guia mantto mecanico 2010

Prólogo

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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 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. 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 coadyuva a mejorar el método de trabajo en nuestras áreas sustantivas, será nuestra mayor satisfacción.

Ing. José Manuel Fernández Dávila

GUÍA DE MANTENIMIENTO MECÁNICO EN CENTRALES HIDROELÉCTRICAS - CGH

Índice

ii

GUÍA DE MANTENIMIENTO MECÁNICO EN CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

ÍNDICE

CAPÍTULO I.- MANTENIMIENTO MECÁNICO A UNIDADES GENERADORAS Página

1.1

DEFINICIONES

2

1.2

TIPOS DE MANTENIMIENTO Y SU DESCRIPCIÓN

2

1.3

DETECCIÓN Y ANÁLISIS PARA EL DIAGNÓSTICO

4

1.4

PLANEACIÓN DEL MANTENIMIENTO

51

1.5

EJECUCIÓN Y SEGUIMIENTO DEL MANTENIMIENTO

61

1.6

EVALUACIÓN DE RESULTADOS

65

1.7

REPORTES DE MANTENIMIENTO

66

1.8

SEGURIDAD EN EL MANTENIMIENTO

80

CAPÍTULO II.- ACTIVIDADES RELEVANTES EN MANTENIMIENTO

2.1

ALINEAMIENTO, NIVELACIÓN Y CENTRADO

94

2.2

REPARTICIÓN DE CARGAS EN CHUMACERAS

122

2.3

CHUMACERAS GUÍA

154

2.4

REPARACIÓN DE RODETES

160

2.5

AJUSTE DE CIERRE DEL DISTRIBUIDOR, CHIFLONES

178

2.6

ANÁLISIS DINÁMICO Y BALANCEO

181

2.7 2.8

COMPUERTAS Y VÁLVULAS DE ADMISIÓN APRIETE DE BARRAS EN ROTORES DE GRAN TAMAÑO

191

201


Índice

iii

CAPÍTULO III.- MANTENIMIENTO A EQUIPO AUXILIAR

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

SISTEMA DE VENTILACIÓN

239

3.8

GRÚAS

241

3.9

TUBERÍA A PRESIÓN

244

3.10

SISTEMA DE LUBRICACIÓN

248

3.11

INSTRUMENTACIÓN

263

CAPÍTULO IV.- TURBINAS HIDRÁULICAS

4.1

GENERACIÓN DE ENERGÍA EN UNA UNIDAD HIDROELÉCTRICA

266

4.2

DESCRIPCIÓN DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

269

4.3

FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE LAS TURBINAS HIDRÁULICAS

275

4.4

PRINCIPALES COMPONENTES DE LAS TURBINAS HIDRÁULICAS

279


Índice

iv

CAPÍTULO V.- FUNDAMENTOS DE OPERACIÓN DE LAS CENTRALES 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


Resumen

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 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.


Capítulo I

1

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

2

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

3

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 ANÁLISIS 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

4


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Capítulo I

16

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

17

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

18

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

19

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

20

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 arranque y paro de la unidad 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 turbina. 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

22

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 distribuidor-inyectores (chiflones). 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 by-

pass 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

23

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

Análisis de vibraciones y cabeceo de la unidad. 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

24

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

25

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

26

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 fugas de agua, aire y aceites en forma cualitativa. 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

27

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

28

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.


Capítulo I

29

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 campo. 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

30

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.

Temperaturas de aceite y metal y ajustes 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

31

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 (mΩ) 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).


Capítulo I

32

Niveles de aceite, reposiciones 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 de 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

33

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).


Capítulo I

34

TURBINA HIDRÁULICA. Cuantificación de fugas de estopero de turbina (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.

Holguras entre anillos de desgaste (Francis y Kaplan). 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, por situaciones indeseables.

d) Falta de agua de enfriamiento cuando opera como condensador síncrono.

e) Disminución en la compensación (si aplica)


Capítulo I

35

Valores de presión en la corona del rodete (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.

Cuantificación de pérdida de material en rodete y partes de turbina. 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 distribuidor (Francis y 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.

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.


Capítulo I

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VÁLVULA DE ADMISIÓN DE LA TURBINA. Verificación del estado de los sellos 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 de cierre de la válvula.

Fugas en los muñones y verificación de carrera de prensaestopas. Se deben hacer las verificaciones en forma rutinaria de las fugas en los muñones 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


Capítulo I

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TUBERÍAS A PRESIÓN (Exteriores)

Fugas en las tuberías a presión

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.

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 de vibración y corrosión externa de 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


Capítulo I

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COMPUERTAS

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 rodamientos (donde aplique), 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.


Capítulo I

39

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 de eslabones, cables, servomotores 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 de la estación oleodinámica, mecanismos y operación de los interruptores de posición. Durante los mantenimientos de rutina, se 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

40

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.

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 la posibilidad 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 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 aplique).


Capítulo I

41

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 aplique). 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.

Verificación de arranque y operación de la unidad de emergencia (donde aplique). 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.


Capítulo I

42

SISTEMA DE REGULACIÓN DE VELOCIDAD. Tiempo de recuperación del sistema Oleodinámico (comparando siempre bajo las mismas condiciones operativas de la unidad). 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

43

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.

Ajustes de alarmas y disparos de la sobre velocidad eléctrica 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

44

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 carga. 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

45

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

46

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

47

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 colectores 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

48

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 interruptores de posición. 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

49

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 conexiones. 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


Capítulo I

50

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

51

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. Definir 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 definir 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

52

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 programa de mantenimiento mecánico tipo. 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

53


Capítulo I

54


Capítulo I

55

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

56

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 equipos 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

57

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 mantenimiento en sistema 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

58

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

59

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

60

1.5 EJECUCIÓN Y SEGUIMIENTO DEL MANTENIMIENTO.

1.5.1. Pruebas previas enfocadas a la confirmación 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 coordinador 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

61

1.5.3. Reunión previa para comunicar el alcance, responsabilidades y compromisos 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. Desarrollo y supervisión del mantenimiento de acuerdo 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

62

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 durante el desarrollo del mantenimiento 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

63

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

64

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 comprobación del objetivo del mantenimiento. 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 programa, causas y repercusiones. 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

65

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 extraordinarias 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

66

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 modernizaciones) 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

67

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 protocolos 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

81

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

82

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

83

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 licencia 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

84

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 auxiliares 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 disparos 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 prorrogas 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

85

De la devolución de 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

86

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

87

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

88

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

89

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

90

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

91

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

92

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 II

93

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. Descripción 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

94

través de la chumacera de carga, al puente superior, y a la cimentación. El puente

inferior soporta a la chumacera guía inferior del generador.

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

Chumacera Guía Superior

Rotor Estator

Chumacera Guía Inferior

Chumacera de carga


Capítulo II

95

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.

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.

Rotor Estator

Chumacera Guía

Chumacera de carga


Capítulo II

96

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

97

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.

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)

Segmento

Placas niveladoras

Babbitt

Base


Capítulo II

98

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


Capítulo II

99

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

100

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

101

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

102

Figura 2.10. — Campana de carga.

2.1.5 Sistema de inyección (gateo) de aceite de lubricación 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.

Flecha

Cuña para deslizamiento

radial

Cuña o candado para deslizamiento

axial

Campana de carga

Collar de carga


Capítulo II

103

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

104

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

105

Figura 2.12. —Chumacera guía típica del tipo bipartida.

Figura 2.13. —Chumacera guía segmentada típica.

Babbitt

Cuerpo o carcasa de la chumacera

Venas o conductos de lubricación

Segmento guía

Perno de ajuste del Segmento guía


Capítulo II

106

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

107

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

108

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

109

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

0°

90°

180°

270°

Centro de giro

Cabeceo de la flecha

Campana y collar de carga


Capítulo II

110

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.

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.

Flecha del Generador

Flecha de la Turbina

Acoplamiento

Desalineamiento Axial

Desalineamiento Angular


Capítulo II

111

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 20% de la holgura diametral de la chumacera

Concentricidad del chumacera guía

inferior 20% de la holgura diametral del chumacera

Concentricidad de anillos de sello 10% de la holgura diametral del anillo sello

(Referente a la chumacera guía turbina

y cualquier otro)

Circularidad del estator

± 5% del gap de aire nominal de diseño

Circularidad del rotor ± 5% del gap de aire nominal de diseño

Verticalidad del estator ± 5% del gap de aire nominal de diseño

Verticalidad del rotor ± 5% del gap de aire nominal de diseño

(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

Cabeceo estático de la flecha

0.05 mm multiplicado por la longitud de la

flecha


Capítulo II

112

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

113

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

114

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

115

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

116

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 unidades 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

117

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

118

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

119

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 concentricidad 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

120

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

121

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 Introducción. 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

122

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 )

2 L

P2 4 = ( A 4 - A 2 ) - ( B4 - B2 )

2 L

P = Verticalidad

Tanto en A1A2A3A4, como en B1B2B3B4 medidos en mm.

L = Distancia en metros entre las mediciones


Capítulo II

123

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

124

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

125

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

126

TABLA 2.2

Método de Cálculo de la Verticalidad de la flecha (lecturas en mm)

AA AB MD M I

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) 0.02032 Resta (MD - MI)

0.48514 Inclinación (AA-AB) / 2 0.01016 Inclinación (MD - MI) / 2

17.15 Error de medición (AA+AB)

17.21 Error de medición

(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

127

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

128

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

129

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 LA 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

130

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 =

Figura 2.23

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)

19.1 MILS.

A

A

M D MI

12

11

10

9

8

7 6

5

1

2

3

4

LECTURA SUPERIOR DE LA FLECHA AL ALAMBRE.

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

LECTURA INFERIOR DE LA FLECHA.

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


Capítulo II

131

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 MB-

MI. 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

132

0

DIÁMETRO DEL CÍRCULO DE LAS ZAPATAS DE LA CHUM. DE CARGA. 65 PULGADAS

PUNTO DE MAX. ELEVACIÓN

9 10

8

7

6

5

4 3

2

1

12

11

19.1 MILS

INF.

SU

P

8 9 10

11

12

1

2 3

4

5

6

7

MI

AA

PUNTO DE MÁXIMA INCLINACIÓN

SUMA VECT. 13 MILS

20 40 60 80 100 120 140 160 180

20

10

0

10

0

13 M

ILS

19.1

MIL

S

2 MILS

MD

AB

0.2

MIL

S 6

.7

12 M

ILS

5.8

27 M

ILS

4.9

42 M

ILS

3.1

0

56 M

ILS

2.1

1

65 M

ILS

1.1

2

AJUSTE DE LOS TORNILLOS PARA APRETAR LA FLECHA

Figura 2.25


Capítulo II

133

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 = 1 = 13.24”

R 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 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

134

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 basado en

DESPLAZAMIENTO VERTICAL DEL TORNILLO 1” = 1 mil

R=13.2

4.3

DIÁMETRO DEL TORNILLO GATO DE AJUSTE


Capítulo II

135

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

136

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 de la chumacera 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.- Repartición de carga sobre los segmentos de la chumacera de carga tipo Kingsbury con 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

137

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 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:

Repartición de 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 carga como verificación final

(Véase la Tabla 2.5), esta es la tabla final.


Capítulo II

138

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 -1 -2 0 +3 -2 +6 -1 -2 0 0 0

__________________________________________________________________________________________________

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

139

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

Desviación Prom. -2 0 +2 +2 +1 0 +2 -2 -1 +2 -2 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

140

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

Mitsubishi de

14 segmentos

Capacidad (MW) 214.25 200.25 151.13

Caída (m) 101.30 9.2 75.5

Descarga (m3/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

141

1era Lectura. Considerando las mediciones en 0°, después del ajuste

Chumacera guía superior, generador (mm) cuba - flecha

250.60

250.74 250.52

250.19

0.22

0.41

Chumacera guía intermedia (mm), cuba - flecha

135.44

135.45 135.53

135.24

0.08

0.20

Chumacera guía turbina, cuba – flecha (mm)

246.68

246.69 246.85

246.60

0.16

0.08

Escudo superior y rodete en 4 barrenos escudo (mm)

2.78

2.77 2.70

2.60

0.07

0.18

J

J

J

J


Capítulo II

142

Nivel en chumacera guía intermedia sobre el muñón.

0.04

(mm)

0.10

Giró la unidad con cuatro personas.

Lectura final. Considerando mediciones después de girar 180°

Chumacera guía superior generador

cuba – flecha

250.36

250.69 250.52

250.41

Chumacera guía inferior

generador cuba-flecha

135.34

125.42 135.51

135.29

J J

J


Capítulo II

143

Chumacera guía turbina principal cuba - flecha

246.68

246.69 246.85

246.60

Huelgo anillo superior rodete sobre el escudo superior

2.65

2.77 2.60

2.60

Nivel de cuadro tomado en el

acoplamiento chumacera de

carga parte superior

Nivel marca: Mauser

Cada marca mide 0.02 mm/m

(Lecturas en mm/m)

J

J

J 0.03 0.03

0.01

0.01

0.03

0.02

0.02 0.03


Capítulo II

144

Primer ajuste geométrico.

L= 8 m

M= 2.54 m

a=0.25 mm

r = ?

Después de la 1ª corrección = r =

r = (0.25) (2.54)

SEGMENTOS

= 0.0791 mm

8

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

CENTESIMAS

DE (mm)

RAYAS

11 y 12 7 3.5

10 y 13 6.4 3.2

9 y 14 5 2.5

1 y 8 3.5 1.7

2 y 7 2 1

3 y 6 0.6 0.3

4 y 5 0 0

2 y 7

9 y 14

10 y 13

1 y 8

11 y 12

3 y 6

4 y 5

* *

*

*

* *

*

r M

a L

aM L


Capítulo II

145

Mediciones al inicio de la repartición de carga. Desviación mayor a 15%

Medición final, después de siete movimientos de izaje. Desviación menor a 1.8%


Capítulo II

146

APÉNDICE II.- Puesta a plomo de la flecha de chumacera de carga de resortes (MItchel) para unidades con la chumacera de carga soportadas 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

147

Figura 2.27

AJUSTE DEL SOPORTE DE LA CHUMACERA

Separación al alambre desde la parte superior a la inferior

11 MILS.

30.4

V E C T O R SUMA 11 MILS.

PARTE INF. DE LA FLECHA

PARTE SUPERIOR DE LA FLECHA

PUNTO DE MÁXIMA ELEVACIÓN

A B

A A

8 5

6 7

4

3 2

9

0 0 5 4

AJU

STE

S

OP

OR

TE

4 M

ILS.

6 3 7 2 8 1

12

13

7 8 5

7


Capítulo II

148

APÉNDICE III.- Repartición de carga sobre los segmentos en chumaceras de carga tipo Kingsbury 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

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

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.


Capítulo II

149

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

No. de

Tornillo

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

Arco Forzado

Plg.

Diferencia

del Prom.

Corrección

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

150

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 . A = D

1/N 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

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

tienen la estructura similar a la figura siguiente:

= 0.00012”

2 x 3.14 x 20 x 8

Alineación de unidades hidroeléctricas de eje horizontal 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.


Capítulo II

151

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

152

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

153

2.3 CHUMACERAS GUÍA

2.3.1 Generalidades 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

154

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

155

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

156

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

157

2.3.3 Metal antifricción en chumaceras 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 Inspecciones y mantenimiento en chumaceras 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

158

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

159

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

160

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

161

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

162

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

163

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 103 Kg/m3

Densidad AISI 410 (acero inoxidable) = 8.03 x 103 kg/m3

REPARACION DE DAÑOS EN LOS 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

164

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

165

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

166

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

167


Capítulo II

168

BANDA

CAVITACIÓN EN BORDEDE ENTRADA

LADO DE SUCCIÓNDEL

A

A

CAVITACIÓN POR BAJA PRESIÓN

LADO DE PRESIÓN

CAVITACIÓN EN EL BORDE DESALIDA

LADO DESUCCIÓN

CORTE A-A

Areas del rodete tipo francis que presentan socavaduraspor cavitación


Capítulo II

169

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 - Defectos 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

170

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

171

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/mm2) 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/mm2.

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

172

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

173

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

174

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

RUEDAS PELTON CONTROL EN SERVICIO

1

2

4

F

1

2

3

4

La


Capítulo II

175


Capítulo II

176

DEFECTO LÍMITES DEPOSIBLE INTERVENCIÓN

f i s u r a s (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.

2 Interior de los

canjilones extrados

f i s u r a s fisuras

raras o porosidades

Reparación por soldadura de las fisuras. Reparación por soldadura 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

7 unión a la

llanta del

nervio longitudinal

R E M E D I O

Defecto I° - mecanizado local al menos hasta d ~ d', soldadura cuando d d' Defecto 2' - mecanizado local dentro de límites bastante grandes abstenerse de soldar en esta región generalmente poco accesible .

f i s u r a s o

porosidades

unión de los

canjilones a la llanta

REGIÓN C R O Q U I S

6I 2d

d'

8


Capítulo II

177

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).

Calibración de holguras 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.

Ajuste al cierre de paletas directrices. 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

178

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).

Acoplamiento de servomotores con el anillo 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.

Acoplamiento de bielas y eslabones con el anillo 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

179

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 distribuidor a presión nominal. 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 holguras. 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 Turbinas 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

180

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

181

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

182

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.

Todos los instrumentos de balanceo determinan solamente el punto alto.

El ángulo de atraso α se puede determinar haciendo una corrida con contrapesos de

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:

P

Direcc

ión de

la

fuer

za

Dire

cció

d

Punto alto

Punto pesado


Capítulo II

183

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

184

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 milésimas 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 )

Vo = Vector original medido en magnitud (micras) y ángulo ( ° ).

= Factor de corrección

Vi - Vo

Donde:

Mo = Peso de prueba (kg)

m = peso de corrección (kg)

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

185

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.

Vo = 284 (micras) 65° vector inicial, capturado en la corrida cero.

Ejemplo 1 de cálculos analíticos:

Se anotan los vectores, el inicial y el del efecto resultante después del peso de prueba.

Vi = 340 (micras) 13° 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 =

Q = 1.02 -254.5° + 180° = 1.02 -74.5°, magnitud positiva.

- 284 a 65°

Vi – Vo 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 -74.5° + 360° = 1.02 285.5°, ángulo positivo.


Capítulo II

186

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°

Teniendo: Mo = 40 kg 23° , peso de prueba colocado a 23°,

Convirtiendo los vectores de coordenadas polares a rectangulares

Ejemplo 2 de cálculo

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

Vi- Vo = 138.24 53.09°, para encontrar a Q, se tiene:

= 53.09°

83.02

Q = -600 272°

138.24 53.09°

= - 4.38 218.9° + 180° = 4.38 a 398.9°

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

187

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

M = 106 165.5° 168.5 207.5° 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 = 600 272° 600 272° 450 330° 450 330°

Vi = 500 212° 180 50° 185 335° 100 340°

Q = 4.28 0.8 1.55 1.58

M = 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

188

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

189


Capítulo II

190

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

191

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

192

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 m3/seg

Área de paso por by-pass = 0.5 m2

H= Altura entre by-pass y nivel del embalse = 5,0 metros

Fórmula: Q = VA Donde:

Q = Gasto de llenado en m3/seg

V = Velocidad del agua en m/seg.

V = = 4.43


Capítulo II

193

Efectuando la sustitución y operaciones respectivas se obtiene un resultado de

Q=0.5(4.43 = 0.5(9.905)=4.95 m3/seg

Conclusión: El resultado de 4.95 m3/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 dm3/seg.

Fuga concentrada 0.2 dm3/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.


Capítulo II

194

2.7.2 Válvulas 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

195

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.


Capítulo II

196

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.


Capítulo II

197

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


Capítulo II

198

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

2.7.3 Válvulas cilíndricas en turbinas tipo Francis; con caídas de diseño mayores a 150m y gastos superiores a 200 m3/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

199

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.


Capítulo II

200

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

201

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


Capítulo II

202

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


Capítulo III

203

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

204

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

205

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

206

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 Q x H x 9.8086

Pot. En kW= ------------------------- = ----------------------

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

207

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

208

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

209

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:

QMQM+QSA

Qs

B

C


Capítulo III

210

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

211

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

212

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 desfogues. 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

213

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 hidráulicas 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 auxiliares 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

214

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 Inspecciones y mantenimiento mecánico en unidades auxiliares hidráulicas. 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

215

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

216

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

217

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

218

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

219

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

220

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

221

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 Hneta 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 Hneta 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

222

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 (I2R). 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

223

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

224

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

225

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

226

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

227


Capítulo III

228

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

229

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

230

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.- Mecanismo 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

231

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 sensible a la variación de velocidad.

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, bombas y compresores. 3.5.3.1.- Aceite lubricante.


Capítulo III

232

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

233

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 Distribuidora.

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.- Servomotores de accionamiento. 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.- Dispositivos de amortiguamiento. ( dash- pot )


Capítulo III

234

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.- Instrumentación 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.- Generalidades 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

235

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

236

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

237

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

238

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.- Generalidades. Dependiendo del tipo de casa de máquinas, los requerimientos de ventilación forzada

serán más o menos complejos.


Capítulo III

239

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

240

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

241

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

242

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 mariposa. 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

243

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 polipastos 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

244

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.

ESQUEMA DE UNA SILLETA

PLACA BASE PLACA DESLIZANTE

FLUJO


Capítulo III

245

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

246

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

247

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 lubricación Hidrodinámica.


Capítulo III

248

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

249

moleculares de espesor. El cambio de la lubricación hidrodinámica nunca es brusco o

repentino.

Lubricación de película sólida.-

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 no dan resultados satisfactorios.

3.10.3 Propiedades del aceite lubricante. 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, 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.

http://www.monografias.com/cgi-bin/search.cgi?query=objetivo&?intersearch


Capítulo III

250

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 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 (mm2/s, donde 1 mm2/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

251

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

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 (Centistokes).

http://www.monografias.com/cgi-bin/search.cgi?query=fuerza&?intersearch


Capítulo III

252

100 000 00050 000 000

10 000 0005 000 000

100 000

50 000

10 0005 000

1 000

500

100

-90

80

70

60

55

50

45

40

35

B A J A T E M P E R A T U R AD U R A N T E O P E R A C I O N

RANGO RECOMENDABLE DEOPERACIÓN

ACEITE PARA TURBINA

+ * 180

* 140

C U R V A S___________________________ALTA VISCOSIDAD CUANDO ARRANCA

A BAJA TEMPERATURA

20 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 °F

-30 -20 -10 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000 110 120 130 140 150 TEMPERATURA ° C

1 000 0005 00 000

20 000 00010 000 000

5 000 0001 000 000

10 000

5 000

1 000

500

100987

6

5

4

=

100 00050 000 =

=

=

100

50

=

CB t

C E

N

T

I S

T

O K

E S

------------- CURVA TEMPERATURA ----- VISCOSIDAD --------------

S S U

SA

YB

OLT


Capítulo III

253

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

254

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

255

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

256

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. Métodos recomendados para la toma y el manejo de muestras de aceite lubricante y combustible. Aceites lubricantes. 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

257

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

258

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 muestras. El envase que se utilizará para este muestreo será de las mismas características que

para el de aceite lubricante.


Capítulo III

259

DURANTE EL AÑO DE ________________ CENTRAL ______________________________________________ UNIDAD ______________

M E S E S ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

M E S E S

ENERO

FEBRERO

MARZO

ABRIL

MAYO

JUNIO

JULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

RELACIÓN DEL CONSUMO MENSUAL DE ACEITE D.T.E. HEAVY MEDIUM

UNIDAD No. _____ UNIDAD No. _____ UNIDAD No. _____LITROS EN TOTAL

CHUM. CARGA SUPERIOR E INFERIOR

CHUMACERA GUÍA TURBINA

REGULADOR DE VELOCIDAD VÁLVULA

MARIPOSACHUM. CARGA SUPERIOR E INFERIOR

CHUMACERA GUÍA TURBINA

REGULADOR DE VELOCIDAD

VÁLVULA MARIPOSACHUMACERA DE CARGA CHUM.

GUÍAS SUPERIOR E INFERIOR CHUM.

GUIA TURBINA REGULADOR DE

VELOCIDAD VÁLVULA ESFERICA TOTAL POR MES

UNIDAD No.

UNIDAD No.

UNIDAD No.


Capítulo III

260

3.10.6 Resultados esperados de los análisis de lubricantes.

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

261

ESPECIFICACIÓN DTE Medium DTE Heavy Medium

DTE Heavy

DIN 51515-1 X X X

DIN 51517 X X X

DIN 51524 X X X

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

Grado de viscosidad ISO 46 68 100

cSt @ 40ºC 44.5 65.1 95.1

cSt @ 100ºC 6.9 8.7 10.9

Índice de viscosidad, ASTM D 2270 98 95 92

Punto de congelación, ºC, ASTM D 97 -15 -15 -15

Punto de inflamación, ºC, ASTM D 92 221 223 237

Densidad @15ºC kg/l, ASTM D 4052 0.86 0.87 0.88

TOST, ASTM D 943, Hours to 2 NN 4500 3500 2800

FZG Scuff ing, D5182, Etapa de fallo 9 10 10

Agua destilada Pasa Pasa Pasa

Agua de mar Pasa Pasa Pasa

Separación del agua, ASTM D 1401, Min. a 3 ml emulsión @

ºC

20 20 30

Corrosión al cobre, ASTM D 130, 3 hrs @ 121ºC 1B 1B 1B

Ensayo de espuma, ASTM D 892, Seq I

50/0 50/0 50/0

Desaereación, ASTM D 3427, 50ºC, min.. 3 4 8


Capítulo III

262

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

263

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

264

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 IV

265

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 V2 (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 m3/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

266

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

267

(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

268

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

269

Diagrama de una Central Hidroeléctrica

OBRA DE CONDUCCIÓN Y/O EMBALSE 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

270

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

271

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

272

ALTURA MÍNIMA NIVEL DE AGUA Y RODETE TURBINA PELTON

TURBINA HORIZONTAL TURBINA VERTICAL


Capítulo IV

273

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

274

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

275

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 m3/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 m3/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

276

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

277

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

278

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 turbinas 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

279

4.4.1 Fundamentos teóricos. 4.4.1.1.- turbinas de acción o de impulso. 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

280

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

281

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

282

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.- turbinas de reacción (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

283

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 β1 sea igual al ángulo β2 determinado por el triángulo de velocidades, el cual

depende de las condiciones de funcionamiento.

Se ha comprobado que los valores del ángulo β1 mayores a 90° producen cavitación a la

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 V2 y, por lo tanto, el de esta pérdida de energía,

será prácticamente mínima cuando α2 = 90°.


Capítulo IV

284

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.

Figura 4.4.- Triángulos de velocidades de Turbinas Francis

PALETAS REGULADORAS

TRAYECTORIA ABSOLUTA

TRAYECTORIA RELATIVA

u 1

β 2

P 1

V 1

α 2

P 2

u 2 V 2

r 2

r 1

v 2

α 1 β 1


Capítulo IV

285

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 ns 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

286

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

287

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

288

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

289

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

290

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

291

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

292

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

293

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

294

Componentes de una Turbina Kaplan de eje vertical


Capítulo IV

295

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

296

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

297

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

298

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 de-

interruptores 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

299

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

300

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

301

Número de polos x Velocidad angular2 x 60

60 conversión de segundos a minutos

Frecuencia =

Frecuencia en HertzVelocidad angular en rpmPares de polos

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.

Figura 5.1 Estatismo

66

ESTATISMO63

64

FIGURA No. 663

62

61

60

FRECUENCIA

POTENCIA

PNOM

ESTATISMO 10%

5%

2%

.

.

.

.

.

∞


Capítulo IV

302

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

303

Figura 5.3

5.2.3 Cálculo del estatismo de 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 = - F 1 - F 2 = - ΔF (100)

P2 – P1 ΔP

Donde:

F1= frecuencia inicial

F2= frecuencia final

P2= potencia final

P1= potencia inicial

ΔF=incremento de frecuencia

ΔP= incremento de potencia


Capítulo IV

304

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 = -

Pn (F1 - Fn)

ΔP

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 = -

Fn ΔP 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.

Pn (F1 - Fn) = - 300 (60.2 – 60) = 300 x 0.2

= - 0.05

Fn (P1 - P2) 60 (250 – 230) 60 x 20

δ = - 5%


Capítulo IV

305

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

306

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

307

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

308

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

309

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

310

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

311

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

312

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/cm2. 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

313

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

314

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

315

B

DETALLE B

TUBERÍA DE 63.5 mm DE ACEROSIN COSTURA CÉDULA 80

BB

B


Capítulo IV

316

CA

C

A

DETALLE A

C O R T E B - B

CORTE A-A

T - 76 mmDESPATINAD

TALADROSDE 6.3 mm.

PUNTAAPLASTADA

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

TALADROS DE 6.3 mm.

T-76 mm DESPATINADA

30°

C O R T E C - C


Capítulo IV

317

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 (m3/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.

T-76 mmDESPATINADA

DETALLE "A"

DETALLE "B"

TAPÓN ROSCADO (CUERDA FINA)


Capítulo IV

318

5.6.2 Determinación de la altura de aspiración en turbinas 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:

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.

Hs

Hs

Hs Hs


Capítulo IV

319

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

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

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 (Ns) de la turbina, o sea:

Ns = N P(0.5) Hn(-1.25)

Donde:

N Es la velocidad de rotación de la turbina en r.p.m. P Es la potencia de la turbina en kW Hn Caída neta de diseño o nominal en metros Ns Velocidad específica en r.p.m x kW /metro La presión barométrica puede encontrarse en la siguiente tabla:

Altitud sobre el nivel del mar

Presión barométrica media en milímetros

de mercurio

Altura equivalente de columna de agua en Pérdidas de carga Pérdidas por

temperatura

(metros) (mm.) metros (metros) (metros

0 760 10,33 0 10° --- 0,125100 751 10,21 0,12 15° --- 0,173200 742 10,08 0,25 20° --- 0,236300 733 9,96 0,37 25° --- 0,320400 724 9,83 0,50 30° --- 0,430500 716 9,71 0,62 35° --- 0,570600 707 9,58 0,75 40° --- 0,745700 699 9,46 0,87 45° --- 0,970800 690 9,34 0,99 50° --- 1,250900 682 9,22 1.11 55° --- 1,600

1000 674 9,11 1,22 60° --- 2,0401100 666 9,00 1,33 65° --- 2,5501200 658 8,89 1,44 70° --- 3,1601300 650 8,78 1,55 80° --- 4,8001400 642 8,67 1,66 90° --- 7,1501500 635 8,56 1,77 100° --- 10,3301600 627 8,45 1,881700 620 8,34 1,991800 612 8,34 2,091900 605 8,14 2,192000 598 8,04 2,29

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


Capítulo IV

320

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

321

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) 1.25 296.16

σ = 7.54 x 10 -5 x Ns 1.41 = 7.54

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:

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


Capítulo IV

322

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

323

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 Vibraciones de origen mecánico


Capítulo IV

324

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

325

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

326

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 Vibraciones de origen eléctrico 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

327

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.


Capítulo IV

328

5.7.4 Vibraciones derivadas de fallas operativas 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

329

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.


Capítulo IV

330

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:


Capítulo IV

331

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.


Capítulo IV

332

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.


Referencias Bibliográficas

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REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS:

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14.- Gieck, Manual de Fórmulas Técnicas, 1995, 30a ed., México Alfaomega

Grupo Editor.

15.- Apuntes técnicos y experiencias en campo de ingenieros mecánicos

especialistas de las Subgerencias Regionales y de la Coordinación de

Generación Hidroeléctrica.


Referencias Bibliográficas

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guia mantto mecanico 2010

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