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

3.0 Operación y prácticas de mantenimiento

3.1 Evaluación del estado

Todos las disposiciones de turbinas Pelton, verticales u horizontales, tienen cuatro

componentes principales que son críticos para las pérdidas de rendimiento.

El rodete: Hay pérdidas por fricción y turbulencia por el deterioro de la superficie y

cambios de geometría del álabe hidráulico posterior.

La carcasa/cámara de descarga: hay pérdidas por caso de salpicaduras, interferencia

de cola-agua y ventilación de aire.

Las válvulas de aguja/tobera: Hay pérdidas por perfiles de velocidad desequilibrada

y fluctuación turbulenta causando "mala calidad de chorro" (en forma de

desviación de chorro o dispersión del chorro).

El distribuidor/múltiple: Hay pérdidas por fricción, curvas y bifurcaciones (la

División de agua en dos corrientes) [5].

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

Tubo de entrada (distribuidor) y el inyector (tobera) - 0.5 a 1.0 %

Rodete – 6.5 a 9%

Carcasa y cámara de descarga de la turbina – 0.5 a 1.0%

Una turbina multi-chorro cabeza alta tiene pérdidas relativamente bajas, mientras que una

horizontal cabeza baja tiene pérdidas relativamente más altas [3].

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3.1.1 Rodete.

Debe evaluarse la rugosidad de las superficies del alabe del rodete. Hay dos causas para

este deterioro de la superficie; la cavitación (figura 4) y erosión por arena/sedimentos

(Figura 5). Puede realizarse una inspección visual cuidadosa durante una situación de

interrupción cuando la unidad está en un estado seco.

Figura 4: Daño por Cavitación en el alabe del rodete [14] Figura 5: Daño por Erosión en el alabe del rodete [14]

También existe la posibilidad de un efecto combinado de erosión y cavitación en los

componentes de la turbina hidráulica. Debe tenerse en cuenta que los rodetes de la Pelton

han sido diseñados correctamente para que no caviten. Sin embargo, incluso en aéreas libre

de cavitación, rugosidad de la superficie debido a la erosión; en las regiones de alta

velocidad puede iniciar la erosión y cavitación. El efecto sinérgico de la erosión y

cavitación puede ser más pronunciado que sus efectos individuales.

En los alabes se han encontrado que la erosión varía con la velocidad de reacción, en

comparación con la calidad del agua o la elevación del consumo, la velocidad del chorro es

el parámetro más fuerte para la erosión del álabe. Como la velocidad del chorro es la

función de la cabeza, las turbinas de cabeza altas son más vulnerables a erosión. Basado

en estudios cualitativos típicos se encontró que el borde afilado del separador se convirtió

en despuntado y aumenta la profundidad del alabe debido a la erosión por

arena/sedimentos [14]

La carga del chorro es también la clave para determinar el tamaño del alabe. Diseños más

modernos de rodete optimizan la relación de anchura del alabe para diámetro del chorro,

que es de aproximadamente 3.6 a 4.1, dependiendo del número de chorros y velocidad de

rotación. Máquinas más antiguas fueron a menudo diseñadas con una menor velocidad de

rotación en general y con anchos de alabes más grandes en comparación con los diseños

más modernos de rodetes [7]

Un indicador adecuado de la pérdida de eficiencia debido a la erosión en un rodete Pelton

es el ancho del divisor como porcentaje del ancho del cucharón. Un aumento del 1% en

anchura relativa divisor representa aproximadamente una 1% de disminución en la

eficiencia. [3]

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3.1.2. Cámara de cubierta / descarga

Provee ventilación adecuada, Impide que el agua de descarga del rodete salpique al

exterior (en la cubierta). [7]. Los puntos de ventilación de la cubierta deben ser evaluados

para asegurarse de que son claras, lo que permite una ventilación total.

Los niveles de agua de desagüe bajo el rodete no deben interferir con el flujo del chorro.

Estos niveles de agua debe permanecer dentro del rango de OEM diseñado. La

interferencia del chorro impide el flujo normal en los álabes y el resultado es el brusco

deterioro de potencia de la turbina de salida junto con con la cavitación y vibración [8].

Las figuras 6 y 7 ilustran los efectos negativos de la interferencia de esparcimiento del

chorro sobre el rendimiento de la turbina.

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

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

3.1.3 Inyector

La evaluación de deterioro del inyector es de suma importancia. La aguja de la erosión,

como se ve en la ejemplos de las figuras 8 y 9, pueden causar pérdidas directas e

indirectas. Las pérdidas directas son las conocidas pérdidas de fricción y turbulencia

(fricción interna), donde las pérdidas indirectas son causados por mala calidad de chorro,

que se muestra en la figura 10 [5].

El propósito de la aguja y el inyector es concentrar el chorro en una forma cilíndrica y

uniforme con el fin de maximizar la transformación de la energía en el rodete. El desgaste

de la aguja y el inyector causa una deformación de chorro que se traduce en deterioro de la

eficiencia y una aparición de la cavitación.

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Fig 10: Fotos y bosquejos de calidad de motor

La visualización de chorro es una herramienta de evaluación para determinar la

deformación de chorro. La dispersión de chorro y la desviación del chorro

cuantitativamente pueden ser determinadas por visualización en la mayoría de los casos. Se

ha observado una correlación clara entre la eficiencia de turbina y la calidad de chorro. La

instalación de equipos para la visualización del prototipo es delicada puesto que el mejor

posicionamiento de la cámara y la instrumentación de iluminación no pueden ser

encontrado en la base de ensayo y error, sino que debe basarse en la experiencia debido a

la inaccesibilidad de los equipos.

Además, las fuerzas mecánicas de atentado posible de agua, sobre la cámara y la

instrumentación de iluminación, requieren una instalación rígida (la Figura 11). Los

alojamientos para la cámara y luces deben ser impermeables y las medidas deben ser

tomadas para evitar el aumento de condensación sobre los lentes. Para lograr una calidad

de imagen aceptable en las circunstancias adversas presentes en la carcasa de una turbina

Pelton, es necesario un equipo especial. La cubierta de la cámara y las luces

estroboscópicas se monta dentro de la protección de carcasas en el refugio del inyector y

de corte en el deflector; y se podría ajustar a diferentes distancias de la salida de la boquilla

con un motor paso a paso [6].

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

3.1.4 Distribuidor/Colector

Dependiendo de la edad de la unidad de turbina y el diseño hidráulico original, el tamaño

del distribuidor puede contribuir a las pérdidas y turbulencia. Una buena regla básica es el

tamaño de la unidad, de modo que a plena carga, la cabeza de velocidad de la espiral es

10% o menos de la cabeza de velocidad de la unidad total. A menudo se construyeron

mayores distribuidores de espiral en secciones de gran molde curvo en comparación con

unidades nuevas que se construyen generalmente de menores secciones cuadradas de anillo

[7]

Por el incremento de la fricción y deterioro de la superficie interna, Las secciones de anillo

deben ser evaluadas de forma rutinaria. Esto puede tomar la forma de una inspección

visual realizada cuidadosamente durante una situación de interrupción cuando la unidad

está en un estado seco. Para los ejemplos de disposiciones de distribuidor observar las

Figuras 12 y 13.

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Figura 12: arreglo de distribuidor de doble inyector Figura 13: Arreglo de distribuidor múltiple-inyectores

3.2 Operaciones

El rendimiento de la turbina es a menudo representado por un gráfico de las curvas de

eficiencia de la turbina versus flujo o salida como se muestra en la figura 14. Asimismo,

nos muestra las curvas típicas de rendimiento de la turbina que ilustran la relación entre la

representación moderna, el diseño original y un rodete de la turbina deteriorado (conocido

como "rendimiento actual ") [3].

Los datos de rendimiento se recogerán con precisión. El rendimiento de la turbina puede

degradarse con el tiempo debido al daño de cavitación o erosión y reparaciones de

soldadura resultante.Realizar Pruebas de funcionamiento periódico, a través de pruebas

absolutas o relativas (por ejemplo, el índice de prueba), ya que son necesarias para

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mantener la precisión y debe hacerse en un número de saltos operativos con el fin de ser

integral [3].

Debe realizarse frecuentes índice de pruebas especialmente antes y después de las

actividades de mantenimiento mayor en una turbina para detectar cambios en el

rendimiento de la turbina en una etapa temprana y establecer controles. Las plantas deben

realizar "como mejor práctica" pruebas periódicas de rendimiento (como índice de pruebas

según el PTC 18 [16]) para asegurar las curvas de operación más precisos disponibles para

optimizar la salida de la planta. Rutinariamente, esto debe hacerse en un ciclo de 10 años,

como mínimo.

3.3 Mantenimiento

3.3.1 Reparación de soldadura

Es comúnmente aceptado que las turbinas normalmente sufren un deterioro progresivo en

el rendimiento en el tiempo (a falta de una acción restauradora) [4]. Las causas comunes

incluyen daños por cavitación, desgaste abrasivo de erosión, corrosión galvánica y daños

por impacto de los residuos que pasan en la unidad.

Las Técnicas de mantenimiento relacionados con el rendimiento involucran principalmente

soldadura, reparaciones de los componentes de la turbina como los tubos del corredor, la

cubierta y el distribuidor. La mejor práctica es usar un electrodo de soldadura de acero

inoxidable 309 L para volver la geometría original a los álabes del rodete.

3.3.2 Afilado de plantillas

Los errores en las soldaduras en las reparaciones al perfil del alabe original ocurren con el

envejecimiento de la unidad. Las plantillas de contorno de álabe original deben estar

disponibles en la planta. El Personal de mantenimiento capacitado debe utilizar estas

plantillas para moldear y pulir los álabes para acondicionarlos a las especificaciones del

OEM.

3.3.3 Capa superficial

Después de la evaluación de la calidad de suministro de agua y datos históricos de

desgaste, puede evaluarse si se requiere una capa sobre el acabado de pulido natural del

cubo ASTM A743 de acero inoxidable [15] (erosión moderna preferida y material

resistente a la corrosión). Los resultados de trabajos técnicos norteamericanos son

concluyentes sobre los beneficios de cualquier capa dura.

3.3.4 Eje de la turbina

El Mantenimiento de rutina del eje de la turbina consiste en minimizar la corrosión de la

superficie del eje con una ligera capa de aceite en las áreas de no contacto de agua y

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recubrir las áreas que entran en contacto con agua con una robusta pintura epoxi. El

mantenimiento principal incluye reformas en los muñones del rodamiento (cojinetes), o

reemplazar la tobera y el alineado de caras del acoplamiento durante una revisión de la

unidad principal.

3.3.5 Cojinetes de guía

Los cojinetes guía son generalmente los cojinetes hidrodinámicos lubricados con aceite. El

mantenimiento de un cojinete lubricado con aceite y su fiabilidad, está conectado

directamente a la calidad del aceite suministrado utilizado para lubricación y refrigeración.

Cualquier contaminación del aceite con residuos o agua, aumentará la probabilidad de un

desgaste de cojinete. Una buena práctica consiste en instalar un sistema de filtración del

circuito capaz de extraer continuamente desechos y agua de la fuente de aceite del

cojinete.

La Vibración del eje extremo puede provocar el contacto de los anillos de sellado del

rodete de la turbina, surgidas como consecuencia del desgaste y la posible falla de los

anillos de sello y posterior interrupción importante de la unidad extendida. El

mantenimiento principal requiere la renovación de los rodamientos, tales como revestir el

metal de un cojinete de aceite.

4.0 Indicadores, Seguimiento y Análisis

4.1 Medidas de confiabilidad, rendimiento y estado

El proceso fundamental para una turbina hidráulica se describe por la ecuación de

eficiencia, que se define como la relación de la potencia suministrada por la turbina a la

potencia del agua que pasa a través de la turbina.

Dónde: · η es la eficiencia hidráulica de la turbina

· P es la potencia mecánica producida en el eje de la turbina (MW)

· 𝝆 es la densidad del agua (1000 kg/m3)

· G es la aceleración debida a la gravedad (9,81 m/s2)

· Q es el caudal que pasa por la turbina (m3 / s)

· H es la altura de presión efectiva a través de la turbina (m)

La expresión general de esta eficiencia (η): 𝜼 =𝑷

𝝆𝒈𝑸𝑯 [10]

Los Parámetros de rendimiento para turbinas Pelton se definen en ASME PTC-18 [16] y

IEC 60041 [17], y por lo general son los siguientes: Salida del generador, turbina de

descarga, su desembocadura y elevaciones aguas abajo, salto de entrada, salto de descarga,

posición de la entrada, y Temperatura del agua.

Las mediciones típicas de vibración pueden incluir: el desplazamiento del eje (x e y) en

cojinetes de la turbina y del generador y los desplazamientos axiales de puente (z). La

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emisión acústica (en la puerta de acceso al tubo o forro) se puede medir para rastrear ruido

de cavitación relativa.

La condición de la turbina Pelton puede ser controlado por el indicador de condición (IC)

tal como se define de acuerdo con Manual de evaluación de condición HAP [11].

Las Características de confiabilidad de la unidad, a juzgar por su disponibilidad para la

generación, pueden ser controladas mediante el uso de indicadores de la Corporación

norteamericana de fiabilidad eléctrica (NERC), Factor de tal Disponibilidad Equivalente

(EAF) y Factor Equivalente Interrupción forzada (EFOR).

Estos son universalmente utilizados por la industria de la generación. Muchas empresas de

servicios suministran datos a la Disponibilidad Generación de Data System (GADS)

mantenida por NERC. Esta base de datos de información de operación se utiliza para

mejorar la fiabilidad de los equipos de generación eléctrica. Puede ser utilizado para

apoyar la confiabilidad de los equipos y los análisis de la disponibilidad y adopción de

decisiones por los datos.

4.2 Análisis de los datos.

El análisis de datos de prueba se define en ASME PTC-18 [16] y IEC 60041 [17].

Básicamente, el análisis sirve para determinar la eficiencia y la potencia disponible en

relación con la turbina de descarga, salto y determina los límites de funcionamiento

basados en vibraciones y mediciones de emisión acústica (CPL). Los resultados se

compararán con los datos de prueba de la unidad anterior u original (IPL) y determinan la

pérdida de ingresos, eficiencia, capacidad y energía anual. Los resultados también se

compararán con los nuevos datos de diseño de la unidad (del fabricante de la turbina) y

determinan el potencial de eficiencia, capacidad, energía anual y aumento de los ingresos

(PPL). En este último caso, calcula el costo de instalación/rehabilitación y la tasa interna

de retorno para determinar la justificación de la actualización. Por otro lado, determina la

justificación de la modificación del perfil de tubo de proyecto utilizando los datos del

fabricante de la turbina.

Analíticamente o utilizando datos de prueba de campo, determina la eficiencia, la energía

anual, y el aumento de los ingresos asociados con el uso de materiales de relleno del tubo

de aspiración de ranura de la puerta. Calcula el costo de implementación y la tasa interna

de retorno.

La evaluación de la condición de una turbina Pelton es cuantificada por medio del CI como

derivado según Manual de evaluación de condición HAP [11]. El CI global es un

compuesto de la IC derivado de cada componente de la turbina. Esta metodología puede

aplicarse periódicamente para obtener una foto del CI de la condición actual de la turbina

que se puede supervisar en el tiempo y estudiado para determinar tendencias de

condiciones que pueden afectar el rendimiento y la fiabilidad.

La fiabilidad de una unidad es calificada por su disponibilidad para generar, puede

controlarse a través de índices de confiabilidad o indicadores como derivado según

apéndice F de NERC, índice de rendimiento y las ecuaciones [11].

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4.3 Las mejoras integradas

Los resultados de la prueba periódico de campo deben utilizarse para actualizar los límites y

características de funcionamiento de unidad. Óptimamente, estos se integrarían en un sistema

automático (por ejemplo, Control automático de generación), pero si no, copias impresas de las

curvas y límites deberían facilitarse a todos los el personal involucrado – especialmente a los operadores de la unidad, su importancia para destacarse y su capacidad para ser entendido y

confirmado. Deben implementarse proyectos justificados (perfiles, actualización de unidad

hidráulica) y un método para controlar permanentemente el funcionamiento de la unidad.

Como la condición de los cambios de la turbina, los índices de confiabilidad y CI son una

tendencia y analizados. Utilizando estos datos, los proyectos pueden ser clasificados y justificados en el mantenimiento y programas de capitales para la turbina de nuevo a un nivel aceptable de

rendimiento y condición.

La mejora de rendimiento de cualquier máquina hidráulica, básicamente, puede provenir de tres tipos de intervención:

Sustitución de rodete obsoleto (piezas de maquinaria diseñada) con unas nuevas. Mejora / reemplazo de tobera por una nueva

Reparación de superficie para mejora de resistencia al desgaste

Está claro que estas intervenciones no son alternativas, pero son complementarias, dependiendo

actualmente que los problemas reales de diseño hidráulico son desgaste de piezas como la

corrosión, erosión o cavitación de piezas de la turbina.

Sustitución del rodete

El modelo del rodete geométrico de la moderna turbina Pelton Puede llevarse a cabo con programas de dinámica de fluidos computacional, analizando la interacción del chorro / alabes.

Para el rodete de la Pelton, tanto en el campo de flujo en sí y la influencia del agua sobre las

propiedades estructurales son más difíciles de determinar que para Francis o turbinas Kaplan

porque los alabes de la turbina Pelton se mueven a través de los chorros, llenado y vaciado continuamente. El análisis de carga inestable del alabe requiere el conocimiento de la carga de

presión inestable en los cubos giratorios. [9]

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

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Ampliación de asiento de Aguja

Un estudio detallado mostró que los chorros de la turbina podrían ser fácilmente ampliados

hasta 6% en el diámetro con menores efectos negativos sobre la eficacia pero con un

aumento sustancial en la producción.

Este estudio detalla una unidad de seis-chorros Pelton con salto nominal de 675,7 m y una

potencia de 75,2 MW a un chorro nominal de 152 mm de diámetro con una descarga de

12,6 m³/ s. La nueva capacidad de potencia nominal es 87,6 MW con un chorro de

agrandamiento de 160 mm de diámetro. La mayoría de los fabricantes diseñan el tamaño

del asiento de la aguja para acomodar algún mecanizado para el mantenimiento.

La mayor parte de fabricantes ponen la talla el asiento de aguja para acomodar el

mecanizado del inyector para el mantenimiento. Normalmente, esto no afectará

significativamente la estanqueidad de contacto o interfaz en relación de apertura pequeña

de la aguja. La Figura 16 muestra los componentes típicos que constituyen un conjunto de

inyectores incluyendo el asiento de aguja.

Figura 16: Típico inyector moderno

5.0. Fuentes de información

Baseline Knowledge:

1. TERI, The Energy Resources Institute: Electro-Mechanical Equipment – Selection, Best

Practice and use of Checklists - August 2010

2. ASME Hydro Power Technical Committee: The Guide to Hydropower Mechanical Design -

1996

3. Hydro Life Extension Modernization Guide, Volume 2: Hydromechanical Equipment, EPRI,

Palo Alto, CA: 2000. TR-112350-V2.

4. EPRI, Increased efficiency of Hydroelectric Power, EM 2407 – June 1992

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State of the Art:

5. Karakolcu, A., Geppert, L., Marongiu, J. C.: Performance Prediction in Pelton

Rehabilitation Projects – Vienna 2010

6. Staubli, T., Bissel, C., Leduc, J.: Jet Quality and Pelton Efficiency HAP – Best Practice Catalog – Pelton Turbine

7. Gass, M.E.: Modernization and performance improvements of vertical Pelton turbines –

Hydropower & Dams Issue Two - 1998

8. Kubota, T., Kawakami, H.: Observation of Jet interference in 6-Nozzle Pelton Turbine -

FUJI Electric Review 1990

9. Keck, H., Wolfgang, M., Weiss, T., Sick, M.: Recent Developments in the Dynamic Analysis

of Water Turbines - 2007

10. Cateni, A., Margri, L., Grego, G.: Optimization of Hydro Power Plants Performance

importance of Rehabilitation and Maintenance in Particular for Runner – 2008

11. ORNL, HAP Condition Assessment Manual, October, 2011

12. Spicher, T., Hydro Wheels: A Guide to Maintaining and Improving Hydro Units, HCI

Publications, 3rd Edition 2002

13. Vesely, J., Varner, M.: A case study of upgrading of 62.5MW Pelton Turbine – 2000

14. Thapa, B., Chaudhary, P., Dahlhaug, O., Upadhyay, P.: Study of Combined Effect of Sand

Erosion and Cavitation in Hydraulic Turbines -2007

Standards:

15. ASTM A743: Standard Specification for Castings, Iron-Chromium-Nickel, Corrosion

Resistant for General Application - 2006

16. ASME PTC 18, Hydraulic Turbines and Pump-Turbines, Performance Test codes - 2011

17. IEC 60041 Field Acceptance Tests to Determine the Hydraulic Performance of Hydraulic

Turbines, Storage Pumps and Pump-Turbines, 1991

18. NERC, Appendix F, Performance Indexes and Equations, January, 2011