Reparación por soldadura de rotores de turbinas de vapor y de gas fabricados con aceros al Cr-Mo-V

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1 49 Reparación por soldadura de rotores de turbinas de vapor y de gas fabricados con aceros al Cr-Mo-V Zdzislaw Mazur C., Alejando Hernández R., Julián Orozco S.* y José E. Bañuelos P.* Resumen En este artículo se presenta un análisis de los daños típicos en rotores de turbinas de vapor y de gas fabricados con aceros de baja aleación al Cr-Mo-V. Se lleva a cabo un análisis de la soldabilidad de los aceros al Cr-Mo-V y se presenta una clasificación de los posibles tipos de reparaciones de los rotores de turbinas, partiendo de las causas y modos de presentación de las fallas/deterioro del material de los rotores durante la operación de la turbina. Con base en los daños detectados en el rotor de una turbina de gas de MW, se presenta el desarrollo de la tecnología de reparación por soldadura llevada a cabo en sitio. Después del proceso de reparación, el rotor fue puesto nuevamente en servicio. En los últimos años, los usuarios, fabricantes de turbinas, talleres de reparación e institutos de investigación, han encaminado sus actividades al desarrollo de métodos y procedimientos para reparar con éxito rotores de turbinas. Introducción Los rotores de turbinas de vapor y de gas se encuentran en el grupo de elementos críticos que soportan las cargas más severas en las centrales termoeléctricas. Las turbinas de vapor de alta presión y alta temperatura operan usualmente en rangos que van de 315 o C hasta 565 o C, donde la fragilidad de revenido puede afectar la vida remanente de los rotores, flechas y discos de turbinas. En las turbinas de gas, la tem- peratura de operación, es decir la de combustión, comúnmente oscila entre los 900 o C y los 1400 o C y, en casos especiales, llega a temperaturas mayores. Sin embargo, debido al sistema de enfriamiento que tienen, la temperatura máxima del cuerpo del rotor se encuentra en el rango de las temperaturas antes mencionadas para turbinas de vapor y se presenta en ellos el mismo problema que en los rotores de turbinas de vapor: la fragilidad de revenido. Muchas turbinas llevan de 25 hasta 35 años en servicio y, debido a esta situación, los rotores fabricados con aceros de baja aleación al Cr- Mo-V son más propensos a problemas como fragilidad de revenido, fatiga, fatiga térmica, termofluencia, fractura frágil, erosión, corrosión y corrosión por esfuerzos. También se registró una mayor incidencia de fallas en rotores, además del riesgo potencial de falla debido a problemas de diseño, fabricación, operación o causas ajenas. Si se presenta una falla catastrófica en un rotor, las consecuencias son paros forzados prolongados de la turbina y severas pérdidas económicas para el usuario afectado. En los últimos años, los usuarios, fabricantes de turbinas, talleres de reparación e institutos de investigación, han encaminado sus actividades al desarrollo de métodos y procedimientos para reparar con éxito rotores de turbinas. Estos métodos se están aplicando en dos casos: para reparar los rotores que presentan fallas durante la operación y para prolongar la vida útil de las turbinas. Los avances en las técnicas de soldadura, han permitido a varios usuarios reparar rotores de turbinas de vapor y de gas severamente dañados. En comparación con el costo de un rotor de repuesto, la reparación por soldadura tiene una relación costo-beneficio que frecuentemente ex- * Comisión Federal de Electricidad

2 Boletín IIE, abril-junio del cede el valor en 6 a 1. La alternativa de reparación también ofrece ahorros sustanciales por la reducción del tiempo de paro de la turbina sin generación de energía eléctrica, que puede aumentar la relación costo-beneficio hasta por encima de 20 a 1 (Byron, 1989). La ventaja económica puede ser atenuada por un elemento de riesgo asociado con la reparación por soldadura. Una reparación mal diseñada o con pobre realización puede conducir a una falla catastrófica, con un impacto económico mayor que el que ocasionaría no haber realizado reparación alguna. Daños comunes en rotores de turbinas de vapor y gas Analizando las causas de las fallas en los rotores de turbinas de vapor y de gas, se pueden distinguir tres grupos principales: Causas relacionadas con el componente, como diseño, instalación, fabricación o defectos del material. Causas relacionadas con la operación, tales como fallas del sistema de control de la turbina, fragilidad de revenido, fractura frágil, fatiga, fatiga térmica, corrosión, corrosión por esfuerzos, erosión o termofluencia. Causas ajenas. De estos grupos, la causa principal de fallas de rotores de turbinas de vapor y de gas están relacionadas con el producto. Las causas más comunes de fallas catastróficas en rotores de turbinas son cuatro (Bush, 1991): Daños por objetos extraños. Desalineamiento de los rotores. Desbalance del rotor. Falla en el sistema de control. Soldabilidad de aceros de baja aleación al Cr-Mo-V Los rotores de turbinas de alta presión y alta temperatura comúnmente son fabricados de forjas de baja aleación, que tienen una composición aleada con cromo, molibdeno y vanadio. Por lo regular, el contenido de níquel es típicamente menor al 0.75% wt. Aceros similares tienen aplicación en turbinas de vapor y de gas. Para un servicio por arriba de los 538 ºC puede ser usado un acero inoxidable martensítico. Para la operación a una temperatura más alta se elimina el níquel de la composición química para minimizar la fragilidad de revenido y mejorar la ductilidad. Estos aceros generalmente pertenecen a una de las siguientes especificaciones: ASTM A 470, clase 8 (1.25 Cr-1.25 Mo-0.25 V) ASTM A 293, clase 6 (1.25 Cr-1.50 Mo-0.25 V) ASTM A 565, grado 616 (12 Cr-1 Mo-0.2 V-0.08 Cb) Se pueden distinguir dos criterios para la selección de materiales de aporte para reparar los rotores de alta presión. El primero es usar aporte al Cr-Mo con una composición química similar al material del rotor y el segundo es aplicar aporte de alto contenido de cromo como 12Cr o 9Cr- 1Mo, para obtener mejores propiedades a temperaturas elevadas. Debido a la muy alta sensibilidad del material de los rotores a cualquier tipo de tratamiento térmico, incluyendo el proceso de soldadura, la reparación de los daños en rotores representa un desafío para los ingenieros que se dedican a reparaciones de componentes de turbomaquinaria. Cada reparación es un proceso único que tiene que ser evaluado y analizado por sus méritos y problemas particulares. Para facilitar la evaluación de la reparación de rotores de turbinas se elaboró una clasificación de los diferentes tipos de reparaciones en 7 categorías (Clark, 1985), ilustrada en la Figura 1. Esta clasificación no describe todas las reparaciones posibles, pero representa la mayoría de las consideradas actualmente. Entre ellas están: Clase 1. Reparación por depósito de soldadura en el área de bajos esfuerzos como son los muñones. Clase 2. Reparación por depósito de soldadura sobre los elementos rotatorios, por ejemplo en las paletas y en los tetones de los álabes. Clase 3. Reparación de la ranura para álabes en el disco integrado del rotor, por soldadura de un segmento de la circunferencia del disco. Clase 4. Reparación por reposición del disco integrado por depósito de soldadura. El disco fisurado es maquinado hasta que todo el daño es removido y después el diámetro del disco es restaurado por depósito de soldadura. Clase 5. Reparación por maquinado de una ranura pro-

3 51 Figura 1. Clasificación de reparación en rotores de turbinas. Reparación del rotor de una turbina de gas de MW Descripción del rotor a reparar La turbina de gas cuenta con 2 etapas en la turbina y 17 etapas en el compresor. La velocidad de giro del rotor es de 5100 r.p.m. La turbina de gas opera con combustible diesel y es usada principalmente para la operación en horas de alta demanda de energía eléctrica, es decir en las horas pico. La falla del disco etapa 1 del rotor de esta turbina ocurrió después de 8515 horas de operación y 1877 arranques. El disco fallado del rotor de la turbina es de un acero de baja aleación al Cr-Mo-V con una composición química: 0.3 C, 1.27 Cr, 1.25 Mo, 0.25 V, 0.5 Ni y 1.0 Mn, que corresponde a la especificación ASTM A Una vista general de los discos del rotor de la turbina se presenta en la Figura 2. Dos álabes de la etapa 1 de la turbina salieron radialmente de las ranuras del disco y se fracturaron seis álabes adyacentes de acuerdo con la rotación del rotor. Los dientes de las ranuras en el disco fueron deformados plásticamente debido a la fuerza centrífuga de los álabes, como se muestra en la Figura 3. En total cinco ranuras del disco fueron dañadas requiriendo de una reparación. Antes de que la unidad saliera de operación, los álabes fueron desplazados axialmente en el disco, lo que redujo la sección de carga de la ranura (dientes), resultando en esfuerzos excesivos en los dientes muy por arriba del límite de cedencia del material y de su deformación plástica. De igual forma, todos los álabes de las dos etapas de la turbina fueron dañados debido a un fuerte rozamiento, como se ve en la Figura 2. Según la clasificación presentada en la Figura 1, la reparación del rotor se clasifica como clase 3 de los métodos de reparación de rotores. Preparación del rotor para la soldadura funda en el cuerpo del rotor hasta eliminar una fisura circunferencial y después rellenar la ranura por la soldadura. Clase 6. Reparación por corte de un segmento dañado del rotor y reposición de este segmento axial, con una forja nueva soldada al cuerpo del rotor. Clase 7. Reparación por soldadura de una sección parcial o circunferencial total para recuperar el disco integral. Antes de iniciar el proceso de soldadura, todas las ranuras del disco fueron limpiadas e inspeccionadas con partículas magnéticas para verificar que no hubiera presencia de fisuras. Los resultados de la medición de dureza presentaron valores Hv10 = , que se encontraban dentro de la especificaciones originales del material. El análisis de la microestructura del disco en la zona de las ranuras dañadas reveló una microestructura de bainita de granos finos, que es característica del acero Cr-Mo-V después de revenido. Posteriormente, las cinco ranuras dañadas del disco fueron eliminadas por fresado y rectificado hasta por debajo de la profundidad de las ranuras, dentro del

4 Boletín IIE, abril-junio del Figura 2. Vista general del disco del rotor de la turbina. Figura 3. Daños en los dientes de las ranuras del disco. Figura 4. Técnica de depositado de soldadura en el disco. cuerpo del rotor. El propósito principal de esta forma de preparación fue mantener la zona afectada por la temperatura de la soldadura (ZAC) dentro del cuerpo del disco que tiene una sección geométrica más grande que las ranuras del disco. Recuperación del disco por soldadura Debido a que el disco etapa 1 de la turbina de gas está expuesto a una temperatura máxima alrededor de 438 ºC en operación, se requiere de cierta resistencia a la termofluencia en el material depositado por soldadura. Esta resistencia debe de ser por lo menos tan alta como la del material base del disco del rotor. Para cumplir con estas condiciones, una de las soluciones es el uso del metal de aporte 12% CrMo, que tiene mayor resistencia a la termofluencia, mayor resistencia a la ruptura a temperaturas elevadas y una mejor sensibilidad a la ruptura por termofluencia que el material del disco 1.27Cr1.25Mo0.25V. En estas circunstancias, se decidió depositar la soldadura con el material de aporte 12CrMo usando el proceso de soldadura GTAW (TIG). Para prevenir la difusión del carbón del disco al depósito de soldadura, lo que puede resultar en el ablandamiento del material del disco y fragilización del material de soldadura depositado, se aplicó una técnica especial de soldadura que evita estos dos fenómenos, como se ilustra en la Figura 4. Las dos primeras capas de soldadura fueron aplicadas con el metal de aporte según la especificación AWS SFA 5.28, que tiene una composición química 1.35Cr0.5Mo, similar al metal base. El propósito de este método de depositado, además de lo descrito anteriormente, fue formar una transición gradual en la composición química y las propiedades mecánicas entre el material base del disco, zona afectada por la ZAC y el depósito de soldadura. La primera capa de soldadura fue aplicada sobre el material base con un electrodo de diámetro pequeño, ø=1.6 mm, para transferir poco calor al material base, reducir distorsiones y esfuerzos residuales y para prevenir así la formación de martensita en el material base. La segunda capa de soldadura fue aplicada con un electrodo de diámetro mayor, f=2.4 mm, ajustando los parámetros de soldadura para dos capas a las condiciones que aseguren la refinación completa de la ZAC. En la Figura 5 se muestra el disco, una vez terminada la soldadura. La zona de soldadura en el disco fue maquinada en preparación para una inspección ultrasónica volumétrica de la soldadura y para una inspección por el método de partículas magnéticas en la superficie de la misma. No se encontraron indicaciones significativas en los límites de fusión ni dentro de la soldadura. Antes de iniciar el proceso de soldadura se llevó a cabo una simulación del procedimiento de solda-

5 53 dura y del tratamiento térmico postsoldadura (700 o C/ 12 horas) en una muestra de material similar al material del disco del rotor. Se llevaron a cabo pruebas destructivas, para varias secciones del metal base, metal de soldadura y zona afectada por la ZAC. Los resultados de las propiedades mecánicas de las pruebas estuvieron dentro de los límites aceptables y se presentan en la Tabla 1. Figura 5. Disco del rotor después del proceso de soldadura. Tratamiento térmico postsoldadura El tratamiento térmico postsoldadura para distensionamiento de esfuerzos, se llevó a cabo utilizando un calentamiento local por inducción. Debido a que no se contaba con el equipo para colgar el rotor en posición vertical, que es un método típico para relevado de esfuerzos de rotores en sitio, se tomó la decisión de colocar el rotor en posición horizontal. El rotor fue soportado en sus muñones con la zona soldada en la parte superior del disco. El rotor fue soportado adicionalmente abajo para evitar cualquier distorsión inducida por el calor durante el proceso de tratamiento térmico. El disco fue calentado parcialmente solamente en la zona de soldadura (en la parte superior del rotor). Debido a la diferencia de temperatura entre el lado superior (caliente) e inferior (frío) del rotor, éste tendía a flexionarse hacia arriba. El flexionamiento del rotor hacia arriba debido a su calentamiento de un solo lado fue monitoreado con un indicador de carátula. El rotor fue calentado hasta 700 o C durante 12 horas monitoreando la temperatura con tres termopares instalados en diferentes zonas de la soldadura. Después del tratamiento térmico postsoldadura, la zona de la soldadura fue inspeccionada con partículas magnéticas y ultrasonido. Estas inspecciones no revelaron defectos inaceptables. La inspección metalográfica de la zona de soldadura del disco mostró que la soldadura y la zona afectada por la ZAC tenían una microestructura de bainita de grano fino, similar a la del metal base, y además se confirmó la refinación de granos de la ZAC debido a la aplicación de la técnica de soldadura de revenido de dos pasos. Se llevó a cabo la medición de la dureza en diferentes zonas de la soldadura utilizando un equipo dinámico portátil. Los resultados fueron consistentes con los del material de la forja del disco presentado en la Tabla 1. La técnica de difracción de rayos X fue aplicada para determinar los esfuerzos residuales en la superficie del disco. Las mediciones indicaron que los esfuerzos fueron muy bajos, pues eran de alrededor de<27mpa. Trabajos finales Para maquinar las ranuras en el disco y obtener su geometría final según el diseño, se instaló una fresadora portátil en sitio. Utilizando fresas especiales de diferentes formas y tamaños con un perfil similar a las ranuras del disco, se maquinaron cinco ranuras en el disco etapa 1 como se presenta en la Figura 6. En el proceso se instalaron álabes nuevos en el rotor y se verificó su cabeceo en varias secciones. Finalmente, el rotor fue balanceado y puesto nuevamente en servicio. Conclusiones La soldabilidad de los aceros de baja aleación al Cr- Mo-V utilizados para rotores de alta presión/alta temperatura de turbinas de vapor y de gas, está directamente relacionada con el tiempo de operación de un rotor a temperaturas elevadas, que influyen en la formación del fenómeno de fragilidad de revenido del material del rotor. El material del rotor al Cr-Mo-V con síntomas de fragilidad de revenido desarrollada durante su operación, puede ser muy difícil de soldar, pues puede presentar alta sensibilidad para la fisuración en caliente y fisuración durante el tratamiento térmico postsoldadura. La ubicación de la zona afectada por la ZAC dentro del cuerpo del disco con una sección mayor que las ranuras de álabes más cargadas, es un medio para asegurar el éxito del proceso de reparación del disco del rotor, es decir, la reparación clase 3, que se presenta en la Figura 1. La técnica de soldadura de revenido de dos pasos con inducción de calor controlada elimina las fisuras generadas por el tratamiento térmico y es exitosa para mejorar la ductilidad de la zona afectada por la ZAC a temperatura de operación del rotor.

6 Boletín IIE, abril-junio del Tabla 1. Propiedades mecánicas del material del rotor después de soldadura. Figura 6. Disco del rotor después del mecanizado final de las ranuras. El éxito de la reparación presentada para el rotor de la turbina de gas, está relacionada directamente con la tecnología especializada en soldadura y pruebas no destructivas de alta calidad. El rotor reparado ha estado en operación 5 años sin presentar problemas en la zona rehabilitada. El desarrollo del método de reparación del rotor en sitio resultó en una reducción del tiempo de la turbina fuera de servicio y mostró que la reparación de los rotores de turbinas en sitio puede ser un instrumento económico para el mantenimiento de las turbinas. Agradecimientos Especificación Material base ZAC del ASTM A470-8 del rotor rotor Soldadura Límite de tensión (MPa) Límite de elasticidad 0.2% (Mpa) Elongación (%) Reducción del área (%) Dureza (Hv 10 ) (rotor antes de soldadura) FATT 50 ( o C) K Ic (MPa m) Impacto Charpy (J) Los autores agradecen la participación de la central Turbo Gas Mexicali y de la central geotermoeléctrica Cerro Prieto, por participar en el desarrollo de los trabajos de rehabilitación del rotor con alta calidad que concluyeron en una reparación exitosa, además de ser la primera reparación en sitio de este tipo en el mundo. Referencias Allianz-Handsbuch, der Verhütung. Allianz Versicherungs, AG-VDI- Verlag, ISBN , Berlin, 1984, pp International Gas Turbine and Aeroengine Congress and Exposition, Haya, Paises Bajos, Byron, J. Proceedings: Weld Repair of High-and Intermediate-Pressure Turbine Rotors for Life Extension. GS-6233, EPRI Workshop, Palo Alto, CA, USA, Bush, S. H. Failures in Large Steam Turbine Rotors, Large Steam Turbine Repair: A Survey, EPRI NP-7385, Project 1929, Charlotte NC, USA, Clark, J. N. Manual Metal Arc Welding Modelling: Part 2 Treatment of Multipass Weld. Material Science and Technology, Vol. 1, 1985, pp Clark, R. et al. Development of Techniques for High-Pressure Rotor Weld Repair. EPRI GS- 6233, Project Proceedings: Weld Repair of High and Intermediate-Pressure Turbine Rotors for Life Extension Palo Alto, CA, USA, Clark, J. N. et al. Welding Aspects of the Repair of a 350 MW IP Rotor. EPRI-6233, Project Proceedings: Weld Repair of High and Intermediate-Pressure Turbine Rotors for Life Extension. Palo Alto, CA, USA, Findlan, S. J. y Lube, B. Large Steam Turbine Repair: A Survey, EPRI NP-7385, Project 1929, Charlotte, NC USA, Graves, D. et al. Weld Repair of HP and IP Turbine Rotors. EPRI GS-6623, Project Proceedings: Weld Repair of High and Intermediate-Pressure Turbine Rotors for Life Extension. Palo Alto, CA, USA, Kim, G. S. et al. Weldability Studies in HP and IP Rotors. EPRI GS-6233, Project 2546, Proceedings: Weld Repair of High and Intermediate-Pressure

7 55 Turbine Rotors for Life Extension. Palo Alto, CA, USA, Lam, T. y T. McClosky, T. Reliability Assessment of Turbine Disk Rim Under Stress Corrosión Cracking. PWR-Vol. 32, Joint Power Generation Conference, Denver, CO, USA, Lantzy, D. et al. Weld Repair Procedures and Experience. EPRI CS-4160, Life Assessment and Improvement of Turbo-Generator Rotors for Fossil Plants. Conference Proceedings. Palo Alto, CA, USA, Mazur, Z. y J. Kubiak. Gas Turbine Rotor Disc Repair- Case History. 98-GT-547, ASME Turbo Expo, Land, Sea&Air 98, The 43rd. ASME Gas Turbine and Aeroengine Technical Congress, Stockholm, Suecia, Munson, R. E. y N. D. Russell. Weld Rotor Repair, an Insurer s Perspective. EPRI GS-6233, Project Proceedings: Weld Repair of High and Intermediate- Pressure Turbine Rotors for Life Extension. Palo Alto, CA, USA, Ricker, J. y L. Engel. Engineering Considerations for Field Weld Repair of CrMoV Gas Turbine Rotor. EPRI GS-6233, Project Proceedings: Weld Repair of High and Intermediate-Pressure Turbine Rotors for Life Extension. Palo Alto, CA, USA, Zdzislaw Mazur Czerwiec Ingeniero mecánico y maestro en Ciencias por la Universidad Técnica de Gdansk, Polonia (Politécnico de Gdansk). De 1968 a 1988 trabajó en empresa Zaklady Mechaniczne-Zamech, en Elblag, Polonia, donde desempeñó diversos puestos de importancia. Doctor en Ciencias e Ingeniería de Materiales por la Universidad Autónoma del Estado de Morelos. Labora en el Instituto de Investigaciones Eléctricas desde Actualmen- te impulsa las técnicas de estimación y predicción de vida útil remanente de los componentes de zona caliente de turbinas de gas y técnicas de extensión de vida útil de los componentes de turbinas de gas. Es miembro del Sistema Nacional de Investigadores, Nivel II. Ha publicado 72 artículos en las revistas y conferencias internacionales, obtuvo seis patentes y otros 12 se encuentran en trámite. mazur@iie.org.mx Julián Orozco Servín Ingeniero mecánico por la Universidad de Guadalajara, Jalisco. Desde hace 28 años labora en la Comisión Federal de Electricidad (CFE), donde ha desempeñado puestos como el de Superintendente General de la Central Diesel Eléctrica Punta Prieta II, Superintendente de Turno en la Central Termoeléctrica Punta Prieta II, Superintendente General de la Central Termoeléctrica Punta Prieta II y Subgerente Regional de Generación Baja California, puesto que desempeña desde julian.orozco@cfe.gob.mx Alejandro Hernández Rossete Ingeniero mecánico industrial por el Instituto Tecnológico de Orizaba (1989). Maestro en Ingeniería Mecánica por el Instituto Tecnológico de Estudios Superiores de Monterrey, Campus Estado de México (1995), donde obtuvo mención honorífica al graduarse. Desde 1991 es investigador del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) en el área de Rehabilitación y extensión de vida útil de componentes de la Gerencia de Turbomaquinaria, donde ha dirigido varios proyectos contratados para la CFE y para Pemex. Es coautor de 5 patentes, de 8 artículos técnicos para congresos y revistas internacionales y ha dictado conferencias a nivel nacional e internacional representando al IIE en foros especializados sobre Turbomaquinaria. ahr@iie.org.mx