Resumen

Uno de los modos de falla más relevantes para turbinas de gas industriales operando en ambientes propensos a la corrosión es el desgaste de los discos del rotor. Este desgaste puede llevar a varios mecanismos de fallo incluyendo liberación de clavijas de sellado, fracturas de los discos y traslapes de los soportes superiores de los álabes. Este artículo explora la causa raíz y factores implicados en el desgaste así como las medidas correctivas y de mitigación disponibles tanto por los fabricantes de turbinas como por terceros, desde la perspectiva del usuario.

Introducción

El mecanismo de desgaste, oxidación y erosión de las raíces de los álabes en los discos de rotor es un problema que afecta particularmente a las turbinas de gas que operan de modo intermitente. El mecanismo de desgaste es debido a que subproductos de corrosión se forman entre los discos del rotor y los álabes de turbina debido a la formación de condensación cuando la turbina no está en servicio. Es particularmente severo para turbinas de gas ubicadas en regiones geográficas de alta humedad.

Existe, por diseño, un claro entre las raíces de los álabes y los discos del rotor que permite diferentes crecimientos térmicos entre el rotor y los álabes. Cuando la turbina está en velocidad operativa normal, los discos no se mueven debido a la acción de la fuerza centrífuga, sin embargo cuando la turbina está en bajas revoluciones, como es el caso del giro lento, los álabes se “mecen” de un lado al otro a medida el rotor gira. Este movimiento constante, en conjunto con la formación de corrosión que debilita el metal y actúa como abrasivo, causa un desgaste entre ambas superficies. Aunque el desgaste se presenta tanto en los álabes como en los discos del rotor, es predominante en la superficie de los discos del rotor por que el material es más suave.

Este mecanismo de deterioro acorta la vida útil del rotor de turbina y ha sido documentado desde hace algún tiempo. La Carta Técnica de GE TIL 1049-3R1 “MS6001, MS7001, and MS9001 Gas Turbine Wheel Dovetail Material Loss”, publicada en 1993 trata a detalle este tema, así como las recomendaciones de este fabricante para monitorear, mitigar, y corregir este fenómeno. Los diseños de turbinas más recientes han corregido este problema con metalurgia mejorada, pero dada la gran base instalada de turbinas que ahora se acercan a los intervalos de mantenimiento de rotor, este continúa siendo un problema muy común.

Áreas de Riesgo

La Carta Técnica 1049-3R1 lista los siguientes riesgos asociados a este fenómeno:

1. Potencial de liberación de las clavijas radiales de los álabes.

Uno de los primeros riesgos asociados al excesivo desgaste en los discos del rotor es la liberación de las clavijas que forman el sello entre los álabes del rotor. Varias turbinas ya han sufrido de este fenómeno. Las clavijas que se liberan típicamente impactan y causan daño a múltiples componentes del paso de gases calientes.

2. Estrés excesivo en las colas de Milano (dovetails) por pérdida de material.

La raíz de los álabes es una región crítica que es fabricada con tolerancias muy estrictas por el alto nivel de estrés que sufre durante la operación. Una falla en la raíz causa daños masivos y paradas forzosas de gran duración. El peligro aquí se origina por un fenómeno asociado a la corrosión conocido como “Fretting”.

El “fretting” es un desgaste, acompañado a veces de daño corrosivo, en superficies con una cierta rugosidad. Este defecto es ocasionado en zonas en las que existen desplazamientos relativos oscilatorios de muy pequeña amplitud, como por ejemplo, una vibración, entre piezas que se encuentran en contacto bajo carga. El movimiento vibratorio provoca un desgaste mecánico y la transferencia de material en la superficie, a menudo seguida de oxidación tanto del metal arrancado como de las superficies metálicas. La amplitud de dicho movimiento vibratorio va del orden de micrómetros a milímetros, pero puede ser tan pequeña como de 3 o 4 nanómetros.

Puesto que el óxido suele ser mucho más duro que la superficie de la que procede, éste termina actuando como un agente abrasivo que aumenta el desgaste por rozamiento y da lugar a la formación de estrías.

El fretting disminuye la resistencia a la fatiga de los materiales que operan bajo ciclos de carga. Como consecuencia de la misma, las grietas pueden crecer de modo que se produzca el fallo de uno de los componentes. Esto se conoce como “Fatiga por fretting”. De acuerdo al Instituto Americano de Aeronaútica, en su publicación “Probabilistic Fretting Fatigue Assessment of Engine Disks”, la fatiga por fretting es uno de los fenómenos más costosos en las turbinas de gas y combinado con otros factores es responsable de un 60% de la pérdida de vida útil de algunos componentes.

3. Traslape de los soportes superiores de los álabes (Bucket shrouds operlap)

Debido a que son más largos, los álabes de segunda y tercera etapa de turbinas industriales cuentan con soportes en la parte superior. El desgaste en los discos permite un movimiento excesivo que puede ocasionar un traslape en los soportes superiores. Es decir, que un borde de uno de los soportes a veces se solapa con un borde adyacente. En el caso de que se produzca esta condición de superposición, los álabes no se fijan eficazmente a velocidades normales de funcionamiento de la turbina. Esto crea un potencial para la resonancia de fatiga de alto ciclo (High-Cycle Fatigue) en la velocidad de operación que puede conducir al desgaste del álabe y una potencial falla.

4. Pérdida de Superficies de Desgaste en álabes con plataformas

Otro fenómeno asociado a excesivos claros entre los álabes y los discos es la pérdida de material en los rieles de las plataformas de los álabes de segunda y tercera etapa. Las imágenes evidencian este fenómeno en los álabes de 2da etapa de dos turbinas de gas.

5. Rozamiento radial ligero

Es común también el rozamiento radial de los álabes con los bloques térmicos por desgaste excesivo de los discos como se evidencia en la imagen.

6. Desbloqueo potencial de los cierres giratorios (twistlock unstacking)

Otro riesgo identificado es el desbloqueo de los cierres giratorios que limitan el movimiento axial de los álabes de 2da y 3ra etapa de la turbina.

La excesiva corrosión del disco en conjunto con el movimiento excesivo del álabe causa que se pierda el bloqueo del cierre giratorio en la ranura, lo que podría causar desplazamiento axial del álabe dentro del disco. Este desbloqueo de cierre giratorio se puede evidenciar durante las inspecciones observando la posición de los mismos.

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Acciones Correctivas y de Mitigación de Riesgo

Existen una serie de acciones correctivas, algunas recomendadas por el fabricante y otras por terceros. Algunas de estas acciones son dirigidas a controlar la causa raíz del problema, que es la corrosión de los discos, exacerbada por el giro lento. Otras se enfocan en corregir los síntomas presentados por el fenómeno en orden de disminuir algunos de los riesgos.

Operativas

1. Horas en Giro Lento/Arranques

La Carta Técnica TIL 497C “Stand-by Gas Turbines on Extended Shutdown”, recomienda cambios en la operación de turbinas operación intermitente, los mismos están enfocados a minimizar la operación del giro lento. Las recomendaciones son:

• Operar el giro lento sólo 1 hora al día -o-.
• Arrancar la turbina 1 vez a la semana para “secar” los álabes y prevenir corrosión.

2. Velocidad del Giro Lento

La velocidad típica del giro lento de muchas turbinas de gas es de 3-6 rpm. Esta velocidad causa que los álabes golpeen fuertemente en ambas direcciones, causando el desgaste excesivo de los discos. Existen modificaciones ya implementadas exitosamente en varias turbinas que consisten en reducir la velocidad de giro lento de las turbinas a través de la instalación de un Variador de Frecuencia y modificaciones a la lógica de enfriamiento de rotor. La velocidad de giro final luego de la modificación es de 1 revolución cada 1 a 3 minutos.

Correctivas recomendadas por Fabricante

General Electric en la carta técnica TIL 1049 sugiere una serie de acciones corrrectivas “temporales” como alternativas al reemplazo de los discos del rotor. Las mismas tienen como intención darle tiempo al usuario para planear el inevitable reemplazo de los discos. Las acciones son dependientes del nivel de desgaste encontrado:

1. Reemplazar los álabes

La misma Carta Técnica describe el reemplazar los álabes como poco efectivo ya que la mayor parte del desgaste se encuentra en los discos.

2. Instalar Clavijas Sobre-medida

Si el desgaste aún se encuentra en su etapa temprana, existe la opción de instalar clavijas de mayor diámetro. Esta opción no resuelve el tema del desgaste excesivo sino que ayuda a mitigar el riesgo de uno de los síntomas, que es la liberación de las clavijas.

3. Recuperar material perdido Recubriendo los discos

Esta es la opción recomendada cuando el rango de desgaste ya rinde ineficiente la instalación de clavijas sobre-medida, pero aún existe suficiente material base en el disco. Consiste en rociar los discos con una capa metálica en orden de recuperar el material perdido. No existen garantías ni estimados de duración de esta medida y se considera como una medida paleativa. La recomendación del fabricante es ordenar discos de reemplazo en el momento que se requiere este nivel de restauración.

4. Recuperar material perdido Recubriendo los discos

Una alternativa a recubrir el rotor es recubrir la raíz de los álabes. El efecto inmediato es el mismo, pero la aplicación tiene la ventaja que es más rápida. La desventaja es que no ataca la causa raíz del problema y no permite proteger los discos del rotor con una capa anticorrosiva.

Correctivas recomendadas por Terceros

1. Instalación de Clavijas Tri-SEAL

Existe un diseño patentado por en donde los 3 clavijas de sello con soldadas juntas. Esta medida de mitigación no ataca la causa raíz del desgaste en los discos, solo ayuda a mitigar el síntoma de liberación de los pines.

2. Instalación de Discos Usados/Remanufacturados

Existen varios proveedores que ofrecen discos de turbinas usados o remanufacturados. Es posible que sean reemplazados en sitio, lo que generalmente va acompañado de una re-certificación de rotor que es requerida luego de 200,000 horas iniciales y luego cada 50,000. Corrige la causa raíz, pero es de alto costo e involucra una indisponibilidad de 2-3 meses.

3. Intercambio de Rotor

Dada la necesidad de reemplazar los discos para corregir el problema, pero a la vez acortar los tiempos de parada, existen compañías que ofrecen programas de “intercambio de rotor”, incluyendo a los fabricantes.

Conclusión

Para turbinas que operan en ambientes corrosivos o de alta humedad, el monitoreo de desgaste de los discos es una actividad de muy alta importancia ya que al ser desatendido las consecuencias pueden llegar a ser catastróficas. Al igual que con la mayoría de los modos de fallos las medidas de mayor valor son las acciones preventivas tempranas. Controlar la corrosión, minimizar las horas en giro lento, operar periódicamente para secar los discos y modificar las velocidades del giro lento entran dentro de esta categoría.

Para las turbinas de ya presentan el desgaste excesivo hay múltiples medidas de mitigación para escoger, todas con diferentes tiempos y costos de implementación y al decisión de cuál es más conveniente dependerá de la gravedad de la situación, el presupuesto disponible, y las expectativas de operación de las turbinas.

Referencias

1. - GE Power Generation. Technical Information Letter TIL-1049-3R1. “MS6001, MS7001, and MS9001 Gas Turbine Wheel Dovetail Material Loss”. 5 FEB 1993.
2. - ASME GT2009-60352, “RESIDUAL LIFE ASSESSMENT AND LIFE CYCLE MANAGEMENT OF DESIGN LIFE EXPIRED DISCS”. 2008.
3. - ASME 95-GT-41 9, “BLADING VIBRATION AND FAILURES IN GAS TURBINES PART B: COMPRESSOR AND TURBINE AIRFOIL DISTRESS”. 5 JUN 1995.
4. - American Institute of Aeronautics and Astronautics AIAA 2011-2030. “Probabilistic Fretting Fatigue Assessment of Engine Disks Under Combined LCF and HCF Loading”
5. - http://www.ccj-online.com/how-to-reduce-engine-wear-and-tear-at-low-cost/
6. - GE Power Generation. Technical Information Letter TIL-497C. “MS6001, MS7001, and MS9001 Gas Turbine Wheel Dovetail Material Loss”. 5 FEB 1993.
7. - Cyrus B. Meher-Homji & George Gabriles “GAS TURBINE BLADE FAILURES-CAUSES, AVOIDANCE, AND TROUBLESHOOTING”

Autor: Manuel Luis Lombardero CMRP, CMRT, PMP, CAMA
Consultor Asociado – ProActive Engineering
Correo: mllombardero@gmail.com