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Volumen 3

Averías habituales en plantas de cogeneración

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© Santiago García Garrido 2010

© Editorial RENOVETEC 2010

Todos los derechos reservados. Prohibida la reproducción total o parcial de este documento por cualquier medio sin la autorización expresa y por escrito del titular del copyright

Obra inscrita en el Registro de la Propiedad Intelectual, Oficina Territorial de Madrid

Edita: Editorial RENOVETEC

Maquetación: Diego Martín

Diseño de Portada: Maite Trijueque García

Foto de portada: Carolina Beguelín

Colección COGENERACIÓN

Volumen 1: Averías habituales motores alternativos de gas

Volumen 2: Averías habituales en turbinas de gas

Volumen 3: Averías habituales en turbinas de vapor Volumen 4: Averías habituales en calderas, ciclo agua-vapor y sistemas auxiliares

La colección COGENERACIÓN está editada por RENOVETEC, y está basada en los libros “COGENERACIÓN, DISEÑO OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE PLANTAS”

“MOTORES DE GAS”; “TURBINAS DE GAS” y “TURBINAS DE VAPOR”

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La mayor parte de las averías en una planta de cogeneración son averías repetitivas. Sorprende incluso que diferentes plantas con diferentes configu-raciones y diferentes tecnologías puedan tener semejanzas en este punto. Aunque los fallos típicos más habituales de cada planta dependen lógica-mente de los modelos específicos de cada uno de los equipos que compo-nen la planta, es posible generalizar una serie de fallos que pueden consi-derarse habituales en las plantas de cogeneración. Sin pretender realizar un estudio profundo y detallado de estos fallos, trataremos de exponer los síntomas, causas y consecuencias de cada uno de ellos, tratando en algu-nos casos de exponer como corregirlos o evitarlos.

En este libro se estudian en mayor detalle las averías de las tres máquinas térmicas habituales, esto es, motor alternativo, turbina de gas y turbina de vapor; de manera más esquemática, se relacionan las averías del resto de la instalación de cogeneración. Esto no debe hacer pensar que las averías en las instalaciones de recuperación de calor o en los sistemas auxiliares deben preocupar menos al técnico de la planta, ya que a pesar de que su gravedad es inferior, son mucho más frecuentes que las que afectan al mo-tor térmico

INTRODUCCIÓN 0

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INDICE DEL CURSO

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1. TURBINAS DE VAPOR 1.1. Tipos de turbinas de vapor

1.2. Parámetros característicos

1.3. Aplicaciones habituales

2. PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO

3. PRINCIPALES ELEMENTOS 3.1. Rotor

3.2. Carcasa

3.3. Álabes

3.4. Cojinetes radiales y axiales

3.5. Válvulas de admisión

3.6. Sellado: sellos laberínticos y vapor de sellos

3.7. Sistema de lubricación

3.8. Sistema de control

3.9. Regulación de potencia

4. ELEMENTOS AUXILIARES 4.1. Condensador

4.2. Sistemas de vacío

4.3. Sistemas de refrigeración

5. CRITERIOS DE SELECCIÓN DE TURBINAS DE VAPOR

6. OPERACIÓN DE TURBINAS DE VAPOR 6.1. Arranques y paradas

6.2. Vigilancia de parámetros de funcionamiento

6.3. Regímenes de trabajo habituales

6.4. Consecuencias de arranques y paradas frecuentes

7. MANTENIMIENTO PROGRAMADO 7.1. El concepto de hora equivalente de funciona-

miento

7.2. Revisiones menores

7.3. Overhaul o Revisión mayor

8. PRINCIPALES AVERÍAS 8.1. Alto nivel de vibraciones

8.2. Desplazamiento axial excesivo

8.3. Fallos diversos de la instrumentación

8.4. Fuga de vapor

8.5. Funcionamiento incorrecto de la válvula de control

8.6. Dificultad o imposibilidad de la sincronización

8.7. Bloqueo del rotor por curvatura del eje

8.8. Gripaje del rotor

9. DIAGNÓSTICO DE TURBINAS DE VAPOR 9.1. Pruebas de prestaciones

9.2. Balances de masa y energía

9.3. Análisis de datos históricos

9.4. Análisis de datos de funcionamiento

9.5. Pruebas de diagnóstico:

10. REPUESTOS

11. HERRAMIENTAS HABITUALES 11.1. Herramientas mecánicas

11.2. Herramientas eléctricas

11.3. Herramientas de instrumentación

11.4. Herramientas de diagnóstico

11.4. Herramientas especiales

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M a d r i d , d e l 2 5 d e F e b r e r o a l 2 8 d e M a y o

Módulos que componen el curso:

• Módulo 1: Plantas de biomasa

• Módulo 2: Plantas de Cogeneración

• Módulo 3: Plantas Fotovoltaicas

• Módulo 4: Centrales Termosolares

• Módulo 5: Aerogeneradores

La turbina de vapor es un equipo sencillo, bien conocido y equipado con un sistema de control que tiene como objetivo evitar las averías graves. Igual que sucede en otras máquinas térmicas, tras un periodo inicial de funciona-miento, detrás de cada avería grave suele haber una negligencia de opera-ción o de mantenimiento.

En un equipo con tecnología madura como es una turbina de vapor, suele tener un sistema de control que protege la turbina frente a los fallos graves más comunes, así que las averías graves siempre están relacionadas con negligencias que en la mayoría de los casos no están cubiertas por un segu-ro. Entre las negligencias habituales de operación están las siguientes:

⎯ repetir el arranque de una turbina una y otra vez a pesar de que el sistema esté indicando un problema;

⎯ desconectar seguridades o elevar los límites de disparo de éstas;

⎯ entrada de agua por la entrada de vapor, debido a fallo en el control de temperatura de vapor vivo y del enclavamiento opor-tuno;

⎯ no llevar un control adecuado de la calidad del vapor.

AVERÍAS EN TURBINAS DE VAPOR 3

3.1 la turbina de vapor, un equipo maduro


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Entre las negligencias habituales de mantenimiento que conducen a averías más o menos importantes están las siguientes:

⎯ no realizar las revisiones programadas en los plazos indicados por el fabricante

⎯ no analizar el aceite o no hacer caso a las recomendaciones del analista

⎯ no analizar las vibraciones o no hacer caso de las recomenda-ciones del informe realizado tras el análisis

⎯ no reparar averías menores y esperar a que se conviertan en graves

⎯ y no realizar adecuadamente determinadas tareas, como el ali-neamiento o el mantenimiento de válvulas.

Veamos en primer lugar el origen de las turbinas de vapor, para analizar a continuación en detalle cada uno de los fallos habituales en estos equipos.

La primera turbina de vapor de la que se tiene constatación histórica fue la construida por Herón de Alejandría hacia el siglo I de nuestra Era (año 175 a. J.) Esta turbina estaba formada por una esfera hueca que podía girar alre-dedor de un eje horizontal entre dos tubos fijos que la conectaban a un cal-derín. El vapor generado en este cal-derín entraba en la esfera de la que sal-ía tangencialmente a la atmósfera a través de dos toberas o espitas situadas en un plano perpendicular al eje de giro

3.2 Historia de la turbina de vapor

AVERÍAS HABITUALES EN PLANTAS DE COGENERACIÓN 8

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y dirigidas en sentidos opuestos. Al salir por las toberas hacia girar a la es-fera del mismo modo que lo hace el agua de un aspersor rotativo de césped. Esta turbina de Herón funcionaba según el principio de reacción.

En el año 1629 aparece la si-guiente turbina de vapor de la que se tiene noticia de la ma-no de Giovanni Branca que experimentó con una rueda de agua modificada, diseñó una máquina capaz de realizar un movimiento en base al im-pulso que producía sobre una rueda de vapor que salía por un caño. Se desconoce si la máquina de Branca se cons-truyó pero si está claro que es el primer intento de construc-ción de las que hoy se llaman turbinas de acción.

Posteriormente hacia 1831 William Avery construyó en los EE.UU. las prime-ras turbinas de vapor, que seguían el esquema de Herón ya que eran turbi-nas de reacción cuya estructura se basaba en un eje hueco con dos brazos también huecos de unos 60 cm. de longitud montados en ángulo recto y que tenían en su extremo un pequeño orificio dirigido en sentidos opuestos. El vapor que alimentaba este eje hueco salía por dichos orificios haciéndolo girar. Se utilizaron comercialmente en serrerías e incluso una de ellas se probó a instalarla en una locomotora. Estas turbinas pese a conseguir los rendimientos para los que fueron construidas se fueron abandonando debi-do al alto nivel de ruidos que causaban, a su difícil regulación y a sus fre-cuentes averías.

Pese a todos estos intentos de construcción, el desarrollo definitivo de la aplicación industrial de las turbinas de vapor que estaban destinadas a un futuro, no se dio hasta la última década del siglo XIX, impulsadas por una serie de hombres como Gustav De Laval en Suecia, Charles Parsons en In-glaterra o Charles G. Curtis en EE.UU.

Figura 3.2. Turbina de Giovanni Branca


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Gustaf De Laval construyó primero una pequeña turbina de reacción de alta velocidad (42.000 rpm) pero no la consideró interesante en la práctica, por lo que se dedicó a desarrollar una turbina de impulso de una sola eta-pa, que fuera confiable, y que todavía en la actualidad lleva su nombre. A él se le atribuye el haber sido el primero en emplear precisamente en esta tur-bina, la tobera convergente-divergente que también lleva su nombre. Su primer prototipo fue ensayado en 1.890 y la primera unidad comercial de 5 CV, entró en servicio en 1.891. En 1.892 construyó una turbina de barcos de 15 CV con dos coronas de paletas una para la propulsión avante y otra para ir hacia atrás.

Simultáneamente, en Inglaterra Charles Algernon Parsons desarrolló la turbina de vapor que lleva su nombre, y que se basa en un principio dife-rente: el principio de reacción.

Tras licenciarse en Ingeniería por la Universidad de Cambridge, en el año 1877 Parsons comenzó a trabajar para la compañía Armstrong en Newcas-tle-upon-Tyne. En el año 1884, dio a conocer su revolucionario invento, la turbina de vapor Parsons. Esta turbina podía alcanzar la extraordinaria velo-cidad de 18.000 rpm, y era capaz de desarrollar una potencia superior a los

Figura 3.3. Turbina de Laval



5 CV. La turbina fue utilizada por primera vez, en el año 1891, en estacio-nes eléctricas y plantas similares, y sirvió de base para la posterior creación de la turbina combinada y la de condensación.

Tras fundar, en el año 1889, también en Newcastle, su propio taller de fa-bricación de turbinas de vapor y de diversos tipos de máquinas eléctricas, la C.A. Parsons and Company, Parsons decidió aplicar su invento en los bar-cos. Así pues, en el año 1894 comenzó la construcción de un barco media-no, al que bautizó con el nombre de Turbinia, de tan sólo 30´48 metros de eslora y 2´28 de manga, con un peso total de 42 toneladas, al que instaló su turbina bastante perfeccionada.

Por fin, en su primera prueba de fuego, realizada tres años más tarde, el Turbinia alcanzó la increíble velocidad de 34´5 nudos marinos debido a la nueva planta impulsiva, superando los 27 nudos alcanzados por el más rápido buque de guerra equipado con máquinas de vapor clásicas de cilin-dros.

La turbina de Parsons fue utilizada desde ese momento para la impulsión de barcos de guerra, mercantes y transatlánticos, además de para pro-pulsar un buen número de máquinas de todo tipo, desde generadores has-ta coches. Gracias a su invento, que revolucionó del todo el mundo de la propulsión, Parsons fue elegido miem-bro de la Royal Society, en 1898, pre-sidente del Institute of Marine Engine-ers, en 1905, y condecorado, en 1902, con la medalla de la Royal so-ciety Rumford, además de ser nom-brado, en el año 1911, Caballero del Imperio Británico. En el año 1912, Parsons publicó un extenso tratado sobre la turbina de vapor. Todos sus escritos y papeles técnicos fueron cla-sificados y publicados en el año 1934.

Fig 3.4. Charles Parsons


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Simultáneamente en el tiempo Charles G. Curtis, ideó para General Electric los alternadores accionados con turbinas de vapor. A diferencia de Parsons la turbina de Curtis era de acción, y en ella el vapor se expandía a través de toberas, alcanzando altas velocidades. El flujo de vapor a alta ve-locidad y baja presión incidía en los álabes de una rueda giratoria. Al con-trario que Charles G. Curtis que desarrolló la etapa de impulso con escalo-namiento de velocidades, en Francia, C.E.A. Rateau desarrolló el principio de impulso multietapa (con escalonamiento de presiones). Así la turbina de vapor ha ido creciendo y desarrollándose hasta nuestros días, convirtiéndo-se en el elemento básico de la generación eléctrica.

Fig 3.5. Esquema de una turbina de vapor

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La vibración en una turbina de vapor no es una avería en sí misma, sino un síntoma de un problema que existe en la turbina y que pude derivar en gra-ves consecuencias. Por esta razón, las turbinas de vapor están especial-mente protegidas para detectar un alto nivel de vibraciones y provocar la parada de ésta antes de que lleguen a producirse graves daños.

Fig 3.6 Espectro de vibración de una turbina de vapor ligeramente desequilibrada

Las causas más habituales que provocan un alto nivel de vibración son las siguientes:

3.3.1. Mal estado de los sensores de vibración o de las tarjetas acondicionadoras de señal.

Es posible que lo que se esté considerando como una vibración sea en reali-dad una falsa señal, que tenga como origen el mal funcionamiento del sen-sor encargado de detectarlo.

3.3.2. Desalineación entre turbina y caja de engranajes des-multiplicadora (reductor).

Es la causa de al menos el 20% de los casos de altos niveles de vibración en turbina. A pesar de que el acoplamiento es elástico y en teoría soporta cierta desalineación, casi todos los fabricantes de acoplamientos elásticos recomiendan alinear éste como si fuera un acoplamiento rígido. Hay que tener en cuenta que la alineación en caliente y en frío puede variar.

3.3 Alto nivel de vibraciones


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Figura 3.7 Alineación de una turbina de vapor.

3.3.3. Mal estado del acoplamiento elástico entre turbina y re-ductor.

Es conveniente realizar una inspección visual periódica del acoplamiento (al menos una vez al año) y vigilar sobre todo la evolución de las vibraciones

3.3.4. Vibración del alternador o del reductor, que se transmi-te a la turbina.

Es otro caso de vibración detectada en la turbina pero proveniente de un equipo externo a ésta.



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3.3.5. Problema en la lubricación de los cojinetes

El efecto es que hace que el aceite de lubricación no llegue correctamente (en caudal o en presión) a dichos cojinetes. Hay que diferenciar los proble-mas relacionados con caudal y presión con los problemas relacionados con la calidad del aceite. En casos más graves, el eje y el cojinete se tocan sin película lubricante, lo que provoca una degradación del eje de forma bas-tante rápida.

Figura 3.8: Equipo de lubricación de una turbina de vapor de 50 MW

en una central termosolar.

3.3.6. Mala calidad del aceite

El aceite lubricante, con el tiempo, pierde algunas de sus propiedades por degradación de sus aditivos y se contamina con partículas metálicas y con agua. La presencia de agua, de espumas, la variabilidad de la viscosidad con la temperatura, el cambio de viscosidad en un aceite degradado suelen ser las causas que están detrás de una vibración provocada por la mala ca-lidad del aceite.


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3.3.7. Mal estado de cojinetes

Los tres cojinetes de los que suele disponer una turbina de vapor de las usadas en plantas de cogeneración (delantero, trasero o de empuje o axial) sufren un desgaste con el tiempo, aún con una lubricación perfec-ta.

Figura 3.9. Cojinete radial con marcas y arañazos.



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3.3.8. Mal estado del eje en la zona del cojinete.

Si una turbina ha estado funcionando con el aceite en mal estado, o con una lubricación deficiente, es posible que sus cojinetes estén en mal esta-do, pero también es posible que hayan terminado por afectar al eje.

3.3.9. Desequilibrio del rotor por suciedad o incrustaciones en álabes

El desequilibro es la causa más habitual de vibraciones en máquinas rotati-vas, representando aproximadamente un 40% de los casos de vibración. Un tratamiento químico inadecuado del agua de caldera y del vapor que impul-sa la turbina termina dañando no solo ésta, sino también el ciclo agua-vapor y la propia caldera.

3.3.10. Desequilibrio por corrosión

La corrosión puede ser causa del desequilibrio ya que ataca de forma dife-rente a cada zona de la turbina. La figura 3.11 muestra una turbina fuerte-mente desequilibrada, por una corrosión inaceptable en álabes. La mala ca-lidad del vapor está detrás de la mayor parte de las averías de este tipo

Fig 3.11. turbina desequilibrada por corrosión


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3.3.10. Desequilibrio en el rotor por rotura de un álabe

Si una partícula extraña entra la turbina y golpea un álabe puede provocar una pérdida de material o un daño que afectará al equilibrado del rotor. La rotura de álabe también puede estar provocada por problemas de corro-sión, que tendrán su origen generalmente en un tratamiento químico inade-cuado. En otras ocasiones el daño en álabes puede estar provocado por ro-ce entre éstos y partes fijas de la turbina.

Fig 3.10 Rotura de un álabe

3.3.11 Desequilibrio en rotor por mal equilibrado dinámico

Un mal equilibrado dinñámico o la pérdida o daño en algún elemento que gira (tornillos, arandelas, tuercas). El desequilibrio puede ser un fallo de ori-gen (el equilibrado inicial de la turbina fue deficiente) o puede ser un fallo sobrevenido. En ese segundo caso, es importante que al efectuar reparacio-nes en el rotor de la turbina no quede ningún elemento sin montar o mon-tado de forma inadecuada.

3.3.12 Curvatura del rotor debido a una parada en caliente con el sistema virador parado.

Las turbinas de vapor están equipadas con un sistema virador que facilita que el eje no se curve cuando está caliente. La misión de este sistema es redistribuir los pesos uniformemente sobre el eje de rotación, y evitar cur-



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vaturas que desequilibrarían el rotor. Si la turbina se para en caliente y el sistema virador no entra en marcha es posible que el eje se curve hacia arriba. El problema se detecta siempre al intentar arrancar, y comprobar que el nivel de vibración es más alto del permitido.

3.3.13. Eje curvado de forma permanente.

El eje puede estar curvado de forma permanente, es decir, con una defor-mación no recuperable siguiendo el procedimiento indicado en el apartado anterior. No es fácil que esto suceda después de la puesta en marcha inicial de la turbina, y habitualmente se debe a un fallo preexistente, y que provie-ne del proceso de fabricación. Es habitual que el equilibrado dinámico haya enmascarado el problema, aunque en el espectro inicial de vibración, el que es recomendable realizar el inicio de la operación del equipo, es seguro que estará presente.

Fig 3.11 Rotor de una turbina de vapor Siemens SST 700 muy habitual en centrales termosolares


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3.3.14 Fisura en el eje.

En ocasiones, un defecto superficial del eje avanza y termina convirtiéndose en una fisura o grieta, que provoca un desequilibrio en el eje. Puede ocurrir por un defecto de fabricación del eje (lo más habitual) o puede estar rela-cionado con corrosiones que el rotor puede estar sufriendo. Cuando esto ocurre, se detecta a través del análisis de vibraciones, y en la mayoría de los casos son visibles a simple vista o con ayuda de algún elemento de au-mento.

Es sin duda el fallo más importante que puede sufrir una turbina de vapor. Hay que tener en cuenta que la posibilidad de sufiri este fallo se ve notable-mente incrementado en un régimen de arranques y paradas frecuentes, co-mo los que se dan en las centrales termosolares o en algunas plantas de ciclo combinado.

Fig 3.12 Rotor de una turbina de vapor de 3,5 MW



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3.3.15. Presencia de agua o partículas en el vapor

Si el vapor a la entrada a turbina tiene partículas de agua líquida, el choque de las gotas contra la turbina puede provocar vibraciones y desequilibrios. El vapor puede contener agua líquida por fallo en el sobrecalentamiento, por una atemperación excesiva, porque la válvula de atemperación esté en mal estado, o porque en el camino entre la válvula de atemperación y la entrada a turbina sufra un enfriamiento anormal.

3.3.16. Defecto en la bancada

Una bancada mal diseñada o mal ejecutada pueden provocar vibración. Cuando se detecta una vibración, es conveniente en primer lugar verificar el estado de la bancada, intentando descubrir grietas, falta de material, etc.

Fig 3.13 La bancada y la sujeción a la bancada pueden estar detrás de algunos problemas de vibración


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3.3.17. Defecto en la sujeción a la bancada

A pesar de que la bancada pueda estar bien ejecutada, la turbina puede no estar convenientemente sujeta a esta. Esto puede ocurrir porque los torni-llos de sujeción no tengan el par de apriete apropiado o porque los tornillos no anclen correctamente a la bancada.



3.3.18. Tensión de tuberías de vapor

Si el alineamiento de tuberías no es perfecto o no se han considerado co-rrectamente los efectos térmicos de la dilatación, pueden provocarse ten-siones en tuberías que hagan que se ejerza una fuerza extraña sobre la car-casa de la turbina.

Si el cojinete de empuje sufre un desgaste en exceso, el eje de la turbina puede desplazarse en la dirección axial más de su límite permitido, aplican-do una fuerza adicional sobre el acoplamiento del reductor y sobre el propio reductor. Un tope que forma parte del eje llamado collarín apoya sobre este cojinete. Para evitar que se aplique sobre el acoplamiento esta fuerza adi-cional, un sensor inductivo mide la posición del eje, y especialmente de ese tope en todo momento, y cuando éste supera el valor previsto por el fabri-cante, se produce en primer lugar una alarma en el sistema de control de la turbina. Si el desplazamiento aumenta todavía más, la alarma se transforma en disparo, y el sistema de control para la turbina por seguridad.

3.4 Desplazamiento axial excesivo

Fig 3.14 Cojinete axial en una turbina de vapor de 7.5 MW


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Figura 3.15 Cojinetes combinados Axial-Radial.

Un fallo erróneo de la instrumentación suele estar detrás de uno de cada tres problemas detectados por el sistema de control. Entre los fallos habi-tuales detectados erróneamente por la turbina por de vapor están los si-guientes: - Alto nivel de vibraciones

- Desplazamiento del eje superior al límite

- Temperaturas y/o presiones del vapor fuera de límites

- Temperaturas y/o presiones del aceite de lubricación fuera de límites

- Indicación incorrecta de la velocidad de la turbina

El fallo de la señal puede provenir del elemento sensor o del acondicionador de señal (transmisor de señal). Tanto uno como otro tienen una probabili-dad de fallo similar

El reductor no es más que un conjunto de engranajes de diferentes diáme-tros y número de dientes cuya función es reducir adaptar el número de re-voluciones por minuto de la turbina de vapor y el alternador. Por tanto, cualquiera de las causas que provocan vibración en una máquina rotativa pueden provocar la vibración del reductor, que puede transmitirse a la tur-bina y provocar el paro de ésta.

3.5 Fallos diversos de la instrumentación

3.6 Vibración en el reductor



Fig 3.16 Reductor acoplado a una turbina de alta presión, con una relación de velocida-

des entre el eje lento y el eje rápido de 3:1


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Entre las causas comunes del aumento del nivel de vibración en un reductor están:

⎯ Mal estado de cojinetes o rodamientos de uno de los dos ejes (eje

rápido o de entrada y/o eje lento o de salida). Esta es la causa más frecuente de este fallo.

⎯ Desequilibrios, debidos a defectos en los dientes de piñones, mal esta-do de eje, etc.

⎯ Problemas en la lubricación (falta de caudal o de presión, presencia de partículas extrañas o presencia de agua).

⎯ Mal alineamiento con cualquiera de los otros dos elementos del con-junto generador (alternador o turbina).

⎯ Mal estado de alguno de los dos ejes (el de entrada o el de salida).

⎯ Problemas en la bancada o problemas de sujeción del reductor a ésta

El alternador es una máquina muy sencilla, y por tanto, el número de pro-blemas que suele dar es también pequeño. Una vibración en el alternador puede estar provocada por:

⎯ El centro magnético del alternador no coincide con el centro mecánico

⎯ Mal estado de cojinetes o rodamientos del eje (ésta es con diferencia la causa más frecuente)

⎯ Curvatura del eje

⎯ Defecto en el eje

⎯ Problemas de lubricación, como exceso de grasa en rodamiento, no renovación de la grasa del rodamiento, mal estado de ésta, grasa in-adecuada o presencia de partículas extrañas en la grasa

⎯ Problemas en la bancada o de sujeción del alternador a ésta

3.7 Vibración en el alternador



Una f u -

ga de vapor por los sellos de la turbina, que pueden ser de carbón o la-berínticos, además de provocar una pérdida de rendimiento (se escapa energía útil) puede provocar otras averías mayores: el vapor puede entrar en el circuito de lubricación o la fuga de vapor puede calentar excesivamen-te algún elemento que no esté preparado para soportar ese calor adicional (la instrumentación, por ejemplo).

La inspección periódica de los sellos y la reparación inmediata del problema en cuanto se detecta la fuga son las mejores tareas de mantenimiento para prevenir este fallo.

La válvula de control, que regula el caudal de entrada de vapor a la turbi-na, y su sistema hidráulico suelen ser responsables de un gran número de incidencias, que provocan interven-ciones correctivas y pérdidas de dis-ponibilidad. Se observa en el equipo un funcionamiento errático de la tur-bina, abriendo la entrada de vapor o cerrándolo cuando no corresponde, o vibrando de forma anormal.

Es conveniente mantener en buen estado el grupo hidráulico al que sue-le estar conectado el aceite de control de esta válvula. Un mantenimiento programado periódico se hace im-prescindible para el buen funciona-

miento de la turbina, así como un análisis del aceite hidráulico de control. Un aceite inadecuado o una temperatura muy alta o muy baja de este acei-te también pueden causar problemas en esta válvula.

3.8 Fugas de vapor

3.9 válvula de control

Fig 3.17 Válvula combinada de emergen-cia y de control


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Por último, en muchas ocasiones el problema no está en la válvula, sino en el sistema de control, que da orden de abrir o cerrar de acuerdo a otras se-ñales que está recibiendo. Se hace necesario, pues, un conocimiento muy exhaustivo del sistema de control y sus señales. Así, el mal estado del de-tector inductivo que mide las revoluciones de la turbina puede estar detrás a veces de un funcionamiento errático de la válvula de control.

Para que se produzca el acoplamiento entre el alternador accionado por la turbina y la red eléctrica es necesario que ambos estén sincronizados. Para ello, es necesario que ambos giren a la misma velocidad. Cuando hay pro-blemas en el proceso de sincronización, puede deberse a un problema cuyo origen está en la válvula de admisión de vapor.

Si revisada esta se comprueba que su funcionamiento es correcto, puede ser debido a un problema de ajuste de PID de la válvula de admisión. Es

Fig 3.18 Válvula combinada de emergencia y de control

3.9 Dificultad o imposibilidad de la sincronización



posible igualmente que el problema esté localizado en el equipo de sincroni-zación. También es posible que el problema tenga su origen en el alterna-dor porque las tensiones de generación y red no coincidan. Por último es posible que haya un problema en el control, que la turbina gire a una velo-cidad distinta (ligeramente superior o inferior) a la velocidad de sincronis-mo.

Esta válvula, que suele estar antes de la válvula de control es una válvula todo-nada. En su posición ‘cerrado’ puede dejar pasar algo de vapor que puede afectar al equipo. Es conveniente comprobar periódicamente, apro-vechando una revisión de la instalación, que esta válvula y sus elementos internos de cierre se encuentran en buen estado

Las holguras entre los álabes fijos (toberas) y móviles de la turbina son muy pequeñas. Si el eje se curva por cualquier razón, especialmente por paradas de la turbina sin mantener el sistema virador en marcha, la curva-tura del eje puede ser suficiente para que álabes fijos y móviles topen y se impida el movimiento del rotor. Esta curvatura puede ser de dos tipos:

⎯ Recuperable, cuando la deformación no ha superado el límite elásti-

co del material. Se soluciona simplemente dejándola enfriar, y man-teniendo posteriormente el virador en marcha (sistema de giro len-to cuya finalidad es que el eje de rotación y el eje de inercia coinci-dan) durante al menos 24 horas

⎯ No recuperable, cuando la deformación ha superado el límite elásti-co. Cuando ocurre es más habitual que presente un alto nivel de vibraciones, y rara vez provoca el bloqueo del rotor

3.9 válvula de emergencia

3.9 Bloqueo del rotor por curvatura


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