inicia la operación de cerrar las paletas directrices para realizar el abatimiento de agua el cual permitirá que el rodete de la turbina gire con libertad, es decir, que la unidad continuará girando por efecto de que el generador continúa sincronizado al Sistema Interconectado Nacional, tomando energía del sistema. El abatimiento de agua en la zona del rodete se realiza cuando se activa una válvula solenoide (20AS) permitiendo que la presión del aceite que fluye a través de la misma, abra la válvula de inyección de aire (910), y a la vez descarga el aire de los tanques de aire (950 y 951) hacia la turbina, abatiendo el nivel de agua hasta niveles establecidos.

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Los niveles de agua existentes en el interior de la turbina son detectados por sensores (bujías) (33D1, 33D2, 33D3 y 33D4, en algunas centrales) los cuales monitorean dichos niveles, enviando las señales al control de la turbina, para inyectar nuevamente aire cuando se requiera. El volumen de aire requerido para los abatimientos es suministrado a los tanques a través de compresores. Cuando se efectúa el paro de la unidad como condensador síncrono o se efectúa el cambio a la modalidad de generador, es necesario que se desaloje el aire que se tenga en el interior de la turbina, por lo que al darle orden en la modalidad seleccionada, se activa una válvula solenoide (20EAS) permitiendo que la presión del aceite que fluye a través de la misma, abra la válvula de descarga de aire (911), y a la vez descarga el aire existente en la turbina, descargando este aire a la atmósfera, generalmente a la galería de drenaje. Es importante mencionar que durante la operación de la unidad como condensador síncrono, por efecto del giro y cercanía con los anillos de desgaste fijos, este puede tener temperaturas no deseadas, por lo que se prevé un sistema de enfriamiento de agua a los anillos de desgaste. Al operar la unidad como condensador síncrono y como se comenta anteriormente, las temperaturas de aire frío y caliente del generador se ven disminuidas en aproximadamente 50 %, por lo que se recomienda efectuar las tomas de lecturas de las mismas para determinar la posibilidad de disminuir (cuando la unidad opere en esta modalidad) el gasto de agua a los enfriadores del generador.

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REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS:

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Referencias Bibliográficas

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GUIA Mantto Mecanico 2010

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