Turbina Pelton

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catálogo mejores prácticas – turbina Pelton

Figura 3: Ejemplo - Original vs nuevas- curvas de rendimiento [7]

3.0 Operación y prácticas de mantenimiento 3.1 Evaluación del estado

Todos las disposiciones de turbinas Pelton, verticales u horizontales, tienen cuatro componentes principales que son críticos para las pérdidas de rendimiento. 







El rodete: Hay pérdidas por fricción y turbulencia por el deterioro de la superficie y cambios de geometría del álabe hidráulico posterior. La carcasa/cámara de descarga: hay pérdidas por caso de salpicaduras, interferencia de cola-agua y ventilación de aire. Las válvulas de aguja/tobera: Hay pérdidas por perfiles de velocidad desequilibrada y fluctuación fluctuación turbulenta causando causando "mala calidad de chorro" (en forma de desviación de chorro o dispersión del chorro). El distribuidor/múltiple: Hay pérdidas por fricción, curvas y bifurcaciones (la División de agua en dos corrientes) [5].

Las pérdidas típicas en una turbina Pelton son aproximadamente como co mo sigue:   

Tubo de entrada (distribuidor) y el inyector (tobera) - 0.5 a 1.0 % Rodete – 6.5 a 9% Carcasa y cámara de descarga de la turbina – 0.5 a 1.0%

Una turbina multi-chorro cabeza cabeza alta tiene pérdidas relativamente bajas, mientras que una horizontal cabeza baja tiene pérdidas relativamente más altas [3].

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3.1.1 Rodete.

Debe evaluarse la rugosidad de las superficies del alabe del rodete. Hay dos causas para este deterioro de la superficie; la cavitación (figura 4) y erosión por arena/sedimentos (Figura 5). Puede realizarse una inspección visual cuidadosa durante una situación de interrupción cuando la unidad está en un estado seco.

Figura 4: Daño por Cavitación en el alabe del rodete [14]

Figura 5: Daño por Erosión en el alabe del rodete [14]

También existe la posibilidad de un efecto combinado de erosión y cavitación en los componentes de la turbina hidráulica. Debe tenerse en cuenta que los rodetes de la Pelton han sido diseñados correctamente para que no caviten. Sin embargo, incluso en aéreas libre de cavitación, rugosidad de la superficie debido a la erosión; en las regiones de alta velocidad puede iniciar la erosión y cavitación. El efecto sinérgico de la erosión y cavitación puede ser más pronunciado que sus efectos individuales. En los alabes se han encontrado que la erosión varía con la velocidad de reacción, en comparación con la calidad del agua o la elevación del consumo, la velocidad del chorro es el parámetro más fuerte para la erosión del álabe. Como la velocidad del chorro es la función de la cabeza, las turbinas de cabeza altas son más vulnerables a erosión. Basado en estudios cualitativos típicos se encontró que el borde afilado del separador se convirtió en despuntado y aumenta la profundidad del alabe debido a la erosión por arena/sedimentos [14] La carga del chorro es también la clave para determinar el tamaño del alabe. Diseños más modernos de rodete optimizan la relación de anchura del alabe para diámetro del chorro, que es de aproximadamente 3.6 a 4.1, dependiendo del número de chorros y velocidad de rotación. Máquinas más antiguas fueron a menudo diseñadas con una menor velocidad de rotación en general y con anchos de alabes más grandes en comparación con los diseños más modernos de rodetes [7] Un indicador adecuado de la pérdida de eficiencia debido a la erosión en un rodete Pelton es el ancho del divisor como porcentaje del ancho del cucharón. Un aumento del 1% en anchura relativa divisor representa aproximadamente una 1% de disminución en la eficiencia. [3]

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3.1.2. Cámara de cubierta / descarga

Provee ventilación adecuada, Impide que el agua de descarga del rodete salpique al exterior (en la cubierta). [7]. Los puntos de ventilación de la cubierta deben ser evaluados para asegurarse de que son claras, lo que permite una ventilación total. Los niveles de agua de desagüe bajo el rodete no deben interferir con el flujo del chorro. Estos niveles de agua debe permanecer dentro del rango de OEM diseñado. La interferencia del chorro impide el flujo normal en los álabes y el resultado es el brusco deterioro de potencia de la turbina de salida junto con con la cavitación y vibración [8]. Las figuras 6 y 7 ilustran los efectos negativos de la interferencia de esparcimiento del chorro sobre el rendimiento de la turbina.

Figura 6: Modelado de interferencia de chorro dentro de la carcasa [8]

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Figura 7: Típico deterioro debido a la perturbación de Jet [8]

3.1.3 Inyector

La evaluación de deterioro del inyector es de suma importancia. La aguja de la erosión, como se ve en la ejemplos de las figuras 8 y 9, pueden causar pérdidas directas e indirectas. Las pérdidas directas son las conocidas pérdidas de fricción y turbulencia (fricción interna), donde las pérdidas indirectas son causados por mala calidad de chorro, que se muestra en la figura 10 [5]. El propósito de la aguja y el inyector es concentrar el chorro en una forma cilíndrica y uniforme con el fin de maximizar la transformación de la energía en el rodete. El desgaste de la aguja y el inyector causa una deformación de chorro que se traduce en deterioro de la eficiencia y una aparición de la cavitación.

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Fig 10: Fotos y bosquejos de calidad de motor

La visualización de chorro es una herramienta de evaluación para determinar la deformación de chorro. La dispersión de chorro y la desviación del chorro cuantitativamente pueden ser determinadas por visualización en la mayoría de los casos. Se ha observado una correlación clara entre la eficiencia de turbina y la calidad de chorro. La instalación de equipos para la visualización del prototipo es delicada puesto que el mejor posicionamiento de la cámara y la instrumentación de iluminación no pueden ser encontrado en la base de ensayo y error, sino que debe basarse en la experiencia debido a la inaccesibilidad de los equipos. Además, las fuerzas mecánicas de atentado posible de agua, sobre la cámara y la instrumentación de iluminación, requieren una instalación rígida (la Figura 11). Los alojamientos para la cámara y luces deben ser impermeables y las medidas deben ser tomadas para evitar el aumento de condensación sobre los lentes. Para lograr una calidad de imagen aceptable en las circunstancias adversas presentes en la carcasa de una turbina Pelton, es necesario un equipo especial. La cubierta de la cámara y las luces estroboscópicas se monta dentro de la protección de carcasas en el refugio del inyector y de corte en el deflector; y se podría ajustar a diferentes distancias de la salida de la boquilla con un motor paso a paso [6].

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Figura 11: Vista interior de soporte con cámara que soporta para visualización

3.1.4 Distribuidor/Colector

Dependiendo de la edad de la unidad de turbina y el diseño hidráulico original, el tamaño del distribuidor puede contribuir a las pérdidas y turbulencia. Una buena regla básica es el tamaño de la unidad, de modo que a plena carga, la cabeza de velocidad de la espiral es 10% o menos de la cabeza de velocidad de la unidad total. A menudo se construyeron mayores distribuidores de espiral en secciones de gran molde curvo en comparación con unidades nuevas que se construyen generalmente de menores secciones cuadradas de anillo [7] Por el incremento de la fricción y deterioro de la superficie interna, Las secciones de anillo deben ser evaluadas de forma rutinaria. Esto puede tomar la forma de una inspección visual realizada cuidadosamente durante una situación de interrupción cuando la unidad está en un estado seco. Para los ejemplos de disposiciones de distribuidor observar las Figuras 12 y 13.

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Figura 12: arreglo de distribuidor de doble inyector

Figura 13: Arreglo de distribuidor múltiple-inyectores

3.2 Operaciones

El rendimiento de la turbina es a menudo representado por un gráfico de las curvas de eficiencia de la turbina versus flujo o salida como se muestra en la figura 14. Asimismo, nos muestra las curvas típicas de rendimiento de la turbina que ilustran la relación entre la representación moderna, el diseño original y un rodete de la turbina deteriorado (conocido como "rendimiento actual ") [3].

Los datos de rendimiento se recogerán con precisión. El rendimiento de la turbina puede degradarse con el tiempo debido al daño de cavitación o erosión y reparaciones de soldadura resultante.Realizar Pruebas de funcionamiento periódico, a través de pruebas absolutas o relativas (por ejemplo, el índice de prueba), ya que son necesarias para

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mantener la precisión y debe hacerse en un número de saltos operativos con el fin de ser integral [3]. Debe realizarse frecuentes índice de pruebas especialmente antes y después de las actividades de mantenimiento mayor en una turbina para detectar cambios en el rendimiento de la turbina en una etapa temprana y establecer controles. Las plantas deben realizar "como mejor práctica" pruebas periódicas de rendimiento (como índice de pruebas según el PTC 18 [16]) para asegurar las curvas de operación más precisos disponibles para optimizar la salida de la planta. Rutinariamente, esto debe hacerse en un ciclo de 10 años, como mínimo. 3.3 Mantenimiento 3.3.1 Reparación de soldadura

Es comúnmente aceptado que las turbinas normalmente sufren un deterioro progresivo en el rendimiento en el tiempo (a falta de una acción restauradora) [4]. Las causas comunes incluyen daños por cavitación, desgaste abrasivo de erosión, corrosión galvánica y daños por impacto de los residuos que pasan en la unidad. Las Técnicas de mantenimiento relacionados con el rendimiento involucran principalmente soldadura, reparaciones de los componentes de la turbina como los tubos del corredor, la cubierta y el distribuidor. La mejor práctica es usar un electrodo de soldadura de acero inoxidable 309 L para volver la geometría original a los álabes del rodete. 3.3.2 Afilado de plantillas

Los errores en las soldaduras en las reparaciones al perfil del alabe original ocurren con el envejecimiento de la unidad. Las plantillas de contorno de álabe original deben estar disponibles en la planta. El Personal de mantenimiento capacitado debe utilizar estas plantillas para moldear y pulir los álabes para acondicionarlos a las especificaciones del OEM. 3.3.3 Capa superficial

Después de la evaluación de la calidad de suministro de agua y datos históricos de desgaste, puede evaluarse si se requiere una capa sobre el acabado de pulido natural del cubo ASTM A743 de acero inoxidable [15] (erosión moderna preferida y material resistente a la corrosión). Los resultados de trabajos técnicos norteamericanos son concluyentes sobre los beneficios de cualquier capa dura. 3.3.4 Eje de la turbina

El Mantenimiento de rutina del eje de la turbina consiste en minimizar la corrosión de la superficie del eje con una ligera capa de aceite en las áreas de no contacto de agua y

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recubrir las áreas que entran en contacto con agua con una robusta pintura epoxi. El mantenimiento principal incluye reformas en los muñones del rodamiento (cojinetes), o reemplazar la tobera y el alineado de caras del acoplamiento durante una revisión de la unidad principal. 3.3.5 Cojinetes de guía

Los cojinetes guía son generalmente los cojinetes hidrodinámicos lubricados con aceite. El mantenimiento de un cojinete lubricado con aceite y su fiabilidad, está conectado directamente a la calidad del aceite suministrado utilizado para lubricación y refrigeración. Cualquier contaminación del aceite con residuos o agua, aumentará la probabilidad de un desgaste de cojinete. Una buena práctica consiste en instalar un sistema de filtración del circuito capaz de extraer continuamente desechos y agua de la fuente de aceite del cojinete. La Vibración del eje extremo puede provocar el contacto de los anillos de sellado del rodete de la turbina, surgidas como consecuencia del desgaste y la posible falla de los anillos de sello y posterior interrupción importante de la unidad extendida. El mantenimiento principal requiere la renovación de los rodamientos, tales como revestir el metal de un cojinete de aceite. 4.0 Indicadores, Seguimiento y Análisis 4.1 Medidas de confiabilidad, rendimiento y estado

El proceso fundamental para una turbina hidráulica se describe por la ecuación de eficiencia, que se define como la relación de la potencia suministrada por la turbina a la potencia del agua que pasa a través de la turbina. Dónde:

·η

es la eficiencia hidráulica de la turbina

· P es la potencia mecánica producida en el eje de

la turbina (MW)

·  es la densidad del agua (1000 kg/m3) · G es la aceleración debida a la gravedad (9,81 m/s2) · Q es el caudal que pasa por la turbina (m3 /

s)

· H es la altura de presión efectiva a través de la turbina (m) La expresión general de esta eficiencia (η):



=

 

[10]

Los Parámetros de rendimiento para turbinas Pelton se definen en ASME PTC-18 [16] y IEC 60041 [17], y por lo general son los siguientes: Salida del generador, turbina de descarga, su desembocadura y elevaciones aguas abajo, salto de entrada, salto de descarga, posición de la entrada, y Temperatura del agua. Las mediciones típicas de vibración pueden incluir: el desplazamiento del eje (x e y) en cojinetes de la turbina y del generador y los desplazamientos axiales de puente (z). La

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emisión acústica (en la puerta de acceso al tubo o forro) se puede medir para rastrear ruido de cavitación relativa. La condición de la turbina Pelton puede ser controlado por el indicador de condición (IC) tal como se define de acuerdo con Manual de evaluación de condición HAP [11]. Las Características de confiabilidad de la unidad, a juzgar por su disponibilidad para la generación, pueden ser controladas mediante el uso de indicadores de la Corporación norteamericana de fiabilidad eléctrica (NERC), Factor de tal Disponibilidad Equivalente (EAF) y Factor Equivalente Interrupción forzada (EFOR). Estos son universalmente utilizados por la industria de la generación. Muchas empresas de servicios suministran datos a la Disponibilidad Generación de Data System (GADS) mantenida por NERC. Esta base de datos de información de operación se utiliza para mejorar la fiabilidad de los equipos de generación eléctrica. Puede ser utilizado para apoyar la confiabilidad de los equipos y los análisis de la disponibilidad y adopción de decisiones por los datos. 4.2 Análisis de los datos.

El análisis de datos de prueba se define en ASME PTC-18 [16] y IEC 60041 [17]. Básicamente, el análisis sirve para determinar la eficiencia y la potencia disponible en relación con la turbina de descarga, salto y determina los límites de funcionamiento basados en vibraciones y mediciones de emisión acústica (CPL). Los resultados se compararán con los datos de prueba de la unidad anterior u original (IPL) y determinan la pérdida de ingresos, eficiencia, capacidad y energía anual. Los resultados también se compararán con los nuevos datos de diseño de la unidad (del fabricante de la turbina) y determinan el potencial de eficiencia, capacidad, energía anual y aumento de los ingresos (PPL). En este último caso, calcula el costo de instalación/rehabilitación y la tasa interna de retorno para determinar la justificación de la actualización. Por otro lado, determina la justificación de la modificación del perfil de tubo de proyecto utilizando los datos del fabricante de la turbina. Analíticamente o utilizando datos de prueba de campo, determina la eficiencia, la energía anual, y el aumento de los ingresos asociados con el uso de materiales de relleno del tubo de aspiración de ranura de la puerta. Calcula el costo de implementación y la tasa interna de retorno. La evaluación de la condición de una turbina Pelton es cuantificada por medio del CI como derivado según Manual de evaluación de condición HAP [11]. El CI global es un compuesto de la IC derivado de cada componente de la turbina. Esta metodología puede aplicarse periódicamente para obtener una foto del CI de la condición actual de la turbina que se puede supervisar en el tiempo y estudiado para determinar tendencias de condiciones que pueden afectar el rendimiento y la fiabilidad. La fiabilidad de una unidad es calificada por su disponibilidad para generar, puede controlarse a través de índices de confiabilidad o indicadores como derivado según apéndice F de NERC, índice de rendimiento y las ecuaciones [11].

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4.3 Las mejoras integradas

Los resultados de la prueba periódico de campo deben utilizarse para actualizar los límites y características de funcionamiento de unidad. Óptimamente, estos se integrarían en un sistema automático (por ejemplo, Control automático de generación), pero si no, copias impresas de las curvas y límites deberían facilitarse a todos los el personal involucrado – especialmente a los operadores de la unidad, su importancia para destacarse y su capacidad para ser entendido y confirmado. Deben implementarse proyectos justificados (perfiles, actualización de unidad hidráulica) y un método para controlar permanentemente el funcionamiento de la unidad. Como la condición de los cambios de la turbina, los índices de confiabilidad y CI son una tendencia y analizados. Utilizando estos datos, los proyectos pueden ser clasificados y justificados en el mantenimiento y programas de capitales para la turbina de nuevo a un nivel aceptable de rendimiento y condición. La mejora de rendimiento de cualquier máquina hidráulica, básicamente, puede provenir de tres tipos de intervención:   

Sustitución de rodete obsoleto (piezas de maquinaria diseñada) con unas nuevas. Mejora / reemplazo de tobera por una nueva Reparación de superficie para mejora de resistencia al desgaste

Está claro que estas intervenciones no son alternativas, pero son complementarias, dependiendo actualmente que los problemas reales de diseño hidráulico son desgaste de piezas como la corrosión, erosión o cavitación de piezas de la turbina. Sustitución del rodete

El modelo del rodete geométrico de la moderna turbina Pelton Puede llevarse a cabo con programas de dinámica de fluidos computacional, analizando la interacción del chorro / alabes. Para el rodete de la Pelton, tanto en el campo de flujo en sí y la influencia del agua sobre las propiedades estructurales son más difíciles de determinar que para Francis o turbinas Kaplan porque los alabes de la turbina Pelton se mueven a través de los chorros, llenado y vaciado continuamente. El análisis de carga inestable del alabe requiere el conocimiento de la carga de presión inestable en los cubos giratorios. [9]

Figura 15: Resultados típicos para la nueva actualización de rodete [13]

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Ampliación de asiento de Aguja

Un estudio detallado mostró que los chorros de la turbina podrían ser fácilmente ampliados hasta 6% en el diámetro con menores efectos negativos sobre la eficacia pero con un aumento sustancial en la producción. Este estudio detalla una unidad de seis-chorros Pelton con salto nominal de 675,7 m y una potencia de 75,2 MW a un chorro nominal de 152 mm de diámetro con una descarga de 12,6 m³/ s. La nueva capacidad de potencia nominal es 87,6 MW con un chorro de agrandamiento de 160 mm de diámetro. La mayoría de los fabricantes diseñan el tamaño del asiento de la aguja para acomodar algún mecanizado para el mantenimiento. La mayor parte de fabricantes ponen la talla el asiento de aguja para acomodar el mecanizado del inyector para el mantenimiento. Normalmente, esto no afectará significativamente la estanqueidad de contacto o interfaz en relación de apertura pequeña de la aguja. La Figura 16 muestra los componentes típicos que constituyen un conjunto de inyectores incluyendo el asiento de aguja.

Figura 16: Típico inyector moderno

5.0. Fuentes de información Baseline Knowledge:

1. TERI, The Energy Resources Institute: Electro-Mechanical Equipment – Selection, Best Practice and use of Checklists - August 2010 2. ASME Hydro Power Technical Committee: The Guide to Hydropower Mechanical Design 1996 3. Hydro Life Extension Modernization Guide, Volume 2: Hydromechanical Equipment, EPRI, Palo Alto, CA: 2000. TR-112350-V2. 4. EPRI, Increased efficiency of Hydroelectric Power , EM 2407 – June 1992

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State of the Art:

5. Karakolcu, A., Geppert, L., Marongiu, J. C.: Performance Prediction in Pelton Rehabilitation Projects – Vienna 2010 6. Staubli, T., Bissel, C., Leduc, J.: Jet Quality and Pelton Efficiency HAP – Best Practice Catalog – Pelton Turbine 7. Gass, M.E.: Modernization and performance improvements of vertical Pelton turbines – Hydropower & Dams Issue Two - 1998 8. Kubota, T., Kawakami, H.: Observation of Jet interference in 6-Nozzle Pelton Turbine FUJI Electric Review 1990 9. Keck, H., Wolfgang, M., Weiss, T., Sick, M.: Recent Developments in the Dynamic Analysis of Water Turbines - 2007 10. Cateni, A., Margri, L., Grego, G.: Optimization of Hydro Power Plants Performance importance of Rehabilitation and Maintenance in Particular for Runner – 2008 11. ORNL, HAP Condition Assessment Manual, October, 2011 12. Spicher, T., Hydro Wheels: A Guide to Maintaining and Improving Hydro Units, HCI Publications, 3rd Edition 2002 13. Vesely, J., Varner, M.: A case study of upgrading of 62.5MW Pelton Turbine – 2000 14. Thapa, B., Chaudhary, P., Dahlhaug, O., Upadhyay, P.: Study of Combined Effect of Sand Erosion and Cavitation in Hydraulic Turbines -2007 Standards:

15. ASTM A743: Standard Specification for Castings, Iron-Chromium-Nickel, Corrosion Resistant for General Application - 2006 16. ASME PTC 18, Hydraulic Turbines and Pump-Turbines, Performance Test codes - 2011 17. IEC 60041 Field Acceptance Tests to Determine the Hydraulic Performance of Hydraulic Turbines, Storage Pumps and Pump-Turbines, 1991 18. NERC, Appendix F, Performance Indexes and Equations, January, 2011

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