Procedimiento y dispositivo para medir, probar y/o monitorizar el rendimiento de una turbina.

Procedimiento de monitorización del estado de una turbina, que comprende las etapas de:

- determinar una primera característica de potencia de salida de no red de la turbina;

- permitir a la turbina funcionar durante una cantidad de tiempo;

- determinar una nueva característica de potencia de salida de no red de la turbina, y

- comparar la nueva característica de potencia de salida de no red de la turbina con la característica de potencia de salida no neta inicial, en donde las diferencias en las características de potencia de salida no netas dan indicaciones acerca de la condición de la turbina.

Procedimiento y dispositivo para medir, probar y/o monitorizar el rendimiento de una turbina.

La presente invención se refiere a un procedimiento de monitorización del estado (rendimiento) de una turbina, tal como una turbina accionada por un fluido, por ejemplo una turbina impulsada por viento o líquido. En otro aspecto, la invención se refiere a un sistema de turbina.

Es necesario inspeccionar regularmente una turbina para reducir la posibilidad de experimentar un fallo inesperado. La frecuencia de la inspección de la turbina se determina generalmente por el requerimiento de que debe ser tal como se requiere para mantener el equipo y para asegurar su función operativa. Normalmente se recomienda una frecuencia de una vez por año.

Las turbinas hidráulicas pueden ser utilizadas para expandir el gas natural licuado desde una presión elevada (típicamente entre 40 bar y 150 bar) hasta aproximadamente la presión atmosférica. Puesto que las velocidades de flujo volumétrico del gas natural licuado que fluye a través de las turbinas son del orden de 500 m3/hora, el tamaño de tales turbinas es grande.

La inspección de una turbina tan grande es muy laboriosa, y asociada con este tipo de inspección hay una pérdida de producción de gas natural licuado. Por otro lado, existen grandes consecuencias asociadas con un fallo de un componente de dicha turbina.

Por lo tanto hay una necesidad de un procedimiento simple de vigilancia del estado de una turbina, que se traduce en una valoración cualitativa de la condición. Con la base en esta evaluación, se puede evaluar si la inspección se justifica.

En un aspecto, la invención proporciona un procedimiento de vigilancia del estado de una turbina, que comprende las etapas de:

- determinar una característica de potencia de salida inicial no neta de la turbina;

- permitir que la turbina funcione durante una cantidad de tiempo;

- determinar una nueva característica de potencia de salida no neta de la turbina, y

- comparar la nueva característica de potencia de salida no neta de la turbina con la característica de potencia de salida inicial no neta de la turbina, en donde las diferencias en las características de potencia de salida no netas dan indicaciones acerca de la condición de la turbina.

En otro aspecto de la invención, proporciona un sistema de turbina que comprende:

- una turbina accionable por un flujo de fluido, teniendo dicha turbina un eje de salida al que suministra una potencia de salida durante la operación;

- medios de medición dispuestos en la turbina para medir los parámetros de funcionamiento de la turbina;

- una unidad de vigilancia para vigilar la condición del tren de turbina, cuya unidad de vigilancia está conectada a los medios de medición, dicha unidad de vigilancia comprende una memoria en la que se almacena una característica de potencia de salida no neta inicial de la turbina, así como medios informáticos para calcular una nueva característica de potencia de salida no neta de la turbina-tren generador basada en los parámetros operativos medidos, y un comparador para comparar la nueva característica de potencia de salida no neta con la nueva característica de potencia de salida no neta.

La invención se ilustrará ahora con más detalle, y a modo de ejemplo y con referencia a realizaciones y los dibujos, en los cuales:

La figura 1 muestra esquemáticamente curvas sin carga en un diagrama de flujo de tipo cabeza de una turbina;

La figura 2 muestra esquemáticamente una característica de rendimiento de una turbina hidráulica típica funcionando a velocidad variable;

La figura 3 muestra esquemáticamente un ejemplo típico de una característica sin carga en tres dimensiones;

La figura 4 muestra esquemáticamente la característica sin carga de la figura 3 en dos dimensiones (flujo sin carga y cabeza sin carga) con una curva de entrada de potencia de intersección;

La figura 5 muestra esquemáticamente una característica sin carga para la relación entre la velocidad sin carga y el flujo sin carga;

La figura 6 ilustra el mejor punto de rendimiento de la turbina hidráulica con respecto a la característica sin carga;

La figura 7 muestra esquemáticamente una característica sin carga en dos dimensiones (flujo de masa sin carga vs. cabeza sin carga) para un fluido de dos fases y para un líquido de fase única;

La figura 8 muestra esquemáticamente una característica sin carga en dos dimensiones (flujo de masa sin carga vs. velocidad de la turbina sin carga) para un fluido de dos fases y para un líquido de fase única;

La figura 9 ilustra la determinación de una cabeza clasificada por medio de una característica sin carga y una característica de no velocidad de la turbina;

La figura 10 muestra esquemáticamente una realización preferida de un dispositivo para medir un par de eje para determinar una característica de no velocidad de una turbina;

La figura 11 muestra esquemáticamente otra realización preferida de un dispositivo para medir un par de eje para determinar una característica de no velocidad de una turbina;

La figura 12a muestra esquemáticamente otra realización preferida de un dispositivo para medir un par de eje para determinar una característica de no velocidad de una turbina utilizando una placa;

Figura 12b muestra esquemáticamente una vista desde arriba de la placa;

La figura 13 muestra esquemáticamente una representación esquemática de un sistema de turbina de acuerdo con la invención;

La figura 14 muestra esquemáticamente otra representación esquemática de un sistema de turbina de acuerdo con la invención;

La figura 15 muestra esquemáticamente una disposición típica de una turbina eólica;

La Figura 15a muestra esquemáticamente un detalle de la figura. 15, y La figura 16 muestra una representación esquemática de la optimización de activos operativos.

En esta memoria se describen procedimientos y dispositivos para medir (de forma fiable y precisa) un conjunto de datos que pueden ser utilizados para probar, operar y vigilar el rendimiento de las turbinas. Ambos términos "rendimiento" y "condición" de una turbina se utilizan indistintamente en la especificación y las reivindicaciones.

Los procedimientos y dispositivos descritos son aplicables a todos los tipos de turbinas que están energizadas por un flujo de fluido en la entrada y que convierten la energía de este flujo de entrada en energía de rotación que se puede utilizar desde el eje, y puede ser utilizado para determinar el rendimiento de la turbina y/o para determinar el mejor flujo de eficiencia para el funcionamiento de la turbina.

En un aspecto, se propone un procedimiento de vigilancia del estado de una turbina, que comprende las etapas de determinar una característica de potencia de salida no neta inicial, permitiendo que la turbina funcione durante una cantidad de tiempo, determinar nueva característica de potencia de salida no neta y comparar la nueva característica de potencia de salida no neta con la característica de potencia de salida inicial no neta, en donde las diferencias en las características de potencia de salida no netas dan indicaciones acerca de la condición de la turbina.

En base a dichas diferencias, puede ser determinada la condición de la turbina. Por lo tanto se puede hacer una evaluación cualitativa de la condición de la turbina, que puede ser utilizada para evaluar la necesidad de inspeccionar físicamente la turbina.

Así, la característica de potencia de salida no neta inicial se utiliza como una característica de referencia, o una característica de verificación, de la turbina en cuestión. Una ventaja de este procedimiento es que cualquier nueva característica de potencia de salida no neta (en adelante también puede ser denominada "curva de potencia de salida no neta" de la turbina) se compara así con una característica de referencia fija o característica de verificación en la forma de la característica de potencia de salida no neta inicial (por ejemplo, sin carga) .

Las características de potencia de salida no netas se pueden obtener en la forma de una característica sin carga o una característica sin velocidad. Una característica sin carga idealmente se refiere a una condición en la que la turbina se hace funcionar a un par de cero.... [Seguir leyendo]

1. Procedimiento de monitorización del estado de una turbina, que comprende las etapas de:

- determinar una primera característica de potencia de salida de no red de la turbina;

- permitir a la turbina funcionar durante una cantidad de tiempo;

- determinar una nueva característica de potencia de salida de no red de la turbina, y

- comparar la nueva característica de potencia de salida de no red de la turbina con la característica de potencia de salida no neta inicial, en donde las diferencias en las características de potencia de salida no netas dan indicaciones acerca de la condición de la turbina.

2. Procedimiento según la reivindicación 1, que también comprende además la etapa de determinar el rendimiento de la turbina para un modo de funcionamiento cuando la turbina produce energía neta sobre la base de las características de potencia de salida no netas.

3. Procedimiento según la reivindicación 1 o la reivindicación 2, en el que la determinación de la característica potencia de salida no neta inicial comprende:

- medir uno o más parámetros característicos de rendimiento, seleccionados a partir del flujo (QO, QN) , velocidad de la turbina (NO) y/o la cabeza (HO, HN) , o cualquier combinación de éstos, de la turbina en un modo de funcionamiento cuando la turbina produce una potencia de salida no neta;

- producir la característica de verificación potencia de salida no neta de la turbina sobre la base de uno o más parámetros de rendimiento de las características medidos.

4. Procedimiento según la reivindicación 3, en el que la determinación de la nueva característica de potencia de salida no neta para la turbina comprende:

- medir uno o más parámetros de rendimiento característicos, seleccionado a partir del flujo (QO, QN) , velocidad de la turbina (NO) y/o la cabeza (HO, HN) , o cualquier combinación de éstos, de la turbina en el modo de funcionamiento cuando la turbina produce una potencia de salida no neta;

- producir la característica de potencia de salida no neta de la turbina sobre la base de uno o más parámetros característicos de rendimiento medidos.

5. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que también comprende la etapa de determinar la condición de la turbina sobre la base de las diferencias entre la nueva característica de potencia de salida no neta y la característica de potencia de salida no neta inicial.

6. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que dicha cantidad de tiempo durante la cual se permite a la turbina funcionar es una cantidad de tiempo predeterminada.

7. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que las características de potencia de salida no neta a ciertos intervalos de tiempo son determinadas con el fin de vigilar el rendimiento de la turbina en el tiempo.

8. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que las características de potencia de salida no netas se determina mientras que la turbina se opera en una condición de no carga bajo los valores de entrada conocidos para el flujo, la cabeza, la energía hidráulica y las propiedades del fluido durante la medición del uno o más parámetros de rendimiento.

9. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que las características de potencia de salida no netas se determinan mientras que la turbina se opera en una condición de no velocidad, mientras que es sometida a los valores de entrada conocidos para el flujo, la cabeza, la energía hidráulica y las propiedades del fluido durante la medición de los parámetros de rendimiento.

10. Procedimiento según la reivindicación 8, que también comprende:

- determinar un punto de intersección entre la característica de no carga medida de la turbina y una curva de entrada de potencia constante, y

- comparar el punto de intersección con un punto de intersección de referencia entre una característica de no carga anteriormente medida de la turbina y la curva de entrada de potencia constante para determinar si las pérdidas hidráulicas han aumentado o disminuido.

11. Sistema de turbina, que comprende:

- una turbina accionable por un flujo de fluido, dicha turbina tiene un eje de salida al que suministra una potencia de salida durante el funcionamiento;

- medios de medición dispuestos en la turbina para medir los parámetros de funcionamiento de la turbina;

- una unidad de vigilancia para vigilar la condición del tren de turbina, estando dicha unidad de control conectada a los medios de medición, comprendiendo dicha unidad de control una memoria en la que se almacena una característica de potencia de salida no neta inicial de la turbina, así como medios informáticos para calcular una nueva característica de potencia de salida no neta del tren de turbina-generador basado en los parámetros operativos medidos, y un comparador para comparar la nueva característica de potencia de salida no neta con la característica de potencia de salida no neta inicial.

12. Sistema de turbina según la reivindicación 11, que también comprende

- una unidad de control de la turbina conectada a la unidad de vigilancia, y dispuesta para generar señales de control para controlar el funcionamiento de la turbina;

en el que la unidad de vigilancia está adaptada para generar una o más señales representativas del funcionamiento y/o condición de la turbina que se proporcionan a la unidad de control.

13. Sistema de turbina según la reivindicación 11 ó 12, en el que la turbina está comprendido en un tren de turbinagenerador, que comprende además un generador conectado al eje de salida, para la transformación de la potencia de salida entregada por la turbina en el eje de salida en energía eléctrica.

14. Sistema de turbina según la reivindicación 11, en el que la turbina está comprendida en un tren de turbinagenerador, que comprende además un generador conectado al eje de salida, para la transformación de la potencia de salida entregada por la turbina en el eje de salida en energía eléctrica, y que comprende además

- una unidad de control de la turbina conectada a la unidad de supervisión, y dispuesta para generar señales de control para controlar el funcionamiento del tren de turbina-generador; en el que la unidad de control está adaptada para generar una o más señales representativas del funcionamiento y/o condición del tren turbinagenerador, que se proporcionan a la unidad de control.

15. Sistema de turbina según una cualquiera de las reivindicaciones 11 a 14, en el que dichos parámetros operativos se seleccionan del grupo que consta de flujo (QO, QN) , velocidad de la turbina (NO) y cabeza (HO, HN) .