PT Training Manual [PDF]

Zitiervorschau

GE Power

Manutenção da turbina a gás Combustível duplo 9E.03 Ciclo combinado SOYO Angola Turbinas n.º 890362, 363, 365 e 366 Geradores n.º 954X221, 222, 223 e 224

2017

g

Todos os direitos reservados pela General Electric Company. Não são permitidas cópias sem o consentimento prévio por escrito da General Electric Company. O texto e as instruções de sala de aula oferecidas com este documento foram concebidos para familiarizar os estudantes com as boas práticas geralmente aceites para a operação ou manutenção de equipamentos e/ou sistemas. Não pretendem ser exaustivos nem se destinam a ser específicos dos produtos de qualquer fabricante, incluindo dos produtos da General Electric Company; e a Empresa não aceitará qualquer responsabilidade pelo trabalho realizado com base no texto ou na instrução de sala de aula. As especificações de operação e manutenção do fabricante são o único guia fidedigno em qualquer situação específica; e relativamente a tudo o que neles for omisso, o fabricante deverá ser consultado. Os materiais contidos no presente documento destinam-se exclusivamente a fins educativos. Este documento não estabelece especificações, procedimentos de funcionamento nem métodos de manutenção para nenhum dos produtos referenciados. Consulte sempre os materiais escritos oficiais (etiquetas) fornecidos com o produto para obter informações sobre as especificações, procedimentos de funcionamento e requisitos de manutenção. Materiais de formação da propriedade da GE. A utilização destes materiais está limitada a agentes e empregados da GE ou a outras partes expressamente licenciadas pela GE. A utilização não licenciada é estritamente proibida.

© 2017 General Electric Company

GE Power

Manutenção da turbina a gás Combustível duplo 9E.03 / Ciclo combinado SOYO Angola Turbinas n.º 890362, 363, 365 e 366 Geradores n.º 954X221, 222, 223 e 224 2017

Separador 1

Separador 2

Descrição da unidade MS9001EA Noções básicas da turbina a gás MS9001EA Noções básicas da turbina a gás MS9001E – Descrição do ciclo

GT Basics_PT A00203_PT

Listas técnicas e prefácio dos desenhos para Quadro 9E

GT_9E_BOM_ Foreword_A_PT

Guia do utilizador O Et Mm Disposição - Geral Medidas de segurança para o pessoal Resumo dos riscos residuais

389A9186_PT 115T2880_PT 198A4717_PT 403A2301_PT

GT 9EA Documentos de referência e desenhos Descrição da turbina a gás

ommd_gt_9e_ e1433_a_PT

Secções principais do conjunto da turbina a gás Disposição da base da turbina Suportes da base da turbina Princípios de operação do compressor da turbina a gás de fluxo axial Conjunto do rotor do compressor Conjunto do disco do compressor Secções de exaustão, turbina e combustão EA Rotor da turbina 9EA Bocal de primeiro estágio da turbina a gás (MS9001EA) Disposição do bocal, Turb - Est1 Conjunto do anel, Suporte - Est1 Bocal de segundo estágio da turbina a gás (MS9001EA Disposição do bocal, Turb - Est2 (9E) Bocal de terceiro estágio da turbina a gás (MS9001EA) Disposição do bocal, Turb - Est3 Secção da turbina - Refrigeração e vedação Conjunto de revestimento - Combustão Conjunto da peça de transição Conjunto de velas de ignição Disposição do rolamento n.º 2

B00367C_PT GTBSH1_PT GTBSH2_PT GTCPSR_PT 9EA CPSR Model_PT GTWHASM Model_PT TSEA Model_PT TURB Model_PT GT9E_9ENZ1_PT 102T8803TP_PT 188D7762TP_PT GT9E_9ENZ2_PT 101T9158TP_PT GT9E_9ENZ3_PT 102T1036TP_PT B00344 9EA REV_PT 102T0079TP_PT 114T8044TP_PT 196D1985TP_PT 9EA BRG2_PT

Manutenção da turbina a gás Combustível duplo 9E.03 / Ciclo combinado SOYO

1

GE Power Separador 3

Considerações de manutenção

GER 3620_PT

Separador 4

Práticas padrão

109T9861_PT

Separador 5

Inspeção com boroscópio

OMMM_BI_9E_V1_A_PT

Separador 6

Limpeza – Compressor e turbina

GEI 41042_PT

Separador 7

Inspeção da combustão

ommm_ci_9e_v1_a_PT

Separador 8

Inspeção do Percurso do Gás Aquecido

ommm_hgpi_9e_v1_a_PT

Separador 9

Inspeção geral

ommm_mi_9e_v1_a_PT

Inspeção da caixa

TIL 1628_GT shell external surface_PT

Separador 11

Guia do programa de manutenção de dispositivos auxiliares

ommm_gt_auxiliaries_ f_v1_PT

Separador 12

Instrução de alinhamento e desenhos Instruções de alinhamento básico em campo Local alinhamento instrução

372A8896_PT 113A6143_PT

9E Itens lista modos (MLI0 406)

ommm_91-104E8224_9e _v1_d_PT

Pesos e CG (MLI 0407) Unidade de autorização (MLI 0404)

205D4098_PT 146E3430_PT

9E GT Desenhos dimensão movimentação de rotor

ommm_205D4676_9e_ v1_b_PT

Separador 13

Sistema de engrenagem rotativa de roda de roquete

OMMM_RWTGS_9E_V1_A_PT

Separador 14

Sistema de dispositivos de controlo da turbina Descrição do sistema de turbina dos dispositivos de controlo Diagrama esquemático – Dispositivo de controlo PP – Turbina (ML 0415) Resumo do dispositivo (ML 0414) Mont. conduta - Espaço entre rodas TC fase1 Rolamento 1 - Instrum. Rolamento 1 Metal TC Rolamento 2 - Instrum. Rolamento 3 - Instrum.

ommd_0415_9e_e1433_a_PT 115T4302_PT 115T6170_PT 301C1145_PT 209D7604_PT 242C6165_PT 209D7605_PT 209D7606_PT

Óleo lubrificação GT / Sistemas de óleo hidráulico Descrição do sistema do óleo de lubrificação Diagrama esquemático - Sistema do óleo de lubrificação (ML 0416) Descrição do sistema de alimentação hidráulica Diagrama esquemático - Fornecimento hidráulico (ML 0434)

ommd_0416_9e_e1433_a_PT 115T2930_PT ommd_0434_9e_e1433_a_PT 115T2931_PT

Separador 10

Separador 15

Manutenção da turbina a gás Combustível duplo 9E.03 / Ciclo combinado SOYO

2

GE Power Separador 16

Diagramas esquemáticos sistemas auxiliares turbina de gás Ar de Vedação e Arrefecimento (ML 0417) Água de refrigeração (ML 0420) Refrigeradores da pá do ventilador (RML811)

Agenda manutenção preventiva

Lista de instrumentação e válvulas de controlo Meios de arranque (0421) Gás combustível (ML 0422) Fornecimento de gás combustível (RML2G0)

Separador 17

115T5700_PT 115T6125_PT 115T8747_PT e1433_811_ommm1_ preventivemaintenance_a_PT e1433_811_ommm2_ instrumentationandcontrolval veslist_a_PT

Agenda manutenção preventiva

115T5002_PT 115T2906_PT 115T8745_PT e1433_2g0_ommm1_prevent ive_maintenance_a_PT

Sistema de combustível líquido Combustível líquido (0424) Estrutura envio destilado leve P&ID (RML2C1) Estrutura de filtragem de destilado leve P&ID Ar de Pulverização (0425)

115T6384_PT 115T8743_PT 115T8744_PT 115T5701_PT

Sistema de Proteção contra Incêndios Proteção contra incêndios (ML 0426) Sistema de proteção contra incêndios (RML 240) Sistema de aquecimento de ar de admissão (MLI 432) Aquecimento e ventilação (ML 0436) Água lavagem compressor (ML 0442) Injeção de água (0462) Palhetas guia de admissão (ML 0469) Admissão e exaustão (0471) Deteção de gás perigoso (ML 0474) Purga do combustível (0477) Monitor de desempenho (ML 0492)

115T3559_PT 115T8741_PT 115T5702_PT 115T3560_PT 115T6127_PT 115T5326_PT 115T2932_PT 115T3307_PT 115T3561_PT 115T5703_PT 115T4303_PT

Desenhos e manutenção do gerador Descrição do gerador 9A5 Placa de dados (BF7O) Montagem final gerador 9A5 (B9G) Diagrama esquemático (0440) Resumo dispositivo gerador (DVLG) Esquema do óleo de elevação (GJ4S) Descrição estrutura óleo de elevação (G4AG) Criação de um programa de manutenção eficaz Limpeza e produtos de limpeza Manutenção Montagem e desmontagem do rotor Peso das peças do gerador (B8B0) Diafragma folga do gerador (D5A)

GEK 116603_PT 115T2960_PT 127E6204_PT 116T6542_PT 116T4341_PT 109T2229_PT 154C7025_PT GEK 103566_PT GEI 85802_PT GEK 95130_PT GEK 111313_PT 365B3409_PT 135E6434_PT

Manutenção da turbina a gás Combustível duplo 9E.03 / Ciclo combinado SOYO

3

GE Power Desenhos de Referência (Estas informações apenas são fornecidas em CD) Símbolos da tubagem Glossário de Termos Nomenclatura básica do dispositivo Tabelas de conversão internacional Especificações fluído turbina de gás Recomendações de óleo de lubrificação Sistema de ar de instrumentos da estação Especificações de gases combustíveis Requisito da água de refrigeração Especificações do combustível líquido Limpeza do compressor Monitorização de óleo de lubrificação

Manutenção da turbina a gás Combustível duplo 9E.03 / Ciclo combinado SOYO

277A2415_H_1_PT C00023_PT A00029B_PT GEK 95149_PT

GEK 32568_PT GEK 106689_PT GEI 41040_PT GEI 41004_PT GEI 41047_PT GEI 41042_o_PT 91-438752_C_1_PT

4

Separador 1

GE Power Systems

Noções básicas da turbina de gás

Secções principais da montagem da turbina a gás MS7001FA COMBUSTÃO GÁS COMBUSTÍVEL COMBUSTÍVEL LÍQUIDO

REVESTIMENTO

PEÇA DE TRANSIÇÃO

DIFUSOR

INJECÇÃO DE ÁGUA/VAPOR

AR PULVERIZADO

GERADOR

ENTRADA DE AR B00293 7/2001

COMPRESSOR

TURBINA

EXAUSTÃO

GE Power Systems

GÁS DE EXAUSTÃO

ADMISSÃO DE AR

EIXO DE ACCIONAMENTO INTERNO ACESSÓRIOS

COMPRESSOR

TURBINA

POTÊNCIA ÚTIL COMBUSTOR COMBUSTÍVEL ADMISSÃO DE AR

COMPRESSÃO

COMBUSTÃO DA INJECÇÃO DE COMBUSTÍVEL

EXPANSÃO (POTÊNCIA)

CICLO SIMPLES DA TURBINA DE GÁS

EXAUSTÃO

GE Power Systems

Admissão de ar

Ciclo simples da turbina de gás

Gás de exaustão Eixo de accionamento interno

Compressor

Turbina Potência

Combustível

útil

Combustor

Ciclo de Brayton Pressão

Temp.

Volume Data de revisão: 02/10/2000

Entropia Propriedade da Power Systems University – Informações confidenciais apenas para fins de formação

GE Power Systems

Fluxo de ar

LÂMINAS DO ESTATOR

LÂMINAS DO ROTOR

LÂMINAS DO ESTATOR

Pressão

LÂMINAS DO ROTOR

Perfil de pressão

Data de revisão: 02/10/2000

Propriedade da Power Systems University – Informações confidenciais apenas para fins de formação

GE Power Systems

Fluxo de gás

PÁ MÓVEL DA TURBINA

PÁ ESTÁTICA DA TURBINA

PÁ MÓVEL DA TURBINA

Pressão

PÁ ESTÁTICA DA TURBINA

Perfil de pressão

Data de revisão: 02/10/2000

Propriedade da Power Systems University – Informações confidenciais apenas para fins de formação

GE Power Systems

Nota: apenas para fins de instrução ENTRADA DE AR

TURBINA

COMPRESSOR

EXAUSTÃO

COMBUSTÃO

TURBINA DE GÁS Níveis de temperatura e pressão na carga base

PRESSÃO TEMPERATURA

ALTA

AMBIENTE

TEMPERATURA

PRESSÃO

GE Power Systems

Para padronizar o desempenho da turbinas a gás em diversas condições atmosféricas, os seguintes critérios foram estabelecidos como referência para condições do ar ambiente:

Data de revisão: 02/10/2000

Propriedade da Power Systems University – Informações confidenciais apenas para fins de formação

Percentagem do design

GE Power Systems

Taxa de aquecimento

Fluxo de Exaustão

Consumo de Calor

Saída

Temp. de entrada do compressor (Graus F)

Percentagem do design

GE Power Systems

Taxa de aquecimento

Fluxo de Exaustão

Perm Cons.

Saída

Temp. de entrada do compressor (Graus F)

GE Power Systems

Percentagem do design

Nota: Apenas para fins de instrução:

Taxa de aquecimento

Fluxo de Exaustão Perm Cons. Saída

Temperatura de entrada do compressor (Graus F)

GE Power Systems

Temperatura de queima ISO • Temperatura de entrada da turbina de referência • Não é uma temperatura física • Inferior à temperatura de queima real, conforme definido pela GE

GE Power Systems Injector de 1.ª fase

Temperatura de explosão GE Temp. útil superior Quando o mecanismo é extraído Chama de combustão Temp. superior na turbina a gás

Data de revisão: 02/10/2000

Propriedade da Power Systems University – Informações confidenciais apenas para fins de formação

GE Power Systems

Curva de correcção da altitude Altitude vs pressão atmosférica e altitude vs factor correcção para saída turbina a gás e consumo de combustível

Factor de correcção

Pressão atmosférica – PSIA

Factor de

Pressão atmosférica

Altitude – mil pés

correcção

GE Power Systems

Curva de correcção da altitude Altitude vs pressão atmosférica e altitude vs factor correcção para saída turbina a gás e consumo de combustível

Pressão

Factor de

atmosférica –

correcção

PSIA

Altitude – mil pés

GE Power Systems

Curva de correcção da altitude Altitude vs pressão atmosférica e altitude vs factor correcção para saída turbina a gás e consumo de combustível

Pressão

Factor de

atmosférica –

correcção

PSIA

Altitude – mil pés

GE Power Systems

Curva de correcção da altitude Altitude vs pressão atmosférica e altitude vs factor correcção para saída turbina a gás e consumo de combustível

Pressão

Factor de

atmosférica –

correcção

PSIA

Altitude – mil pés

GE Power Systems

Curva de efeito da humidade Nota: Apenas para fins de instrução.

Humidade específica ISO de 0,0064 lbs. de vapor de água/lbs. de ar seco

Taxa de aquecimento

Factor de correcção

Potência de saída

Humidade específica (Lb. de vapor de água/Lb. de ar seco)

GE Power Systems

Curva de efeito da humidade Nota: apenas para fins de instrução

Humidade específica ISO de 0,0064 lbs. de vapor de água/lbs. de ar seco

Taxa de aquecimento

Factor de correcção

Potência de saída

Humidade específica (Lb. de vapor de água/Lb. de ar seco)

GE Power Systems

Curva de efeito da humidade Nota: apenas para fins de instrução Humidade específica ISO de 0,0064 lbs. de vapor de água/lbs. de ar seco

Taxa de aquecimento

Factor de correcção

Potência de saída

Humidade específica (Lb. de vapor de água/Lb. de ar seco)

Nota: apenas para fins de instrução

Efeito da refrigeração

DIMINUIÇÃO NA TAXA DE AQUECIMENTO (PERCENTAGEM)

GE Power Systems

10% HUM. REL. 20% HUM. REL. 30% HUM. REL. 40% HUM. REL. 50% HUM. REL. 60% HUM. REL.

10% HUM. REL. 20% HUM. REL. 30% HUM. REL. 40% HUM. REL. 50% HUM. REL. 60% HUM. REL.

na saída e taxa de aquecimento

AUMENTO NA SAÍDA (PERCENTAGEM)

evaporativa

TEMPERATURA AMBIENTE – GRAUS F

GE Power Systems

Efeitos de queda de pressão – 7FA % de efeito na Saída Taxa de aquecimento

Efeito na Temp de exaustão

4 pol. água – Entrada

-1,54

0,56

3,0 F

4 pol. água – Exaustão

-0,56

0,56

3,0 F

Efeitos de queda de pressão – 9FA 4 pol. água – Entrada (10.0 mbar) 4 pol. água – Exaustão (10.0 mbar)

Data de revisão: 02/10/2000

-1,19

0,21

1,3 ºF (0,7 ºC)

-0,21

0,21

1,3 ºF (0,7 ºC)

Propriedade da Power Systems University – Informações confidenciais apenas para fins de formação

GE Power Systems

Nota: apenas para fins de instrução

% de aumento da taxa de aquecimento

Efeitos do entupimento e/ou danos no desempenho do compressor

5% de perda de fluxo de ar

% de diminuição da saída

Diminuição do índice de pressão – % Data de revisão: 02/10/2000

Propriedade da Power Systems University – Informações confidenciais apenas para fins de formação

GE Power Systems

% Efeito na taxa de aquecimento

Nota: apenas para fins de instrução

% Efeito na saída

Efeitos na extracção de ar

Temperatura ambiente

NOÇÕES BÁSICAS DA TURBINA A GÁS Modelo da série 9001E

Turbina a gás para trabalhos pesados de ciclo simples, eixo único

id0002

Figura 1

GERAL A figura 1 representa uma turbina a gás para trabalhos pesados de ciclo simples, eixo único da General Electric. É um motor de combustão interna que produz energia através de um ciclo semelhante aos ciclos Otto ou Diesel em que os três ciclos são compostos pelas mesmas quatro fases: compressão, combustão, expansão e exaustão. Existem, no entanto, diferenças nos detalhes dos três ciclos que convém analisar.

O ciclo Diesel O ciclo Diesel, figura 3, é semelhante, excepto que a combustão ocorre a uma pressão constante (2–3). Isto é realizado ao injectar combustível a uma taxa suficiente para compensar pela alteração do volume. Em seguida, a expansão e a exaustão ocorrem como no ciclo Otto. P = PRESSÃO V = VOLUME

O ciclo Otto No ciclo Otto, figura 2, o curso de compressão (de 1 a 2) é seguido pela combustão de volume constante (2 a 3) resultando no aumento da pressão. A pressão provoca a expansão (3 a 4) com a exaustão a ocorrer entre os pontos 4 e 1.

P = PRESSÃO V = VOLUME

Figura 2 Ciclo Otto

A00203

1

Figura 3 Ciclo Diesel

O ciclo de Brayton Em ambos os ciclos Otto e Diesel, ocorre uma perda devido à queda de pressão envolvida no curso de exaustão. Esta perda é evitada ao criar um ciclo em que o curso de exaustão é maior do que o curso de compressão permitindo assim que o fluido de trabalho seja expandido para a pressão atmosférica. Tal ciclo foi desenvolvido e é denominado de ciclo de Brayton (figura 4). É igualmente denominado um Ciclo de pressão constante uma vez que a combustão e a exaustão ocorrem a uma pressão constante. NOÇÕES BÁSICAS DA TURBINA A GÁS

Quando o ciclo de Brayton é calculado para um processo de fluxo estável, obtemos o ciclo da turbina a gás simples.

Descrição Geral O modelo da turbina a gás da série 9001E é um módulo de energia de 3000 rpm, eixo único, ciclo simples que basicamente necessita apenas de combustível e das respectivas ligações e uma fonte de energia de CA para o arranque da turbina. O MS9001E está igualmente disponível numa configuração de ciclo combinado para aplicação que utilizem um Gerador de vapor de recuperação de calor ou dispositivo semelhante.

P = PRESSÃO V = VOLUME

UNIDADE DA TURBINA A GÁS Figura 4 Ciclo de Brayton

No ciclo simples da turbina a gás, a combustão e a exaustão ocorrem a pressão constante e a compressão e a expansão ocorrem continuamente, em vez de forma intermitente como nos ciclos Otto ou Diesel. Isto significa que a potência da turbina a gás está continuamente disponível, enquanto que em motores alternativos, o disparo da potência está apenas disponível no curso de expansão. A figura 5 representa esquematicamente o hardware necessário para o ciclo. Os pontos nas figuras 4 e 5 são consistentes. No ponto 1, o ar entra no compressor (c). O ar de descarga do compressor de alta pressão no ponto 2 é misturado com combustível no queimador (b). O produto desta combustão contínua no ponto 3 entra na turbina (t) e é expandida para a pressão atmosférica (ponto 4). A turbina fornece a potência para accionar o compressor e a carga (neste caso, um gerador).

A unidade da turbina a gás é composta por um compressor de fluxo axial de 17 fases e uma turbina de potência trifásica. Cada secção, rotor do compressor e rotor da turbina é montado em separado e, em seguida, montado em conjunto. Os parafusos ligam as rodas do rotor do compressor às extremidades dianteira e traseira do eixo. O rotor da turbina também utiliza uma construção de parafusos com rodas de espaçador entre as rodas da primeira, segunda e terceira fases. O rotor montado é um design de três rolamentos que utiliza rolamentos axiais de segmento basculante e elípticos de fornecimento de pressão. O design de três rolamentos garante que as velocidades críticas do rotor são acima da velocidade de funcionamento e permite folgas ideais entre a cápsula/cuba da turbina.

COMPONENTES DA TURBINA – VISÃO GERAL Os componentes principais da turbina a gás são os componentes do rotor, principalmente o compressor de fluxo axial e as rodas da turbina; os componentes imóveis, principalmente as caixas do compressor, cápsula da turbina e bocais; e os componentes de combustão.

COMBUSTÍVEL

GER

AR

c = COMPRESSOR b = QUEIMADORES t = TURBINA

Figura 5 Noções básicas da turbina a gás

NOÇÕES BÁSICAS DA TURBINA A GÁS

2

A00203 A00203

Compartimento

Bocais

As caixas compõem a espinha dorsal estrutural da turbina a gás. Esta estrutura suporta os elementos rotativos através das chumaceiras, funciona como um navio de pressão que contém os fluidos de funcionamento da turbina de ar comprimido e gases de combustão, fornecendo uma superfície de rotação para as lâminas funcionarem, mantendo uma folga radial e axial mínima e, por conseguinte, um desempenho ideal.

As turbinas da General Electric são de design de fase de alta energia ou por impulsos (ou seja, conversão de pressão e calor no bocal). A queda de alta pressão ao longo do bocal provoca uma elevada velocidade (energia cinética) aos gases de combustão. Esta energia é direccionada para as cubas que utilizam esta energia para rodar o eixo, accionado o compressor axial e a carga.

Sistema de Combustão Compressor A função do compressor de fluxo axial é fornecer ar de alta pressão às câmaras de combustão para a produção de gases quentes necessários para operar a turbina. Uma vez que apenas uma porção da sua potência é utilizada para combustão, o compressor também serve como uma fonte de ar de refrigeração para os bocais da turbina, rodas da turbina, peças de transição e outras porções da via de gás quente. O ar entra pela entrada do compressor de múltiplas fases onde é comprimido da pressão atmosférica para, aproximadamente, 8,95 a 12,92 bar (130 a 185 psig), dependendo do tamanho da estrutura. Isto fornece uma relação de pressão do compressor de, aproximadamente, 10:1 para 13.5:1, novamente dependendo do tamanho da estrutura. C.R =

Press. atmos.+ Pressão de desc. do compressor Pressão atmosférica

O ar que é continuamente descarregado do compressor irá ocupar um volume mais pequeno na descarga do compressor do que na entrada e, devido ao aquecimento durante a compressão, terá uma temperatura entre 315 C e 360C (600 F a 680 F).

Turbina As rodas da turbina são uma área de principal importância dado que são o ponto em que a energia cinética dos gases quentes é convertida em energia rotativa e mecânica útil pelas cubas da turbina. Isto produz a potência necessária para cumprir com os requisitos de carga e accionar o compressor de fluxo axial.

A função geral do sistema de combustão é fornecer a energia de aquecimento ao ciclo da turbina a gás. Isto é realizado ao queimar combustível misturado com o ar de descarga do compressor. Os gases de combustão são então diluídos com ar em excesso para alcançar a temperatura de gás pretendida na entrada do bocal da turbina da 1.ª fase. O sistema de combustão é composto por um número de câmaras de combustão semelhantes. O ar de descarga do compressor é distribuído para estas câmaras onde é purgado para um revestimento de combustão cilíndrico. O combustível é injectado para a extremidade dianteira dos revestimentos onde é misturado com o ar de descarga do compressor e a combustão ocorre, criando assim gases quentes com temperaturas em excesso de 1650 C (3000 F) na zona de chama. Para além de ser utilizado para combustão, o ar de descarga do compressor relativamente frio actua como um lençol que protege os revestimentos do calor de combustão. Para além da refrigeração dos revestimentos de combustão, o ar de descarga do compressor é misturado com os gases de combustão a jusante da zona de reacção da combustão, refrigerando e diluindo os gases que agora passam através das peças de transição para o bocal da 1.ª fase da turbina. A quantidade de ar necessária para refrigerar a parede de revestimento e diluir o gás quente para a temperatura desejada no bocal da 1.ª fase é cerca de quatro vezes superior à necessária para uma combustão completa; este "ar em excesso" na exaustão da turbina torna possível instalar queimadores auxiliares num Gerador de vapor de recuperação de calor, se tal for pretendido. A operação esquemática da turbina a gás de ciclo simples, eixo único pode ser vista na figura 6.

A00203

3

NOÇÕES BÁSICAS DA TURBINA A GÁS

AR ATMOSFÉRICO

IGNIÇÃO (PARA ARRANQUE) EXAUSTÃO

AR COMPRIMIDO

GASES QUENTES CÂMARA DE COMBUSTÃO

SAÍDA DE BINÁRIO PARA ACESSÓRIOS ACCIONADOS

COMBU STÍVEL TURBINA

COMPRESSOR

SAÍDA DE BINÁRIO PARA CARGA ACCIONADA

ENTRADA DE BINÁRIO DO DISPOSITIVO DE ARRANQUE

ROTOR

Figura 6 Funcionamento da turbina a gás de ciclo simples

GE Power Systems Training

NOÇÕES BÁSICAS DA TURBINA A GÁS

4

A00203

GE Energy Rev.: A Página: 1/6 MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO LISTA DE MATERIAL E DESENHOS

LISTA DE MATERIAL E DESENHOS PREÂMBULO PARA A ESTRUTURA 9E

Todos os direitos reservados Copyright

GT_9E_BOM_FOREWORD_A_PT

Data: Dez. 2012

GE Energy Rev.: A Página: 2/6 MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO LISTA DE MATERIAL E DESENHOS

RESUMO DO DOCUMENTO 1.

INTRODUÇÃO ..................................................................................................................... 3

2.

FINALIDADE ........................................................................................................................ 3

3.

INSTRUÇÕES DE PESQUISA ............................................................................................ 3

4.

LISTA DE ITENS DA LISTA DE MODELOS GE (MLI) E DESIGNAÇÕES .............. 3

02 – Instrumentação da turbina a gás .......................................................................................... 3 05 – Injector de combustível e conjuntos de controlo ................................................................. 3 06 – Componentes acessórios ....................................................................................................... 4 07 – Disposição dos compartimentos da turbina e de combustão................................................. 4 08 – Compartimentos e peças do compressor ............................................................................. 4 09 – Disposições dos tubos, módulos e conjuntos .......................................................................... 4 10 – Permutadores de calor, filtros, válvulas ............................................................................... 5 11 – Disposição das condutas elétricas e conjuntos ..................................................................... 5 12 – Sistema de ignição e sensores de vibração ........................................................................... 6 13 - Disposição da palheta do compressor, rotor da unidade e conjuntos de acoplamento ....... 6 14 – Injectores e diafragmas ......................................................................................................... 6 15 –Rolamentos da turbina .......................................................................................................... 6 16 – Conjuntos e caixas da unidade .............................................................................................. 6 A – Equipamento opcional da turbina ........................................................................................... 6

Todos os direitos reservados Copyright

GT_9E_BOM_FOREWORD_A_PT

Data: Dez. 2012

GE Energy Rev.: A Página: 3/6 MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO LISTA DE MATERIAL E DESENHOS

1. INTRODUÇÃO A GE Energy Services poderá ter fornecido ao proprietário/operador, em cópia separada, uma lista de “Recomendação de peças de substituição” que inclui o preço e os dados do ciclo de entrega para este projecto. Esta lista é fornecida para permitir ao proprietário/operador do equipamento seleccionar peças de substituição específicas que serão fornecidas pela GE. As listas de materiais (BOM) contidas nesta secção baseiam-se numa configuração das unidades CONFORME EXPEDIÇÃO. Quaisquer alterações levadas a cabo à(s) unidade(s) após a expedição NÃO são reflectidas.

2. FINALIDADE As listas de materiais e desenhos associados são uma listagem coordenada, não incluindo preços ou dados do ciclo de entrega, que são fornecidos apenas para referência. A presente documentação é útil para o leitor compreender a estrutura de disposição dos desenhos da turbina a gás e peças e encontrar/identificar os seus componentes. Não fornecemos esta documentação como principal meio de encomenda de peças. Todos os desenhos contêm informações propriedade da General Electric e deverão ser usadas apenas pelo utilizador final sem qualquer comunicação externa. Para questões adicionais relacionadas com peças de substituição contacte o seu Representante GE local.

3. INSTRUÇÕES DE PESQUISA As listas de peças e desenhos são agrupadas e apresentadas com base nos quatro dígitos da codificação de itens da lista de modelos GE (MLI). A pesquisa de componentes principal poderá ser efectuada através da funcionalidade de pesquisa do software, pesquisando ou por MLI ou por designação. Os MLI dos componentes também estão listados no resumo da turbina a gás disponível na secção Definições anterior no volume relativo à Turbina a Gás.

4. LISTA DE ITENS DA LISTA DE MODELOS GE (MU) E DESIGNAÇÕES Os componentes aqui enumerados são classificados mediante quatro dígitos dos itens da lista de modelos (MLI) GE. 02 – Instrumentação da turbina a gás 0218 0219 0235

DISPOSIÇÃO DO TERMOPAR, RODA DA TURBINA, FASE 1 DISPOSIÇÃO DA INSTRUMENTAÇÃO, COMPARTIMENTO DE DESCARGA DO COMPRESSOR DISPOSIÇÃO DA INSTRUMENTAÇÃO, ROLAMENTO

05 – Injector de combustível e conjuntos de controlo 0502 0510 0511 0512 0513

DISPOSIÇÃO DO CONTROLO, SISTEMAS ACESSÓRIOS DISPOSIÇÃO DA BOMBA DE COMBUSTÍVEL LÍQUIDO VÁLVULA DE FECHO, COMBUSTÍVEL LÍQUIDO CONJUNTO DOS INJECTORES DE COMBUSTÍVEL, COMBUSTÍVEL DUPLO CONJUNTO DOS INJECTORES DE COMBUSTÍVEL, COMBUSTÍVEL GASOSO

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Data: Dez. 2012

GE Energy Rev.: A Página: 4/6 MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO LISTA DE MATERIAL E DESENHOS

0514 0516 0533 0538 0546 0548 0557 0559 0566

CONJUNTO DOS INJECTORES DE COMBUSTÍVEL, COMBUSTÍVEL LÍQUIDO CONJUNTO DA VÁLVULA, DERIVAÇÃO, COMBUSTÍVEL LÍQUIDO DISPOSIÇÃO DA SERVOVÁLVULA, VÁLVULA DE DERIVAÇÃO DE COMBUSTÍVEL LÍQUIDO DISPOSIÇÃO DOS MEIOS DE ARRANQUE DISPOSIÇÃO DO CAPTADOR MAGNÉTICO DISPOSIÇÃO DO ACTUADOR, PALHETAS GUIA DE ENTRADA DISPOSIÇÃO DO TRANSDUTOR, UNIDADE DISPOSIÇÃO DO SENSOR, ENTRADA/EXAUSTÃO INJECTOR DE COMBUSTÍVEL, SECUNDÁRIO (DLN1)

6 - Componentes acessórios 0606 0628 0637

UNIDADE DE ACCIONAMENTO, ACESSÓRIO, FINAL BOMBA, HIDRÁULICA, AUXILIAR, ALTA PRESSÃO DISPOSIÇÃO DO TERMOPAR, REMOVÍVEL

7 - Disposição dos compartimentos da turbina e de combustão 0701 0702 0703

DISPOSIÇÃO DA CÂMARA, COMBUSTÃO DISPOSIÇÃO DO CONJUNTO DE PEÇAS DE TRANSIÇÃO, COMBUSTÃO CONJUNTO DA TAMPA E REVESTIMENTO, COMBUSTÃO

0705 0706 0712 0717 0719

DISPOSIÇÃO DO COMPARTIMENTO, TURBINA CONJUNTO DA ESTRUTURA, EXAUSTÃO COMPARTIMENTO, CAPA EXTERNA DE COMBUSTÃO DISPOSIÇÃO DO CONJUNTO DE PEÇAS DE TRANSIÇÃO, COMBUSTÃO DISPOSIÇÃO DO COMPARTIMENTO, COMBUSTÃO EXTERNA

08 – Compartimentos e peças do compressor 0801 0802 0803 0805 0811 0813

CONJUNTO DO COMPARTIMENTO, ENTRADA E 1º ROLAMENTO DO COMPRESSOR CONJUNTO DO COMPARTIMENTO, COMPRESSOR, FRENTE CONJUNTO DO COMPARTIMENTO, COMPRESSOR, TRASEIRA CONJUNTO DO COMPARTIMENTO, COMPRESSOR, DESCARGA PALHETA GUIA DE ENTRADA, VARIÁVEL COMPARTIMENTO, ENTRADA DO COMPRESSOR, MECANIZADO

09 – Disposições dos tubos, módulos e conjuntos 0903 0904 0905

DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, RESERVATÓRIO DE ÓLEO INTERNO DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, RESERVATÓRIO DE ÓLEO EXTERNO DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, ALIMENTAÇÃO DE ÓLEO LUBRIFICANTE E DRENAGEM

0908 0909 0910

DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, ÓLEO DE CONTROLO DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, AR DE REFRIGERAÇÃO E VEDAÇÃO DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, COMBUSTÍVEL LÍQUIDO

0914 0915 0916 0918

DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, ÓLEO LUBRIFICANTE/ÁGUA DE REFRIGERAÇÃO DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, ÁGUA DE REFRIGERAÇÃO/TURBINA DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, MEIOS DE ARRANQUE DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, PURGA DOS INJECTORES DE COMBUSTÍVEL

0920 0921

DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, DRENAGEM ARRANQUE FALSO DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, DESCARGA DO COMPRESSOR, PURGA Todos os direitos reservados Copyright

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Data: Dez. 2012

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0922 0924 0926 0938 0940 0947 0953 0956 0960 0961 0962 0963 0965

DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, AR DE PULVERIZAÇÃO DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, EXTRACÇÃO DE AR CONJUNTO DO ARMÁRIO, MANÓMETRO INSTALAÇÃO, AQUECEDORES DE IMERSÃO, ÓLEO LUBRIFICANTE DISPOSIÇÃO DO PERMUTADOR DE CALOR E DO FILTRO, ÓLEO LUBRIFICANTE CONJUNTO DO COLECTOR, HIDRÁULICO DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, LAVAGEM DO COMPRESSOR DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, ÁGUA DE REFRIGERAÇÃO, AR DE PULVERIZAÇÃO DISPOSIÇÃO DA DRENAGEM, LAVAGEM DA TURBINA E COMPRESSOR DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, COMBUSTÍVEL LÍQUIDO, TURBINA DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, COMBUSTÍVEL GASOSO, TURBINA DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, ÁGUA DE REFRIGERAÇÃO E ÓLEO LUBRIFICANTE, TURBINA DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, AR DE PULVERIZAÇÃO, TURBINA

0968 0969 0972 0974 0976

DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, INJECÇÃO DE ÁGUA DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, INTERLIGAÇÃO DA BASE DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, ESTRUTURA DE EXAUSTÃO DO AR DE REFRIGERAÇÃO DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, ARMÁRIO PARA BASE MANÓMETRO DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, DRENAGEM DAS JUNTAS PLENAS DE EXAUSTÃO

0982 0983 0984 0987 0991 0992

DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, AR DE REFRIGERAÇÃO E VEDAÇÃO, INFERIOR DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, AR DE PULVERIZAÇÃO, TURBINA DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, ALIMENTAÇÃO DE ÓLEO LUBRIFICANTE E DRENAGEM, 3º ROLAMENTO DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, SISTEMA DE MONITORIZAÇÃO DO DESEMPENHO MÓDULO DE COMBUSTÍVEL GASOSO MÓDULO DE COMBUSTÍVEL LÍQUIDO

10 – Permutadores de calor, filtros, válvulas 1001 1006 1007 1047

PERMUTADOR DE CALOR, ÓLEO LUBRIFICANTE BOMBA, ÓLEO LUBRIFICANTE, AUXILIAR BOMBA, EMERGÊNCIA/ ÓLEO LUBRIFICANTE COMPRESSOR, AR, ARRANQUE DA PULVERIZAÇÃO

11 – Disposição das condutas eléctricas e conjuntos 1103 1104 1105

DISPOSIÇÃO DAS CONDUTAS, COMPARTIMENTO DA TURBINA DISPOSIÇÃO DAS CONDUTAS, COMPARTIMENTO DE ACESSO DISPOSIÇÃO DAS CONDUTAS, CABLAGEM DO CAMPO

1109 1110 1112 1118 1121 1123 1127 1138 1153 1154

DISPOSIÇÃO DAS CONDUTAS, DISPOSITIVOS DE TEMPERATURA DO ÓLEO LUBRIFICANTE DISPOSIÇÃO DAS CONDUTAS, MEIOS DE ARRANQUE DISPOSIÇÃO DAS CONDUTAS, ARMÁRIO DO MANÓMETRO DISPOSIÇÃO DAS CONDUTAS, TERMOPARES DO ESPAÇO DA RODA DETECTOR DE CHAMAS DISPOSITIVOS DAS CONDUTAS, BOMBAS DO ÓLEO LUBRIFICANTE DISPOSIÇÃO DAS CONDUTAS, DETECTORES DE CHAMAS CONJUNTO DA CAIXA DE JUNÇÃO DISPOSIÇÃO DAS CONDUTAS, COMPARTIMENTO ACESSÓRIO, NÍVEL BAIXO DISPOSIÇÃO DAS CONDUTAS, BASE DA TURBINA Todos os direitos reservados Copyright

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Data: Dez. 2012

GE Energy Rev.: A Página: 6/6 MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO LISTA DE MATERIAL E DESENHOS

1158 1159 1160 1198

DISPOSIÇÃO DAS CONDUTAS, COMPARTIMENTO ACESSÓRIO, NÍVEL ALTO DISPOSIÇÃO DAS CONDUTAS, COMPARTIMENTO DA TURBINA, NÍVEL BAIXO DISPOSIÇÃO DA CABLAGEM, ÁREA DE EXAUSTÃO COMPOSTO DE ENCHIMENTO DA CAIXA DE JUNÇÃO

12 – Sistema de ignição e sensores de vibração 1214 POSICIONAMENTO DA MOLA DA VELA 13 - Disposição da palheta do compressor, rotor da unidade e conjuntos de acoplamento 1301 1302 1309 1313 1314 1319

DISPOSIÇÃO DA PALHETA, ESTATOR DO COMPRESSOR CONJUNTO DOS ROTORES, COMPRESSOR E TURBINA HARDWARE, ACOPLAMENTO DE CARGA ACOPLAMENTO, ENGRENAGEM ACESSÓRIA PROTECÇÃO, ACOPLAMENTO, ENGRENAGEM ACESSÓRIA ACOPLAMENTO, SAÍDA RÍGIDA

14 – Injectores e diafragmas 1401 1402 1403 1409

DISPOSIÇÃO DO INJECTOR, TURBINA 1ª FASE DISPOSIÇÃO DO INJECTOR, TURBINA 2ª FASE CONJUNTO DO ANEL, SUPORTE INJECTOR 1ª FASE DISPOSIÇÃO DO INJECTOR, TURBINA 3ª FASE

15 – Rolamentos da turbina 1501 1502 1503 1507 1510

CONJUNTO DO ROLAMENTO 1 CONJUNTO DO ROLAMENTO 2 CONJUNTO DO ROLAMENTO 3 DISPOSIÇÃO DO ROLAMENTO, IMPULSO, ALTA PRESSÃO CARCAÇA, ROLAMENTO 1

16 – Conjuntos e caixas da unidade 1603 1604 1612 1614 1625

DISPOSIÇÃO DE PERNOS DE FIXAÇÃO DISPOSIÇÃO DE PERNOS E CAVILHAS CONJUNTO DAS JUNTAS PLENAS, ENTRADA CONJUNTO DA CAIXA, COMPARTIMENTO DA TURBINA CONJUNTO DAS JUNTAS PLENAS, EXAUSTÃO

A – Equipamento opcional da turbina A042 A044 A053 A125

DISPOSIÇÃO DO SISTEMA DE EXAUSTÃO DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, VENTILAÇÃO DO RESERVATÓRIO DE ÓLEO DISPOSIÇÃO DOS TUBOS, CAMPO DE INTERLIGAÇÃO TUBAGEM, LAVAGEM COM ÓLEO LUBRIFICANTE, CAMPO

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Data: Dez. 2012

31-Oct-2013-10:07

NÚM. DE REFERÊNCIA: ECH. / ESCALA DATA

03/10/2013

15/10/2013

15/10/2013

NOM / NOME:

SOBAN BORIS

KLEINPRINTZ PHILIPPE

GROSSI STEPHANIE

VISTO

SOBAN BORIS

KLEINPRINTZ PHILIPPE

GROSSI STEPHANIE

Nenhuma FORMATO / TAMANHO

A4

REDIG / PRODUZIDO

VERIFIE / VERIFICADO:

APPROUVE / APROVADO

VÁLIDO

TITRE / TÍTULO

GUIDE UTILISATEUR DE L O ET MM

GUIA DO UTILIZADOR E MM REVISÃO This document, exclusive property of GE Energy Products France SNC is strictly confidential. It must not be communicated, copied or reproduced without our previous written consent.

N.º

389A9186 DT-1C

FL. N.º

INSTRUCTION DE MODIFICATION

ECO0121130 Secção Doc.

ENOVIA

Este documento, propriedade exclusiva de GE Energy Products France SNC é estritamente confidencial. Não pode ser transmitido, copiado ou reproduzido sem o nosso consentimento prévio, por escrito.

C

MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO (O&MM)

SECÇÃO

N.º 389A9186_PT

GUIA DO UTILIZADOR PÁGINA : 1/15

Manual de O&M do cliente Guia do utilizador

Modif.

C

Data

4 de julho de 2013

Data: 4/12/08 Nome: Equipa de O&M da GE

DT-1C

SECÇÃO N.º

389A9186_PT

MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO (O&MM) - GUIA DO UTILIZADOR

Todos os direitos reservados pela General Electric Company. No copies permitted without the prior written consent of the General Electric Company. . © General Electric Company, 2013. Informações confidenciais da GE. Todos os direitos reservados

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MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO (O&MM) - GUIA DO UTILIZADOR

Resumo 1. 2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5

3. 3.1 3.2 3.3

4.

Finalidade do manual ................................................................................... 4 Considerações gerais no O&MM ................................................................. 4 Informações contidas .................................................................................................................................................................4 Tradução ............................................................................................................................................................................................4 Exclusão ..............................................................................................................................................................................................4 Considerações proprietárias ...................................................................................................................................................5 Responsabilidades ........................................................................................................................................................................5

Atualizações do manual ............................................................................... 5 Revisões do manual .....................................................................................................................................................................5 Comentários do cliente ..............................................................................................................................................................5 Atualizações durante a operação comercial..................................................................................................................6

Estrutura e conteúdos do Manual de Funcionamento e Manutenção 6

4.1 Introdução .........................................................................................................................................................................................8 4.2 Segurança .........................................................................................................................................................................................8 4.3 Vantagem das Peças GE (apenas entrega de Manual on-line e de pen-drive) ............................................8 4.4 Solução de reparação (apenas Manual online e entregas de unidades flash) ............................................8 4.5 Otimizador de inatividade (apenas Manual online e entregas de unidades flash).....................................9 4.6 Cartas de informação técnica ................................................................................................................................................9 4.7 Índice principal ................................................................................................................................................................................9 4.7.1 - Turbina a gás ...........................................................................................................................................9 4.7.2 - Sistemas auxiliares da turbina a gás ................................................................................................10 4.7.3 - Módulos dos sistemas auxiliares da turbina a gás ........................................................................ 11 4.7.4 - Caixas acústicas .................................................................................................................................... 11 4.7.5 - Gerador ................................................................................................................................................... 11 4.7.6 - Sistemas auxiliares do gerador .......................................................................................................... 11 4.7.7 - Meios de arranque elétricos ................................................................................................................ 12 4.7.8 - Evacuação de energia elétrica ........................................................................................................... 12 4.7.9 - Sistemas de distribuição de energia.................................................................................................. 12 4.7.10 - Equipamento de controlo .................................................................................................................. 12 4.7.11 - Equipamento de monitorização........................................................................................................ 12 4.7.12 – Balanço do Equipamento das Instalações (BOP) (se aplicável)................................................... 12 4.7.13 - Equipamento do Ciclo Combinado (CC) (se aplicável) ................................................................... 13 4.8 Procurar dados de O&M de um componente ............................................................................................................. 13

5. As ferramentas da publicação ...................................................................... 13

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MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO (O&MM) - GUIA DO UTILIZADOR

1. Finalidade do manual A GE Energy fornece um conjunto abrangente de Manuais de Funcionamento e de Manutenção (O&MM) bem como documentação de referência para ajudar o "Utilizador final" no funcionamento e manutenção do equipamento fornecido no âmbito do contrato. Este guia fornece informações relevantes para se compreender o princípio do Manual de Funcionamento e Manutenção. Contém uma breve descrição do formato e do conteúdo do Manual de O&M.

2. Considerações gerais no O&MM 2.1

Informações contidas

O conjunto de Funcionamento e de Manutenção do Cliente encontra-se organizado por forma a proporcionar ao utilizador informações de referência importantes e específicas do projeto. Uma vez que as filosofias de Funcionamento e Manutenção variam de cliente para cliente, a GE Energy não tenta impor procedimentos específicos, tenta isso sim, proporcionar limitações básicas e requisitos criados pelo tipo de equipamento fornecido. As informações fornecidas nos manuais destinam-se a tornar intrínsecos os conhecimentos básicos de um Utilizador acerca do funcionamento e manutenção de equipamentos complexos deste tipo. Este Manual O&M não se destina a ser um guia operacional passo a passo. Espera-se que, se o Utilizador precisar de assistência adicional ou de mais pormenores acerca do seu equipamento, consultem diretamente com o seu representante local da GE. As informações constantes do conjunto do Manual O&M foram desenvolvidas a partir das especificações do equipamento padrão da GE Energy. Sempre que possível, no momento da publicação, foram incluídas alterações das informações, para esse equipamento, que são especificadas no contrato e também para equipamentos adicionais fornecidos pela GE Energy, que foram fabricados por terceiros. A datação da publicação e a natureza permanente do aperfeiçoamento do design pode significar que as características do equipamento fornecido podem ser diferentes das apresentadas nesta publicação. Nenhuma responsabilidade poderá ser imputada à GE Energy por erros, omissões ou discrepâncias desta natureza.

2.2

Tradução

A GE fornece Manuais de O&M traduzidos como exigido pelo contrato e/ou códigos locais e requisitos de conformidade regulamentares. Nota para os tradutores: Os desenhos e as listas de materiais não estão traduzidos. A GE anexa uma página com um glossário em Inglês - Idioma traduzido solicitado do vocabulário existente no esquema respetivo. A Especificação de controlo (MLI A010) foi parcialmente traduzida. O capítulo Definições de configuração de E/S e os painéis de constantes não foram traduzidos. Tal como todos os documentos provenientes do soft (cópias do ecrã) também não são traduzidos.

2.3

Exclusão

O Manual de O&M não inclui documentação para e não se destina a ser um guia para: Manual de operação e de manutenção de parceiros Engenharia e Design Fabrico Montagem inicial Remessa Instalação Primeiro comissionamento Formação Listas de peças sobressalentes para encomenda Registos de qualidade 4 / 13

MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO (O&MM) - GUIA DO UTILIZADOR Desmontagem e fim da assistência NOTA: A GE Energy pode fornecer documentação específica pormenorizada em Manuais separados para as matérias acima mencionadas.

2.4

Considerações proprietárias

Os dados, esquemas e outras informações constantes neste Manual são as informações confidenciais e privadas da GE Energy. São divulgadas confidencialmente ao Utilizador e aos seus operadores do equipamento fornecido pela GE Energy nos termos do contrato referido exclusivamente para a sua utilização no funcionamento e manutenção desse equipamento. Não é concedida licença ao fabrico de equipamentos de substituição, componentes ou outras finalidades. Parte alguma desta publicação pode ser reproduzida ou copiada de qualquer forma ou maneira (incluindo os sistemas eletrónico, mecânicos, fotocópias, registo, tradução ou outro sistema de recuperação de informação) sem autorização prévia, por escrito, do Proprietário dos direitos de autor.

2.5

Responsabilidades

As instruções constantes neste Manual pressupõem que os operadores já têm uma compreensão global dos requisitos para o funcionamento em segurança dos equipamentos mecânicos e elétricos em ambientes potencialmente perigosos envolvendo gás e combustíveis líquidos no local em causa. Estas instruções devem, portanto, ser interpretadas e aplicadas em conjunto com práticas de engenharia sólidas, e de acordo com todas as orientações de segurança fornecidas. É imperativo que todas as normas de segurança e disposições regulamentares aplicáveis no local sejam seguidas para proporcionar o funcionamento seguro dos equipamentos no local.

3. Atualizações do manual 3.1

Revisões do manual

A GE disponibiliza os Manuais de O&M on-line (E-book), pen-drive e cópias impressas opcionais aos clientes em simultâneo. Assim que a documentação em falta estiver disponível e os comentários dos clientes forem recebidos, é preparado e distribuído um pacote de revisão. Assim que o manual estiver terminado e o manual final (também denominado versão O&MM "como construído" (ou as-built)) for emitido, a GE não fornecer atualizações regulares em papel ou versões eletrónicas. As revisões abrangidas por contratos separados (FMI, CMU, etc.) serão emitidas sob a forma de uma adenda em separado ou como uma atualização do Manual de O&M existente. Os esquemas do O&MM (Manual de Funcionamento e Manutenção) destinam-se apenas a apoiar a documentação técnica no manual e não constituem a emissão oficial dos esquemas ao cliente. É a função do ficheiro de esquemas as-built, oficialmente transmitido ao cliente para além do O&MM, de modo a refletir as alterações da instalação.

3.2

Comentários do cliente

Em caso de observações a serem feitas à questão do O&MM, o cliente deve especificar para cada uma delas: ¾ ¾ ¾ ¾ ¾

Referência do projeto Versão e data de emissão do O&MM Idioma, se aplicável (a língua de referência permanece o Inglês) Volume, peça, secção, nome do documento, parágrafo Equipamento, sistema ou subsistema em causa.

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MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO (O&MM) - GUIA DO UTILIZADOR A fim de identificar, sem ambiguidade, a localização das informações comentadas, a utilização de folhas de cálculo pode ser apropriada para esta finalidade. Veja o exemplo abaixo: No

Volume

Peças

Secção

Documento de identificação

Comentário

1

TURBINA A GÁS

Operação

Interpretação dos alarmes OMMO_5_93_Exxxx_EN_V3_A

página 49, LQ2PN_ALM não existe

2

SISTEMA AUXILIAR DA TURBINA A GÁS

Sistema de combustível gasoso

Alimentação de combustível gasoso/componente

ficheiro ilegível e páginas em falta

3

SISTEMA AUXILIAR DA TURBINA A GÁS

Sistema de admissão e exaustão

Filtro de ar (MLIA040)

4

SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA

MCC

Operação

07037-VD-001_D

Exxx_B51_OMMO_Operation_A

Operação anticongelamento e detalhes em falta A sequência de carga MCC ao transferir para o motor Diesel Essencial está em falta

As observações dos clientes devem ser recebidas, o mais tarder, até 3 meses após a expedição do O&MM.

3.3

Atualizações durante a operação comercial

Assim que o manual estiver terminado e o manual final for emitido, a GE não fornece atualizações regulares em papel ou versões passíveis de entrega em pen-drive. As atualizações emitidas pela GE Energy na forma de alterações específicas ou em termos mais generalizados publicadas, dever-se-ão reunir os Boletins de Serviço numa pasta complementar. Em particular, a GE Energy emite periodicamente Cartas de Informação Técnica (TIL) para informar os utilizadores da existência de informações novas ou alteradas referentes ao funcionamento ou manutenção do equipamento. Em resumo, os documentos TIL são considerados suplementos à documentação O&M existente. (Consultar o parágrafo 4.6 abaixo).

4. Estrutura e conteúdos do Manual de Funcionamento e Manutenção O Manual de Funcionamento e Manutenção é introduzido por ¾ ¾ ¾ ¾

Introdução Medidas de segurança para o pessoal Comunicações técnicas (Cartas de informação técnica: TILs) Índice principal

E, então, divididos nos seguintes volumes, se for o caso, contendo partes e secções: ¾ Turbina a gás ¾ Sistemas auxiliares da turbina a gás ¾ Módulos dos sistemas auxiliares da turbina a gás ¾ Caixas acústicas ¾ Gerador ¾ Sistemas auxiliares do gerador ¾ Meios de arranque elétricos ¾ Evacuação de energia elétrica ¾ Sistemas de distribuição de energia ¾ Equipamento de controlo ¾ Equipamento de monitorização ¾ Equipamento de equilíbrio da instalação (equipamento BOP) ¾ Equipamento de ciclo combinado (CC) Os Manuais de O&M estão repartidos por Sistema, Subsistema, MLI e depois, em alguns casos, por componentes individuais. A estrutura de todas as secções é determinada pelo equipamento discutido na secção e, o conteúdo e o nível variarão para corresponderem com o equipamento instalado. As secções a seguir são uma breve descrição do que normalmente está incluído nos Manuais de O&M. 6 / 13

MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO (O&MM) - GUIA DO UTILIZADOR Estrutura típica do O&MM no Webbook

Volume Peças

Volume

Peças Secções Subsecções

Nota sobre a codificação GE para sistemas/equipamentos: A seguinte codificação interna da GE é dada como referência a títulos/subtítulos e dentro da documentação O&MM como meio de boa comunicação entre os utilizadores e a GE. São utilizados dois sistemas de codificação GE principais: 



MLI, ou seja Model List Items, utilizados nos sistemas acessórios / equipamentos / componentes / esquemas do GT fechado. Esta codificação é composta por 4 dígitos alfanuméricos, por exemplo: MLI 0418 para o sistema de óleo de explosão da turbina a gás. RML, ou seja Reference Model List, utilizada para os sistemas acessórios / equipmentos remotos do GT. Esta codificação é composta por 3 dígitos alfanuméricos, por exemplo: RML 270 para o tanque reservatório.

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MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO (O&MM) - GUIA DO UTILIZADOR

4.1

Introdução

A introdução inclui: ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾

4.2

Manual de funcionamento e manutenção - guia do utilizador Disposição geral de equipamentos fornecidos pela GE Diagrama monofásico Tabelas de interfaces mecânicas Especificação de dados locais Especificações da pintura

Segurança

Esta secção contém informações para ajudarem no funcionamento seguro das instalações e podem especificamente conter as seguintes informações: ¾ ¾ ¾ ¾

Medidas de segurança para o pessoal Resumo de riscos residuais Informações e recomendações sobre o ruído Áreas perigosas

Esta documentação contém informações consideradas necessárias à segurança e precauções ao trabalhar com ou perto do equipamento GE fornecido. Os documentos são projetados para fornecer informações acerca das responsabilidades a serem tomadas pelo utilizador final e das precauções para se evitarem riscos durante a manutenção. Esta documentação não reúne todas as informações para a segurança do pessoal, mas é de responsabilidade do utilizador final definir os procedimentos de segurança e manter o pessoal ciente dos perigos. Os operadores devem ter uma compreensão global dos requisitos para o funcionamento em segurança dos equipamentos mecânicos e elétricos em ambientes potencialmente perigosos envolvendo gás e combustíveis líquidos no local. As instruções devem ser interpretadas e aplicadas em conjunto com as normas de segurança e disposições regulamentares aplicáveis no local e os requisitos específicos para o funcionamento de outros equipamentos no local. Além disso, quando aplicável, encontram-se incluídas instruções de segurança específicas antes da parte descritiva do equipamento fornecido.

4.3

Vantagem das Peças GE (apenas entrega de Manual on-line e de pen-drive)

Esta secção contém um link que o direcionará para as Vantagens das Peças GE, que oferece uma ferramenta abrangente de fácil utilização para aceder a partes de informação e às recomendações, bem como obter orçamentos, converter orçamentos em encomendas e acompanhar as suas encomendas em tempo real da colocação à entrega.

4.4

Solução de reparação (apenas Manual online e entregas de unidades flash)

Esta secção contém um link que o direcionará para a Rede Internacional de Serviços de Reparação da GE, onde pode:   

Localizar um centro de assistência Pedir um orçamento para serviços de reparação Verificar o estado da sua reparação

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MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO (O&MM) - GUIA DO UTILIZADOR

4.5

Otimizador de inatividade (apenas Manual online e entregas de unidades flash)

Esta secção contém um link que o direcionará para a Otimizador de Indisponibilidade que é projetado para substituir os muitos papéis soltos e formas confusas que eram dantes uma parte necessária do processo de interrupção, o Otimizador de Indisponibilidade acelera o planeamento, reduz o tempo de resposta da orçamentação e torna a colaboração com a equipa de assistência muito mais conveniente. A ferramenta Otimizador de inatividade permite-lhe:   

4.6

Analisar os seus dados técnicos Analisar as suas opções de atualização de modo a melhorar o desempenho Pedir um orçamento para serviços de reparação

Cartas de informação técnica

As Cartas de Informação Técnica (TIL) são emitidas periodicamente para as turbinas e geradores GE, utilizadores e pessoal de serviço para fornecer informações atualizadas acerca do funcionamento e manutenção dos equipamentos fornecidos pela GE. A distribuição das TIL é feita pelo Departamento de Serviços de Geração de Energia Elétrica ou pelos escritórios do Departamento Internacional dos Sistemas de Energia Elétrica. Em resumo, os documentos TIL são considerados suplementos à documentação do Manual de O&M existente. Esta secção contém uma descrição do processo da Carta de informação técnica. Os TIL adequados são fornecidos aos clientes quando publicados.

4.7

Índice principal

O Índice Principal resume o conteúdo do conjunto do manual. Foi construído como uma ferramenta genérica para conduzir o utilizador a um sistema principal. Cada volume, parte e secção tem o seu próprio índice para facilitar a localização dos documentos. 4.7.1 - Turbina a gás Reúne os documentos compilados em oito partes:  Descrição Esta parte descreve o conjunto da turbina a gás: o compressor, sistema de combustão e as fases da turbina.  Funcionamento Esta parte é dividida em três secções: ¾

Princípio de funcionamento Este documento apresenta a estrutura de trabalho para o funcionamento da turbina a gás. ¾ Sequências do funcionamento Este documento aborda a sequência normal de funcionamento da turbina a gás. ¾ Interpretação dos alarmes Este documento fornece uma lista de alarmes e sua interpretação.  Desempenhos O documento de desempenho ensina o operador como utilizar as curvas de desempenho inerentes para estimar e avaliar a saída da turbina, o consumo específico de calor e a eficácia.

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MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO (O&MM) - GUIA DO UTILIZADOR  Definições e lista de disparos da turbina Esta parte contém o Resumo do Dispositivo, a Especificação de Controlo e a lista de disparos da turbina. ¾ ¾ ¾

O Resumo do dispositivo fornece as definições da instrumentação da turbina a gás; A especificação de controlo fornece as configurações do sistema de controlo. A lista de disparos descreve todos os disparos relacionados com a proteção da turbina a gás

Nota: para o equipamento auxiliar GT não direto (identificado pela codificação RML), consultar o sistema em causa, na subsecção Manutenção  Manutenção Esta parte fornece informações para a inspeção e manutenção da turbina, dos seus acessórios e dos sistemas auxiliares durante a vida útil do equipamento. São indicados os procedimentos recomendados para o agendamento de inspeções e planeamento de paragens para manutenção. As práticas padrão para a desmontagem, a inspeção de componentes e montagem são descritas em detalhe.  Listas de materiais e desenhos Estas listas incluem os componentes detalhados, esquemas da turbina a gás e os seus respetivos acessórios próximos.  Acoplamentos Esta parte fornece informações sobre o acoplamento de carga e acoplamento de acessórios. 4.7.2 - Sistemas auxiliares da turbina a gás Este volume contém todas as informações sobre os sistemas auxiliares GT.  Introdução A introdução contém o documento normativo com a definição de todos os símbolos para o Diagrama da Tubagem e Mecanismo (P&ID)  Especificações do fluido Esta parte inclui todas as especificações da GE relacionadas com sistemas de fluidos de turbinas a gás.  Programa de manutenção para auxiliares da turbina a gás O documento está relacionado com a manutenção dos acessórios de turbinas a gás é um guia para os técnicos de manutenção do utilizador final. O objetivo deste documento é dar o intervalo de manutenção e as recomendações para os sistemas acessórios de turbinas a gás e seus componentes. As atividades de manutenção recomendadas neste guia são típicas e não pertencem a qualquer modelo de equipamento de instalações específicas. Uma lista típica e não exaustiva é fornecida abaixo, dependendo do âmbito do contrato da GE:          

Instrumentação da turbina a gás (controlo/dispositivos de medição) Sistema de lubrificação Sistema de refrigeração e vedação de ar Sistema de disparo de óleo Sistema de ar do instrumento Sistema de água de refrigeração Sistema dos meios de arranque Sistema de combustível gasoso Sistema de combustível líquido Sistema de ar atomizado

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MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO (O&MM) - GUIA DO UTILIZADOR                

Sistema de deteção e proteção contra incêndios Sistema de injeção de vapor Sistema de aquecimento da drenagem de entrada Sistema de fornecimento hidráulico Sistema de aquecimento e ventilação Sistema de limpeza Sistema de lavagem do compressor Sistema de injeção de água Sistema de pás condutoras de entrada Sistema de admissão e exaustão Sistema de deteção de gases perigosos Sistema de purga de combustível Sistema de monitorização do desempenho Sistema inibidor de combustível Sistema da engrenagem de carga e de acessórios Ligações de tubagens diversas

Todos os equipamentos/subsistemas relacionados com estes sistemas têm o seu título seguido pela sua codificação GE entre parênteses (MLI ou RML). Cada equipamento/subsistema é estruturado num máximo de sete partes, conforme aplicável:    

  

Segurança (se aplicável) Diagrama esquemático Descrição O funcionamento (exceto quando já abordados no capítulo Funcionamento da Turbina a Gás, que é o caso para a maioria dos sistemas operados a partir do Painel de Controlo da Turbina Speedtronic) Manutenção (exceto quando já abordado no capítulo Manutenção da turbina a gás) Lista de peças e Esquemas (exceto quando já abordados no capítulo Listas Técnicas de Turbinas a Gás e Esquemas) Literatura sobre componentes

4.7.3 - Módulos dos sistemas auxiliares da turbina a gás Esta secção fornece uma descrição de cada módulo auxiliar: módulos de gás combustível, acessórios, combustível líquido/ar de pulverização, combustível líquido/ar de pulverização/injeção de água… dependo do âmbito do contrato da GE. 4.7.4 - Caixas acústicas Esta secção descreve as cabinas acústicas previstas para a turbina a gás, os seus auxiliares e o gerador, dependendo do âmbito GE do contrato. 4.7.5 - Gerador Este volume é dividido em partes que dizem respeito ao Gerador, reunindo os documentos compilados por secções. 4.7.6 - Sistemas auxiliares do gerador O volume do Sistema do Gerador Auxiliar contém informações acerca dos componentes acessórios do gerador. Estes componentes podem incluir filtro de entrada de ar, sistema de monitorização do controlo de gás, sistema de vedação de óleo... conforme aplicável.

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MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO (O&MM) - GUIA DO UTILIZADOR 4.7.7 - Meios de arranque elétricos Este volume faz parte do manual O&M apenas para a instalação da turbina a gás a começar pelo próprio gerador. Pode incluir o conversor de frequência estático, equipamento de controlo do arrancador estático e transformador do arrancador estático.... conforme aplicável. 4.7.8 - Evacuação de energia elétrica Este volume contém informações sobre a evacuação de energia elétrica. Pode incluir o disjuntor da unidade, Barramentos de MT, compartimento do gerador auxiliar, célula do gerador de MT, quadro do gerador MT, cabina do terminal do gerador..., conforme o caso 4.7.9 - Sistemas de distribuição de energia Este volume contém informações relacionadas com alimentação CA e CC Pode incluir os componentes abaixo indicados conforme o caso: ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾

Bateria, bastidor da bateria e acessórios relacionados Carregador da bateria Centro de controlo do motor Recipiente do quadro de distribuição LV Recipiente do quadro de distribuição MV Recipiente, funções diversas

4.7.10 - Equipamento de controlo Este volume descreve a turbina a gás e os painéis de controlo do gerador Pode incluir os componentes abaixo indicados conforme o caso: ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾

Compartimento Compacto de Controlo Eléctrico/Electrónico (PEECC) Sistema de controlo da turbina a gás Speedtronic Interface homem-máquina Sistema de controlo do gerador Painel de proteção do gerador Painel de excitação do gerador Painel auxiliar

4.7.11 - Equipamento de monitorização Este volume inclui equipamento de monitorização, tal como: ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾

Monitorização de vibrações Monitor de gases perigosos Deteção de gás Gestor de dados de vibração da estação Analisador de fumo Motor de análise de descarga parcial

4.7.12 – Balanço do Equipamento das Instalações (BOP) (se aplicável) O equipamento BOP, quando fornecido, é o equipamento previsto para a central elétrica, não diretamente relacionado com uma Unidade de Turbina a Gás. A documentação do equipamento BOP está estruturada de acordo com as disciplinas (mecânica, elétrica, controlo e monitorização...), incluindo os respetivos sistemas fornecidos.

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MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO (O&MM) - GUIA DO UTILIZADOR 4.7.13 - Equipamento do Ciclo Combinado (CC) (se aplicável) O equipamento de Ciclo Combinado, quando fornecido, é o equipamento previsto para a central elétrica diretamente relacionada com o Gerador a Vapor Decorrente da Recuperação de Calor (HRSG), a Turbina a Vapor e os respetivos acessórios. O equipamento de Ciclo Combinado é estruturado de acordo com cada parte do equipamento (HRSG, turbina a vapor...)

4.8

Procurar dados de O&M de um componente As instruções a seguir são um guia para ajudar os utilizadores do O&MM a encontrarem facilmente os dados de O&M de um componente. Ao trabalhar com uma versão eletrónica ou on-line, realizar uma pesquisa utilizando a tag componente ou o número do dispositivo GE. Se o componente fizer parte de um sistema acessório GT direto, abrir o resumo o dispositivo no Volume "Turbina a Gás", Parte "Configurações e Lista de Disparos da Turbina" e verificar o sistema MLI associado.

5. As ferramentas da publicação A fim de responder ao constante crescimento das expectativas dos utilizadores, a GE Power & Water fornece o Manual O&M digital através dos meios de Distribuição da Pen-Drive que integra todos os dados e ferramentas do O&MM que permitam explorar, descobrir, visualizar e imprimir informações sobre manutenção consideravelmente mais fácil e rápido do que com documentação clássica em papel. O Manual de O&M entregue fornece as seguintes capacidades principais através de ferramentas específicas:   

Navegação simples na estrutura através do Índice Capacidades de pesquisa sofisticadas no Manual de O&M Total ou parcialmente imprimível conforme a necessidade do cliente de modo a eliminar papel desnecessário.  Qualidade visual excelente ao longo da leitura e impressão O Manual de O&M digital é composto por um documento no formato de Adobe PDF. A ferramenta está integrada num plug-in do Acrobat Reader para aceder ao conteúdo do Manual de O&M. O Manual de O&M também está disponível on-line em www.gepower.com em Ferramentas & Formação. Informações detalhadas encontrar-se-ão na pen-drive enviada com os Manuais de O&M.

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115T2880 Rev: B/C FACILITIES LAYOUT- GENERAL 1/2 INSTALAÇÕES DISPOSIÇÃO - GERAL ENGLISH Portuguese NOTES: NOTAS: 1. WHEN POSITIONING THE GAS TURBINE WITH THE STATION 1. AO POSICIONAR A TURBINA A GÁS COM A ESTAÇÃO E O AND SURROUNDINGS, CONSIDERATION SHOULD BE GIVE TO AMBIENTE, DEVE SER DADA CONSIDERAÇÃO AOS VENTOS THE PREVAILING WINDS, TO MINIMIZE THE POSSIBILITY TO PREDOMINANTES PARA MINIMIZAR A POSSIBILIDADE DE INTRODUCE EXHAUST GAS, EVENTUAL SEA WATER SPRAY, HOT INTRODUZIR GÁS DE EXAUSTÃO, EVENTUAIS JACTOS DE ÁGUA OR WET AIR FROM COOLING SYSTEMS, COAL DUST OR ALIKE DO MAR, AR QUENTE OU HÚMIDO DOS SISTEMAS DE REFRIGERAÇÃO, POEIRA DE CARVÃO, ETC. 2. UNLESS OTHERWISE SPECIFIED, CUSTOMER EQUIPMENT 2. SALVO ESPECIFICAÇÃO EM CONTRÁRIO, O EQUIPAMENTO DO SHALL BE LOCATED AT A MINIMUM OF 1200 mm FROM GE ONES, CLIENTE DEVE SITUAR-SE NO MÍNIMO A 1200 MM DO TO ENSURE ADEQUATE VENTILATION AND EQUIPMENT EQUIPAMENTO DA GE PARA GARANTIR VENTILAÇÃO ADEQUADA ACCESSIBILITY E ACESSIBILIDADE AO EQUIPAMENTO 3. UNLESS CLEARLY SPECIFIED IN THE OFFER, THE EQUIPMENT 3. A MENOS QUE ESTEJA CLARAMENTE ESPECIFICADO NA FROM THE GE SCOPE SHALL NOT BE INSTALLED IN AN EXISTING OFERTA, O EQUIPAMENTO DA GE NÃO DEVE SER INSTALADO HAZARDOUS AREA. NUMA ÁREA PERIGOSA EXISTENTE. 4. FOR ENVIRONEMENTAL CONSIDERATIONS, GE RECOMMEND 4. POR MOTIVOS AMBIENTAIS, A GE RECOMENDA A COLOCAÇÃO THE ARRANGEMENT OF SECONDARY CONTAINMENTS AROUND DE MECANISMOS DE CONTENÇÃO SECUNDÁRIOS À VOLTA DO EACH EQUIPEMENT CONTAINING FUEL OIL, LUBE OIL, WATER EQUIPAMENTO QUE CONTÉM ÓLEO COMBUSTÍVEL, ÓLEO DE AND ANTI FREEZE OR DETERGENT MIX, OR ANY OTHER LUBRIFICAÇÃO, ÁGUA E MISTURA DE ANTICONGELANTE OU HAZARDOUS PRODUCT. IN GENERAL, THE CONTAINMENTS ARE DETERGENTE OU QUALQUER OUTRO PRODUTO PERIGOSO. DE CONCRETE DIKES SIZED ACCORDING TO THE VOLUME OF THE UM MODO GERAL, OS MECANISMOS DE CONTENÇÃO SÃO POTENTIAL SPILLAGE. THE CONTAINMENT AREA MUST BE DIQUES DE BETÃO DIMENSIONADOS DE ACORDO COM O VOLUME DO POTENCIAL DERRAMAMENTO. A ÁREA DE ADJUSTED TO MEET LOCAL REGULATORY REQUIREMENTS AS CONTENÇÃO DEVE SER AJUSTADA PARA CUMPRIR OS NECESSARY. REQUISITOS REGULATÓRIOS LOCAIS CONFORME NECESSÁRIO. 5. THE PLANT ACCESS AREA DESIGN SHALL CONSIDER THE 5. O DESIGN DA ÁREA DE ACESSO À INSTALAÇÃO DEVE TER EM MAIN PACKAGES TRAILERS. CONTA OS PRINCIPAIS REBOQUES DE PACOTES. 6. DIMENSIONS ARE IN MILLIMETERS UNLESS OTHERWISE 6. AS DIMENSÕES ENCONTRAM-SE EM MILÍMETROS, EXCEPTO SPECIFIED. SE ESPECIFICADO EM CONTRÁRIO. 7. THE GENERAL LAYOUT SHOWS A TYPICAL INSTALLATION OF 7. A DISPOSIÇÃO GERAL MOSTRA UMA INSTALAÇÃO TÍPICA DO THE EQUIPMENT SUPPLIED BY GE. (1) ANY CHANGE (2) EQUIPAMENTO FORNECIDO PELA GE. (1) QUALQUER IMPACTING THIS INSTALLATION ON CUSTOMER’S INITIATIVE ALTERAÇÃO (2) QUE AFECTE ESTA INSTALAÇÃO E SEJA DA WITHOUT NOTICING GE, CAN INVOLVE A MODIFICATION OF THE INICIATIVA DO CLIENTE SEM NOTIFICAÇÃO PRÉVIA DA GE PODE CONFIGURATION AND/OR A CHANGE OF EQUIPMENT DESIGN. IN ENVOLVER UMA MODIFICAÇÃO DA CONFIGURAÇÃO E/OU UMA THIS CASE, COSTS AND DELIVERY DATES MAY BE REVIEWED, ALTERAÇÃO DO DESIGN DO EQUIPAMENTO. NESTE CASO, OS THIS DOCUMENT WILL BE CUSTOMIZED FOR THE PROJECT CUSTOS E AS DATAS DE ENTREGAM PODEM SER REVISTOS; BEFORE CONTRACT FINALIZATION. ESTE DOCUMENTO SERÁ PERSONALIZADO PARA O PROJECTO ANTES DA FINALIZAÇÃO DO CONTRATO. (1) SEE CHAPTER 7 “SCOPE OF SUPPLY”

115T2880 Rev: B/C FACILITIES LAYOUT- GENERAL 2/2 INSTALAÇÕES DISPOSIÇÃO - GERAL (2) EXAMPLES: SITE CONFIGURATION, TURBINE HALL DESIGN, (1) CONSULTE O CAPÍTULO 7 "ÂMBITO D FORNECIMENTO" ANY DEVIATION TO GE SCOPE OF SUPPLY (2) EXEMPLOS: CONFIGURAÇÃO DO LOCAL, DESIGN DO PLEASE NOTE THAT THIS LIST OF EXAMPLES IS NOT A PAVILHÃO DE TURBINAS, QUALQUER DESVIO EM RELAÇÃO AO COMPLETE LIST AND SERVES JUST TO DEMONSTRATE SOME ÂMBITO DE FORNECIMENTO DA GE TYPES OF CHANGES THAT CAN HAVE SUCH AN IMPACT. TENHA EM ATENÇÃO QUE ESTA LISTA DE EXEMPLOS NÃO CONSTITUI UMA LISTA COMPLETA E SERVE APENAS PARA DEMONSTRAR ALGUNS TIPOS DE ALTERAÇÕES QUE PODEM TER O REFERIDO IMPACTO.

GE Energy Rev.: D Página: 1/9 MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO

MEDIDAS DE SEGURANÇA PARA O PESSOAL

1

INTRODUÇÃO ..................................................................................................................................................... 2

2

RESPONSABILIDADES DO UTILIZADOR………………………………………..…………………2

3

FORMAÇÃO ADEQUADA E CAPACIDADES DO OPERADOR………………………………….

3

4

INSTRUÇÕES GERAIS DE SEGURANÇA…………………………………………………………..

3

4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7

INSTRUÇÕES DE SEGURANÇA ANTES DO FUNCIONAMENTO…………………………….. DURANTE O FUNCIONAMENTO………………………………………………………………… ACESSO AO SOFTWARE, SOFTWARE E DEFINIÇÕES………………………………………... MANUTENÇÃO E REPARAÇÃO………………………………………………………………….. PEÇAS GENUÍNAS…………………………………………………………………………………. LIMPEZA……………………………………………………………………………………………. ELEVAÇÃO………………………………………………………………………………………….

3 3 4 4 5 5 5

5

AUTORIZAÇÃO DE ACESSO E DE TRABALHO…………………………………………………..

6

6

EQUIPAMENTO DE PROTEÇÃO INDIVIDUAL……………………………………………………..

6

7

GESTÃO DE RISCOS…………………………………………………………………………………...

7

7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 7.7 7.8 7.9 7.10

RISCO DEVIDO A ATMOSFERA POTENCIALMENTE EXPLOSIVA…………………………. RISCO DEVIDO A SUBSTÂNCIAS QUÍMICAS………………………………………………….. RISCOS DEVIDO A INCÊNDIO…………………………………………………………………… RISCOS DEVIDO A SUPERFÍCIES QUENTES…………………………………………………… RISCO DEVIDO A EQUIPAMENTO PRESSURIZADO………………………………………….. RISCO DEVIDO A DERRAME…………………………………………………………………….. RISCO DEVIDO A NÍVEL DE RUÍDO…………………………………………………………….. RISCO DEVIDO A ELETRICIDADE………………………………………………………………. RISCO DEVIDO A TRABALHO EM ALTURA…………………………………………………… RISCO DEVIDO A ESPAÇO CONFINADO………………………………………………………..

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GE Energy Rev.: D Página: 2/9 MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO

MEDIDAS DE SEGURANÇA PARA O PESSOAL 1 INTRODUÇÃO O presente documento de segurança é fornecido como apoio ao equipamento fornecido pela GE Energy. Tem por objetivo fornecer recomendações, conselhos e orientações de segurança ao utilizador. A máquina/central foi construída de acordo com normas de última geração, as mais recentes regras de segurança e os regulamentos e normas aplicáveis mencionados no contrato. Não obstante, a sua utilização pode constituir um risco para a vida e para os membros do utilizador ou de terceiros, além de poder causar danos na máquina e noutro património material. A máquina/central deve apenas ser utilizada em condições tecnicamente perfeitas de acordo com a sua utilização pretendida e as instruções definidas no manual de funcionamento e apenas por pessoas conscientes da segurança e que estejam totalmente informadas dos riscos envolvidos no funcionamento da máquina/central. Qualquer desordem funcional, especialmente aquelas que afetam a segurança da máquina/central, devem ser, por isso, retificadas imediatamente. Para além das instruções mencionadas neste documento, o pessoal de manutenção deve respeitar as instruções de segurança mencionadas na documentação de funcionamento e manutenção relacionadas com cada peça de equipamento, e igualmente as instruções em vigor na estação de energia. A decisão final para o funcionamento do equipamento no local de forma segura e responsável está totalmente ao seu encargo como proprietário/utilizador. Isto envolve vários fatores fora do conhecimento e controlo da GE Energy e, por conseguinte, a GE Energy é incapaz de aceitar (e, pelo presente, declara) quaisquer responsabilidades (com base na quebra de contrato, garantia ou dever estatuário, negligência ou outro) por danos ou perdas de qualquer tipo que possam ter ocorrido como resultado da aplicação das informações ou conselhos contidos neste manual.

2 RESPONSABILIDADES DO UTILIZADOR As instruções constantes neste manual pressupõem que os operadores já têm uma compreensão geral dos requisitos para o funcionamento seguro dos equipamentos mecânicos e elétricos em ambientes potencialmente perigosos envolvendo gás e combustíveis líquidos no local em causa. Estas instruções devem ser interpretadas e aplicadas em conjunto com as regras de segurança e os regulamentos aplicáveis no local e com os requisitos específicos para o funcionamento do equipamento no local. É da responsabilidade do utilizador fornecer as instruções de funcionamento através de instruções que cubram as tarefas envolvidas na supervisão e notificação de características organizacionais especiais, tais como organização de tarefas, sequências de funcionamento ou o pessoal encarregue do trabalho. É da responsabilidade do utilizador verificar - pelo menos, periodicamente - se o pessoal está a realizar o trabalho de acordo com as instruções de funcionamento e a prestar atenção aos fatores de risco e de segurança.

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GE Energy Rev.: D Página: 3/9 MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO

MEDIDAS DE SEGURANÇA PARA O PESSOAL 3 FORMAÇÃO ADEQUADA E CAPACIDADES DO OPERADOR Qualquer trabalho na e com a máquina/central e equipamento deve ser executado por pessoal formado, instruído ou autorizado sob a supervisão de pessoas experientes. O pessoal encarregue do trabalho na máquina deve ler as instruções de funcionamento e, particularmente, o capítulo referente à segurança antes de iniciar o trabalho. Isto aplica-se especialmente a pessoas que trabalham apenas ocasionalmente na máquina, como por exemplo, durante a preparação ou a manutenção. O equipamento fornecido constitui um conjunto complexo de maquinaria, que se destina a ser utilizado por operadores com formação profissional. O proprietário/utilizador deverá portanto assegurar que todos os operadores recebem o treino adequado ao funcionamento do equipamento que lhes está atribuído. Todos os operadores e pessoal de manutenção devem poder aceder prontamente a uma cópia deste manual. Será possível obter cópias adicionais junto da GE Energy.

4 INSTRUÇÕES GERAIS DE SEGURANÇA 4.1

Instruções de segurança antes do funcionamento

O utilizador deve considerar diferentes aspetos antes de operar qualquer equipamento:  Verificar se os sistemas de sinalização e de iluminação estão totalmente funcionais.  Se não existe nenhum trabalho em curso no equipamento, nenhuma autorização de trabalho ou de acesso em curso.  A deteção e proteção contra incêndios estão operacionais.  Garantir que as instruções de segurança e advertências fixas na máquina estãosempre completas e perfeitamente legíveis.  Nenhum alarme nos armários de controlo. 4.2 Durante o funcionamento Durante os procedimentos de arranque e encerramento, tenha sempre atenção aos indicadores de acordo com as instruções de funcionamento. Os operadores devem operar a máquina apenas se todos os dispositivos de segurança, tais como dispositivos de proteção removíveis, equipamento de encerramento de emergência, elementos à prova de som e exaustores estiverem presentes e totalmente funcionais. É da responsabilidade do utilizador verificar a máquina/central, pelo menos, uma vez em cada turno de trabalho, e procurar danos e defeitos óbvios e comunicar quaisquer alterações no comportamento funcional da máquina à organização/pessoal responsável. Em caso de avaria, pare a máquina/central e bloqueie. Retifique imediatamente quaisquer defeitos. Os operadores devem aderir os intervalos especificados nas instruções de funcionamento para verificações e inspeções de rotina e outras descritas pela(s) regulação(ões) relevante(s).

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GE Energy Rev.: D Página: 4/9 MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO

MEDIDAS DE SEGURANÇA PARA O PESSOAL 4.3

Acesso ao software, software e definições

A GE Energy recomenda que os utilizadores revejam as medidas de segurança relacionadas com modificações do software, incluindo entrada forçada lógica/analógica, de modo a assegurar o estabelecimento de procedimentos administrativos e/ou procedimentos de palavra-passe não autorizadas (entrada forçada, alterações constantes de controlo, alterações de sequência) do sistema de controlo. Deverá ser incluída formação do pessoal pertinente, de modo a assegurar a conformidade. Os utilizadores deverão também estar cientes de que quaisquer modificações realizadas no sistema de controlo sem a aprovação da GE Energy são realizadas por sua conta e risco. Pretende-se que a entrada forçada lógica apenas seja utilizada para verificação do software off-line, ou em procedimentos de resolução de problemas, enquanto a unidade se encontra encerrada, e em conjunto com procedimentos adequados de bloqueio / desenergização. A entrada forçada nunca deve ser utilizada para substituir procedimentos de bloqueio / desenergização. O pessoal do cliente não deverá forçar sinais lógicos para contornar funções de controlo e protecção. A entrada lógica forçada durante o funcionamento da unidade apenas deverá ser realizada para efeitos de resolução de problemas e, mesmo nessa circunstância, apenas após um estudo exaustivo para assegurar que pode ser realizado em segurança. As configurações do sistema de controlo são definidas controlo e no sumário do dispositivo. Manter as definições de acordo com o documento da GE Energy. Quaisquer modificações realizadas nas definições sem a aprovação da GE Energy são por conta e risco dos utilizadores. O utilizador final é responsável pelos níveis de privilégio de proteção de palavra-passe no âmbito dos Sistemas de Controlo, para limitar o acesso à definições de controlo e à lógica de entrada forçada apenas a pessoal qualificado. 4.4

Manutenção e reparação

Antes de iniciar qualquer operação ou actividades de manutenção num equipamento, leia os esquemas e documentos relevantes e emita a autorização de trabalho relevante. Para a execução do trabalho de manutenção, utilize ferramentas adequadas. Aperte sempre quaisquer ligações aparafusadas que estejam desapertadas durante a manutenção e reparação. Quaisquer dispositivos de segurança retirados para fins de configuração, manutenção ou reparação devem ser reinstalados e verificados imediatamente após a conclusão dos trabalhos de manutenção e reparação. As proteções de acoplamento, da ventoinha ou outros dispositivos que protejam o pessoal do contacto com as peças rotativas ou móveis que foram retiradas para manutenção devem ser reinstaladas seguindo a atividade de manutenção para garantir que a devida proteção foi restaurada. Nunca efetue quaisquer modificações, adições ou conversões que possam afetar a segurança. Isto aplica-se igualmente à instalação e ajuste de dispositivos e válvulas de segurança. Após as atividades de manutenção terem sido concluídas, pode ainda existir presença de óleos resíduos, líquidos de refrigeração e outros materiais escorregadios nos compartimentos, sendo necessário cuidado para eliminar tais perigos.

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GE Energy Rev.: D Página: 5/9 MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO

MEDIDAS DE SEGURANÇA PARA O PESSOAL 4.5

Peças genuínas

É importante que os proprietários/utilizadores apenas devam substituir os componentes com peças sobresselentes que sejam idênticas às originais ou contenham modificações aprovadas pela GE Energy. A encomenda de peças de substituição deverá incluir sempre a estrutura/modelo e o número de série da unidade do equipamento correspondente. A GE Energy declina qualquer responsabilidade ao abrigo da sua garantia ou quaisquer outros por defeitos, danos ou lesões resultantes da reparação ou substituição de peças não aprovadas pela GE Energy. As peças devem cumprir com os requisitos técnicos especificados pelo fabricante e em conformidade com os requisitos estatuários aplicáveis. Certifique-se de que todos os consumíveis e peças substituídas são descartados em segurança e com o mínimo de impacto ambiental. 4.6

Limpeza

O equipamento deve permanecer sempre limpo para permitir uma fácil deteção de quaisquer vestígios de fluidos e um fácil acesso ao pessoal. Quaisquer defeitos encontrados devem ser retificados sem demora de acordo com as regulações aplicáveis. Mantenha todos os manípulos, degraus, corrimões, plataformas, bases e escadotes livres de sujidade, neve e gelo. Os pisos, as plataformas e outras passadeiras devem ser mantidos livres de óleo, graxa, água e outros materiais escorregadios. As escadarias, corredores, saídas, passadeiras e áreas de trabalho devem ser mantidas livres de vestígios e outras obstruções. 4.7

Elevação Utilize apenas meios adequados de transporte e equipamento de elevação de capacidade adequada. Para evitar riscos de acidentes, as peças individuais e os conjuntos de grandes dimensões a serem movidos para questões de substituição devem ser cuidadosamente fixos e seguros aos acessórios de elevação. Utilize apenas equipamento de elevação e sistemas de suspensão adequados e tecnicamente perfeitos num ângulo de elevação adequado com capacidade de elevação apropriada. Nunca trabalhe ou permaneça debaixo de cargas suspensas. A fixação das cargas e as instruções dos operadores da grua devem ser atribuídas apenas a pessoas com experiência. O encarregado a fornecer instruções dentro do campo de visão e sonoro do operador. Drene todos os módulos/calhas antes de tentar elevar.

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GE Energy Rev.: D Página: 6/9 MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO

MEDIDAS DE SEGURANÇA PARA O PESSOAL 5 AUTORIZAÇÃO DE ACESSO E DE TRABALHO O utilizador final deve garantir que as práticas seguras de trabalho no local integram os procedimentos de autorização de acesso e de trabalho. A autorização para aceder ao interior do compartimento ou ao interior do espaço confinado, bem como a autorização para trabalhar, ambos emitidos pelo Departamento de segurança, é a única forma de garantir a segurança do trabalhador e a ligação de informações para o Departamento de serviço. A autorização de acesso é uma permissão expressa/autorizada para entrar num compartimento ou espaço confinado para realizar a recolha de dados ou atividades semelhantes. A autorização de acesso garante o acesso seguro relativamente a fluidos explosivos ou inflamáveis, ruídos, asfixia, libertação de CO2, baixa concentração de oxigénio, ligação de comunicação permanente com uma segunda pessoa posicionada no exterior próximo. A autorização de trabalho é uma permissão expressa/autorizada para realizar trabalhos em qualquer sistema. A autorização de trabalho garante um acesso seguro no respetivo sistema ao nível energia zero. O nível energia zero significa o sistema de fluidos bloqueado e drenado de forma eficaz, sistema de controlo bloqueado, sistema de fornecimento elétrico extraído e bloqueado, prevenindo a libertação inadvertida de energia armazenada ou residual, quer seja mecânica, elétrica, hidráulica (mola, capacitador, sistema automático de combate a incêndios). O bloqueio e desenergização (LOTO) é um processo para suportar a autorização de trabalho. O bloqueio/desenergização (LOTO) é um processo de isolamento, controlo ou salvaguarda de qualquer máquina ou fonte de energia perigosa para qualquer operador/funcionário/utilizador que possa encontrar durante o funcionamento, manutenção ou comissionamento das máquinas. O bloqueio é o processo onde o dispositivo de isolamento, válvula, disjuntor, interruptor principal está a isolar o circuito correspondente e bloqueados com um dispositivo de bloqueio por chave única para certificar que o dispositivo de isolamento garante a segurança dos trabalhadores durante todo o período das atividades dos trabalhadores. A desenergização é o processo de notificar todos os funcionários de que uma máquina ou equipamento está encerrado e bloqueado para realizar serviços ou manutenção. A marcação é realizada utilizando a etiqueta apropriada fixa ao equipamento bloqueado. A autorização de trabalho emitida pelo Departamento de segurança para o trabalhador enumera, individualmente, todas as atividades realizadas para estabelecer uma condição de trabalho segura. É igualmente um suporte para garantir que o equipamento irá funcionar corretamente e em segurança após o trabalhador ter assinado o documento a confirmar o final do trabalho e entregue ao Departamento de segurança.

6 EQUIPAMENTO DE PROTEÇÃO INDIVIDUAL O Equipamento de Proteção Individual (EPI) é definido como "todo o equipamento concebido para ser utilizado ou detido pelo trabalhador para protegê-lo contra um ou mais perigos prováveis de colocar no local de trabalho a sua segurança e saúde em risco e qualquer adição ou acessório concebido para cumprir este objetivo. Isto exclui o vestuário normal de trabalho, equipamento para emergências e resgate, EPI para miliares, polícia ou outras agências de ordem pública e equipamento semelhante." Um funcionário, que necessite de um funcionário/pessoal para realizar a manutenção de rotina e/ou serviços na máquina, deve fornecer uma salvaguarda e EPI ao funcionário.

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GE Energy Rev.: D Página: 7/9 MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO

MEDIDAS DE SEGURANÇA PARA O PESSOAL Vários documentos regulamentares específicos do país obrigam a que o equipamento de proteção seja utilizado quando os riscos não podem ser evitados ou suficientemente limitados por meios técnicos da proteção coletiva ou medidas, métodos ou procedimento e organização do trabalho. Todos os EPI devem estar em conformidade com as normas de segurança nacionais ou locais mais restritas. O empregador deve implementar as políticas rigorosas que devem ser seguidas por todo o pessoal no local. Os EPI devem ser classificados de acordo com a gravidade dos perigos e devem cumprir as normas industriais. As recomendações de EPI típicos são: Olhos: proteções oculares (óculos, óculos de proteção, óculos de raios X, etc.) Cabeça: proteções para cabeça (capacetes, capuz de proteção, etc.) Pés: proteções para os pés (botas de proteção, calçado isolante, botas de couro, etc.) Vestuário: vestuário de proteção de design apropriado para resistir à exposição a chamas ou calor elevado Mãos: luvas de proteção de design apropriado para resistir a lesões nas mãos Ouvidos: proteção auditiva (protetores, tampões auditivos, etc.) Queda: equipamento de proteção contra quedas, arnês de segurança, etc.

7 GESTÃO DE RISCOS Os riscos principais encontram-se enumerados abaixo para identificar o risco e as precauções principais relevantes. O objetivo é prevenir a ocorrência de perigos e minimizar as suas consequências. 7.1

Risco devido a atmosfera potencialmente explosiva

As áreas perigosas estão identificadas na Disposição de áreas perigosas. Qualquer fonte de ignição é proibida nesta área durante o funcionamento. 7.2

Risco devido a substâncias químicas

As substâncias químicas podem ser corrosivas, inflamáveis, tóxicas, etc. Qualquer produto químico deve ser manuseado e utilizado de acordo com a sua Ficha de Dados de Segurança do Material Os produtos químicos devem ser utilizados e armazenados longe de quaisquer fontes de calor e em áreas ventiladas. Os produtos e as embalagens devem ser destruídos de acordo com os regulamentos ambientais locais.

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GE Energy Rev.: D Página: 8/9 MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO

MEDIDAS DE SEGURANÇA PARA O PESSOAL 7.3

Riscos devido a incêndio

O incêndio surge principalmente devido a qualquer agente combustível como derrame de óleo lubrificante ou fuelóleo, na presença de ar e de um ponto quente. O utilizador deve manter as superfícies quentes sempre limpas de contaminantes inflamáveis. Especialmente antes de realizar quaisquer trabalhos que possam gerar faíscas ou calor, certifique-se de que foi expressamente autorizado, limpe a máquina/central e a área circundantes de quaisquer poeiras e outras substâncias inflamáveis. Fumar deve ser limitado às áreas reservadas para os fumadores. Após um incêndio, é da responsabilidade do utilizador final realizar uma Análise da causa raiz e uma avaliação por peritos dos efeitos do incêndio em qualquer equipamento e sistema potencialmente afetado pelo mesmo. A avaliação pode levar à substituição e recomissionamento antes de colocar o equipamento e os sistemas afetados de volta ao serviço. 7.4

Riscos devido a superfícies quentes

As superfícies quentes podem ser provocadas por transferência de calor, fontes de ignição, incêndio, raios solares, etc. Qualquer isolamento e outras salvaguardas em qualquer superfície quente, tais como tubagens, válvulas, caixas, devem ser reinstalados após a conclusão das atividades de manutenção para garantir que a proteção adequada foi restabelecida. 7.5

Risco devido a equipamento pressurizado A ocorrência de fuga acidental ou jacto proveniente de equipamento sob pressão pode causar lesões. Utilize sempre o equipamento dentro dos limites permissíveis, para os quais tenha sido concebido. Verifique a definição das válvulas de descompressão periodicamente seguindo as instruções de O&MM. Antes de qualquer intervenção em equipamento pressurizado, utilizar o Diagrama de Tubagem e Instrumentação (P&ID) relevante para compreender a instalação, de modo a poder definir a autorização de trabalho relevante para um bloqueio / desenergização exactos, para permitir condições de trabalho seguras com energia zero. Verificar também a literatura técnica do Fabricante do Equipamento Original (OEM) para obter instruções de segurança complementares.

7.6

Risco devido a derrame O derrame pode provocar poluição no solo e ferimentos (ferimento químico, queimaduras, queda, etc.). As ligações pressurizadas podem ceder às fugas de alta pressão que podem não ser visíveis ou audíveis ao pessoal. Os operadores devem tomar precauções apropriadas durante a realização das suas funções onde possam existir riscos de alta pressão. Devem inspecionar frequentemente pela ausência de fugas.

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GE Energy Rev.: D Página: 9/9 MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO

MEDIDAS DE SEGURANÇA PARA O PESSOAL 7.7

Risco devido a nível de ruído O nível elevado de ruído pode causar problemas auditivos. Durante o funcionamento, todas as portas dos compartimentos acústicos deverão manter-se fechadas. O utilizador final deve colocar o sinal de advertência na área ruidosa e fornecer proteção pessoal conforme aplicável pelos regulamentos locais.

7.8

Risco devido a eletricidade

A eletricidade apresenta quatro tipos de riscos: eletrificação, eletrocussão, queimaduras, lesões oculares (pelos raios ultravioletas de faíscas elétricas). O acesso ao sistema energizado deve ser proibido ou restrito. A autorização de trabalho e LOTO (bloqueio/desenergização) são as melhores práticas para garantir a segurança. Apenas o pessoal autorizado deve ter acesso às áreas elétricas. As linhas elétricas de alta tensão e os comutadores induzem grandes campos elétricos onde o acesso necessita de ser estritamente controlado. 7.9

Risco devido a trabalho em altura

O trabalho em altura pode apresentar riscos de queda, esmagamento, fratura... O operador deve EPI (Equipamento de Proteção Individual) Para realizar trabalhos de montagem em altura, utilize sempre escadas especialmente concebidas para o efeito e plataformas de trabalho seguras. Nunca utilize as peças da máquina como auxiliar para escalar 7.10

Risco devido a espaço confinado

O espaço confinado apresenta risco de asfixia devido à concentração reduzida de oxigénio e/ou intoxicação devido à presença de materiais tóxicos. A melhor prática para garantir a segurança é a autorização de acesso associada com as precauções de segurança relevantes relativamente a fluidos explosivos ou inflamáveis, ruídos, asfixia, libertação de CO2, baixa concentração de oxigénio e ligação de comunicação permanente com uma segunda pessoa posicionada no exterior próximo.

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ESTRUTURA DE TURBINA A GÁS 6B - 6C - 6FA - 9E – 9FB GAS TURBINE FRAME 6B -6C - 6FA - 9E – 9FB

E REV

Nomes - Names Primeira edição First Issue Joël Mias Olivier Schweiger Daniel Livernais Joël Mias Olivier Schweiger Daniel Livernais Joël Mias Olivier Schweiger Daniel Livernais Joël Mias Olivier Schweiger Joël Mias

A ISO PROJECTION B

C

D

E

Date 21 ABR 2008 27 NOV 2008

16 JAN 2009

29 OUT 2009

11 JUN 2013

Para obter informações sobre o estado das modificações, consulte a secção do Índice – Em cima, apenas são apresentadas a primeira edição e as últimas 5 revisões For status of modifications, see Section Index - Only first issue and last 5 revisions are listed here above

First made for : All frames UNLESS OTHERWISE SPECIFIED DIMENSIONS ARE IN MM [INCHES] TOLERANCES ON:

MLI : 0197 NOMES PRIMEIRA EDIÇÃO NAMES FIRST EDITION

DRAWN

O. Schweiger CHECKED

J. Mias

1 [2] PL DECIMALS ± 2 [3] PL DECIMALS ±

g

APPROVED

D. Livernais

RESUMO DE RISCOS RESIDUAIS

ANGLES ±

RESIDUAL RISKS SUMMARY

FRACTIONS ±

WEIGHT: 0000 kg

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GESTÃO DA INFORMAÇÃO DE SEGURANÇA SIZE (SIM - Security Information Management) PARA: XXXAXXXX

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SIM TO: XXXAXXXX Este documento, propriedade exclusiva da GE Energy Products France SNC, é estritamente confidencial. Não deve ser comunicado, copiado ou reproduzido sem autorização prévia por escrito.

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ESTRUTURA DE TURBINA A GÁS 6B - 6C - 6FA - 9E – 9FB GAS TURBINE FRAME 6B -6C - 6FA - 9E – 9FB

Resumo - Summary RESUMO - SUMMARY .........................................................................................................................................................2 1

HISTÓRICO DE MODIFICAÇÕES - MODIFICATIONS HISTORY ..........................................................3

SECTION 01 EN - ENGLISH................................................................................................................................................4 1

OBJECT ..............................................................................................................................................................4

2

GENERAL RULES ............................................................................................................................................4

3

RESIDUAL RISKS.............................................................................................................................................4

RESIDUAL RISK - GENERAL ...............................................................................................................................................6 RESIDUAL RISK DURING STANDSTILL PHASE ................................................................................................................7 RESIDUAL RISK DURING START UP PHASE.....................................................................................................................7 RESIDUAL RISK DURING OPERATING PHASE.................................................................................................................8 RESIDUAL RISK DURING SHUT DOWN PHASE...............................................................................................................8 RESIDUAL RISK DURING MAINTENANCE PHASE ...........................................................................................................9 RESIDUAL RISK DURING MAINTENANCE PHASE .........................................................................................................10 SECÇÃO 01 PT - PORTUGUÊS .........................................................................................................................................11 1

OBJETO ............................................................................................................................................................11

2

REGRAS GERAIS............................................................................................................................................11

3

RISCOS RESIDUAIS.......................................................................................................................................11

RISCO RESIDUAL - GERAL ...............................................................................................................................................13 RISCO RESIDUAL - GERAL ...............................................................................................................................................14 RISCO RESIDUAL DURANTE A FASE DE IMOBILIZAÇÃO.............................................................................................14 RISCO RESIDUAL DURANTE A FASE DE ARRANQUE ...................................................................................................14 RISCO RESIDUAL DURANTE A FASE DE FUNCIONAMENTO.......................................................................................16 RISCO RESIDUAL DURANTE A FASE DE ENCERRAMENTO .........................................................................................16 RISCO RESIDUAL DURANTE FASE DE MANUTENÇÃO ................................................................................................17

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ESTRUTURA DE TURBINA A GÁS 6B - 6C - 6FA - 9E – 9FB GAS TURBINE FRAME 6B -6C - 6FA - 9E – 9FB

HISTÓRICO DE MODIFICAÇÕES - MODIFICATIONS HISTORY Descrição em português

Rev

English description

A

Primeira edição

B

O presente documento é aplicável à estrutura da turbina a The present document is applicable to 9FB gas turbine frame. gás 9FB. Capítulo 1 modificado. Chapter 1 modified.

First issue

Adicionado risco devido a manutenção de separação de Added risk dueto liquid fuel partition wall maintenance fitted on combustível líquido instalada especificamente em 6B e 9E. specific 6B and 9E. C

Adicionada secção 01FR da parte em português

Portuguese part section 01FR added

D

Modificação da acção recomendada para Lógica forçada e modificação de hardware/software relativamente ao risco residual gerável.

Recommended action modified for Logic forcing and hardware/software modification in residual risk-genera table.

Risco de incêndio devido a fonte de calor no filtro do ar adicionado ao Risco residual durante a tabela da Fase de Manutenção. E

Fire hazard due to heat source in air filter added in Residual risk during Maintenance Phase table.

Alteração de GE Energy para P&W quando apropriado

Change GE Energy by P&Wwhere appropriated

Texto para tubagem adjacente incluído na tabela de manutenção

Text for adjacent piping included in maintenance table

g

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ESTRUTURA DE TURBINA A GÁS 6B - 6C - 6FA - 9E – 9FB GAS TURBINE FRAME 6B -6C - 6FA - 9E – 9FB

Section 01 EN - English 1

OBJECT The present Residual Risks Summary applies to gas turbine frames 6B, 6C, 6FA, 9E, 9FB and their auxiliaries. Generator and any in scope Balance Of Plant (BOP) Residual Risk Summaries are covered by specific documentation.

2

GENERAL RULES The machine/plant has been built in accordance with state-of-the-art standards, the latest recognized safety rules and the applicable regulations and standards. Nevertheless, its use or misuse may constitute a risk to life and limb of the user or of third parties, or cause damage to the machine and to other material property. The equipment supplied is a complex set of machinery, which is intended for use only by professionally trained operators. The owner/user should therefore ensure that all operators are properly trained for the operation of the equipment assigned to them. All operators and maintenance staff must have ready access to a copy of the Operating & Maintenance Manuel. Further copies can be obtained from GE Energy Products Europe. Safety precautions and safety residual risks summary for installation, erection and commissioning activities have additional risks not included in the table here below. Please refer to installation/erection and commissioning procedures. Empower the work permit using lock out - tag out safety procedure to carry out trouble shooting and maintenance activity and use the access permit for daily routine. Carry out maintenance activities according to relevant literature and to maintenance interval, always replace defect parts by genuine parts. For any further modification pay attention to keep safety integrity to original level (e.g.: hazardous area classification, ATEX, PED …) Every staff/workers should be adequately trained and medically qualified for the job allocated to them. External and internal site access should be maintained free of obstacles at any time for rescue (fire brigade, other). In addition first aid should be organized at site.

3

RESIDUAL RISKS Residual risks are listed below in 5 columns tables according to gas turbine operating phases. Column 1 : specifies the following operating phases x

Gnal for General : general information not related to any specific operation phase but applicable to all phases

x

Still for Standstill : unit is available and ready to start, no maintenance work under progress

x

Stup for Start up : from start order to full speed no load

x

Opion for Operation : on load operation

x

Shown for Shut down : from full speed to coast down

g

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ESTRUTURA DE TURBINA A GÁS 6B - 6C - 6FA - 9E – 9FB GAS TURBINE FRAME 6B -6C - 6FA - 9E – 9FB

Mtce for Maintenance : unit cold at zero speed, not available for operation, or unit not available for operation due to trouble shooting

Column 2 : specifies the risk # according to ISO 14121 Machine safety Column 3 : specifies the hazard name according to ISO 14121 Machine safety Column 4 and 5 : specifies the causes and the recommended actions to the end user.

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ESTRUTURA DE TURBINA A GÁS 6B - 6C - 6FA - 9E – 9FB GAS TURBINE FRAME 6B -6C - 6FA - 9E – 9FB Residual risk - General

Phase ISO

Hazard

Cause

Recommended action to End User

Gnal

1

Mechanical hazards

Gas fuel out of specification: pressure, temperature, composition, particles. etc

Gas fuel shall remain in accordance to GEI 41040 or specific agreement

Gnal

1

Mechanical hazards

Liquid fuel out of specification : pressure, temperature, composition, particles, etc

Liquid fuel shall remain in accordance to GEI 41047 or specific agreement

Remaining residual energy, improper lock out

2

Electrical or mechanical hazards

Permit to work procedure mandatory. Staff/workers adequately trained for work permit procedure

3

Fire

Gnal

Gnal

1

Gnal

7

Material / Substance hazards

Gnal

7

Asphyxiation

Gnal

Gnal

Gnal

3

Suffocating atmospheres : scarcity of oxygen Explosive atmosphere : presence of combustible and/or inflammable elements Toxic atmosphere : presence of noxious and/or toxic agents Rescue difficulties in the event of an accident

Trained personal and qualification renewal over time as per regulation Permit to work or /and confined space entry mandatory Validated prevention and rescue plan Maintenance of original design integrity over time

Non compliance/disregard with fire alarm and flashing horns before CO2 emission

End user plant access training safety induction mentioning the roles of visible and audible fire alarms

Loss of fire fighting effectiveness

Fire detection and fire fighting system shall remain fully operational : maintain enclosures integrity and doors closed, no system alarm showing, full load of extinguish agent available, system periodically checked and tested as per O&M manuals If system has to be defeated, then an alternative fire protection system shall be available (fire extinguisher, fire brigade …)

Loss of gas leak detection system effectiveness

Gas leak detection system shall remain fully operational : maintain enclosures integrity and doors closed, no system alarm showing, system periodically checked and tested as per O&M manuals

Logic forcing / Hardware and software settings / communication protocols

Establish administrative procedures and rules for software access based on software passwords.

Unauthorized access / modifications / operation.

Keep the settings of the control system and of the instrumentation in accordance with GE documents.

Fire

3

Explosion

1

Unexpected start-up, unexpected over-run/ overspeed (or any similar malfunction) due to unsafe software modification

Gnal

4

Noise

Gnal

10

All

g

Characteristics of lubricating oil provided by the end Lubricating oil shall remain in accordance with user not according to specification relevant GEK

Vandalism

High noise level

Wear adequate personal protection as per warning sings on equipments. During operation, all acoustic enclosures doors must be kept closed

Lack of periodic inspection and maintenance on instrumentation, control devices and control assemblies

Follow recommended maintenance schedule and maintenance activities as per O&M manuals. Use genuine parts in good condition

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ESTRUTURA DE TURBINA A GÁS 6B - 6C - 6FA - 9E – 9FB GAS TURBINE FRAME 6B -6C - 6FA - 9E – 9FB

E

Residual risk during Standstill Phase Phase ISO Still

Hazard

Cause

Recommended action to End User

No more than general hazard

No more than general hazard

No more than general hazard

Residual risk during Start Up Phase Phase ISO

Hazard

Recommended action to End User

Cause

Work under progress

• BEFORE STARTING: all permits to work shall be closed and returned to Permit office, with the systems back to operating configuration. Specific arrangement for test may be allowed after review by a qualified team

Stup

1

Mechanical hazards

Stup

1

Mechanical hazards

Protective devices and protective panels not fully operational in automatic mode

• BEFORE STARTING: ensure automatic protective equipment are fully operational, free of alarm

Stup

1

Mechanical hazards

Restart further to a trip

• BEFORE STARTING: fix the fault and inspect /check equipment for integrity prior to initiate a start

Stup

1

Mechanical hazards

Systems not fully available, remaining alarms or faults

• BEFORE STARTING: alarms shall be analyzed and reviewed by a qualified team to allow start up

Stup

3

Fire or explosion

Sump tank and other drain or waste pit not empty. Lack of water in exhaust drain pipe siphon.

• BEFORE STARTING: check sump tanks and pits levels. Fill up the exhaust drain pipe siphon with water

Stup

3

Fire or explosion

Flame detection shall appear within few seconds after fuel injection during firing sequence. False firing may occur if all firing conditions are not fulfilled: fuel characteristics out of specification or ignition fault. Unburned gas in exhaust duct may create explosion risk inside the exhaust duct. Unburned liquid fuel remaining inside the gas turbine casing may create Fire risk conditions

g

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• DURING GAS FUEL FIRING SEQUENCE: false firing: Investigate first to find the fault before initiating a new firing sequence. Do not alter exhaust duct ventilation time sequence between firing at- tempts. • DURING LIQUID FUEL FIRING SEQUENCE: false firing: Investigate first to find the fault before initiating a new firing sequence. Check that unburned fuel is drained out through false start drain valves. Wait for unburned liquid fuel totally drained out before initiating new firing sequence. Do not alter exhaust duct ventilation time sequence between firing attempts.

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ESTRUTURA DE TURBINA A GÁS 6B - 6C - 6FA - 9E – 9FB GAS TURBINE FRAME 6B -6C - 6FA - 9E – 9FB

Residual risk during Operating Phase Phase ISO

Hazard

Recommended action to End User

Cause

1

Mechanical hazards

Spread or leaks of fluids like lubricating oil, creating slippery floor

Check visually in a daily basis for absence of leaks around piping and equipment. Take corrective action to eliminate the leak and clean the area

Oping

3

Thermal hazards

Insulating material or thermal protection damaged. Access near hot casing and piping inside enclosure

Keep insulation and protection in good condition. Use relevant access permit / procedure. Wear suitable protective personal equipment.

Oping

3

Explosion

Enclosure door remaining open while the unit is in operation disturbing air flow distribution and possible fuel leak dilution inside

Keep all doors closed in operation

3

Fire or explosion

Check visually in a daily basis for absence of Spread or leaks of combustible fluids like lubricating leaks around piping and equipment. oil, liquid fuel, near a heat source Ensure cleanliness of equipment

Oping

Oping

Residual risk during Shut down Phase Phase ISO Shown

g

Hazard

Recommended action to End User

Cause No more than general hazard or operating hazard

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No more than general hazard or operating hazard

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ESTRUTURA DE TURBINA A GÁS 6B - 6C - 6FA - 9E – 9FB GAS TURBINE FRAME 6B -6C - 6FA - 9E – 9FB

Residual risk during Maintenance Phase Phase ISO

Hazard

Recommended action to End User

Cause

Those media are combustible materials and easily ignited by hot work or temporary lighting. Once ignited, they burn rapidly. Prohibit heat source like power tool, hot surface from lighting, smoking, Heat source near air inlet filter element, pre-filters, electrical connections. Keep sufficient clearance drift eliminator, evaporative cooler media between potential ignition sources and combustible material, remove combustible material as needed, strictly control the access by locking, signage, permitting and/or other means.

Mtce

3

Fire

Mtce

1

Mechanical hazards

Different activities in the same zone and at the same time with several workers. Use of heavy lifting means

Mtce

1

Mechanical hazards

Absence of working permit including relevant lock out safe system

• BEFORE MAINTENANCE: Lock mechanical devices, return relevant system at zero energy level, deliver relevant permit to work and access permit to confined space before to carry out any work

Mtce

2

Electrical hazards

Lack of working permit including relevant lock out safe system

• BEFORE MAINTENANCE: de-energize and lock electrical devices and deliver permit to work be- fore to carry out any work

Mtce

3

Thermal hazards

Remaining hot surface after shutdown

• BEFORE MAINTENANCE: Equipment shall be adequately cooled prior any maintenance intervention or workers trained and protected Operators shall use adequate PPE (Personnel Protective Equipment) Never use machine parts as a climbing aid. Walkways and work areas should be kept free of remains, slippery material and other obstructions. Removed manhole covers, removed sections of walkways shall be identified and protected.

Unexpected falling of parts during lifting

Use appropriate and qualified lifting equipments. No worker should stay or pass under the loads

Work near compressor inlet guide vanes

Full Lockout shall be enacted when performing maintenance tasks on gears or components of inlet guide vanes (e.g., hand-cleaning/blending, dye penetrant check, vanes clearances check, bore-scope inspection). This includes elimination of residual energy from hydraulic supply, actuator and accumulator. Exceptions (e.g. online calibration) must be accompanied by site work risk assessment to ensure proper precautions are taken to avoid injury due to unexpected actuation events.

Mtce

1

Slip, trip and fall of Work at height may present many hazards of fall, persons crushing, fracture... (related to machinery)

Mtce

1

Mechanical hazards

Mtce

Mtce

Mtce

1

Mechanical hazards

• BEFORE MAINTENANCE: establish a risk assessment, secure access

3

Fire or explosion

• AFTER MAINTENANCE: Re-install flanges with clean flange surfaces, new gaskets, check gasket Defective flange installation during refurbishment positioning, check flanges concentricity and may cause leaks with subsequent fire or explosion parallelism, proceed to sequence tightening at the during re-commissioning after inspection relevant tightening torque, secure bolts with locknut or locking plate for nuts as per drawing

3

Fire or explosion

If liquid fuel Partition wall in accessory base is originally provided for frame 6B and 9E : defective installation after maintenance may cause ventilation air flow disturbance and potential presence of fuel vapor outside the liquid fuel area.

g

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A4

• AFTER MAINTENANCE: Re-install liquid fuel enclosure panels and maintain integrity as per original design.

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403A2301

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10

E

Página 10 de 18

ESTRUTURA DE TURBINA A GÁS 6B - 6C - 6FA - 9E – 9FB GAS TURBINE FRAME 6B -6C - 6FA - 9E – 9FB

Residual risk during Maintenance Phase Phase ISO

Hazard

Recommended action to End User

Cause

• AFTER MAINTENANCE: always re-install existing safety guard on rotating equipment, hand rail, walkways, barriers, heat insulation on piping and equipment. Check that all equipment is properly reconnected including connection to earth.

1 Mtce

2

All

Original safety equipment not in place

3

Mtce

1 3

g

Mechanical Incorrect installation of flexible and rigid tubing, hazards Fire or piping and piping supports explosion

GE Power & Water Thermal Products

SIZE

A4

• AFTER MAINTENANCE: always secure tubing and piping using appropriate holding, supports and routing as per original configuration. Keep free space of 50 mm between external walls of adjacent piping. If free space cannot be maintained, steps should be taken to ensure the piping does not rub against other component when the turbine is at full load.

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ESTRUTURA DE TURBINA A GÁS 6B - 6C - 6FA - 9E – 9FB GAS TURBINE FRAME 6B -6C - 6FA - 9E – 9FB

Secção 01 PT - Português 1

OBJETO O presente Resumo de Riscos Residuais aplica-se às estruturas de turbina a gás 6B, 6C, 6FA, 9E, 9FB e seus auxiliares. Os Resumos dos Riscos Residuais do Gerador e de quaisquer equipamentos das instalações (BOP Balance of Plant) no mesmo âmbito estão abrangidos por documentação específica.

2

REGRAS GERAIS A máquina/central foi construída de acordo com padrões de tecnologia de ponta, as mais recentes regras de segurança reconhecidas e as regulamentações e normas aplicáveis. Não obstante, a sua utilização ou utilização indevida pode constituir um risco para a vida e para os membros do utilizador ou de terceiros, além de poder causar danos na máquina e em outras propriedades do material. O equipamento fornecido constitui um conjunto complexo de maquinaria, que se destina a ser utilizado por operadores com formação profissional. O proprietário/utilizador deverá portanto assegurar que todos os operadores recebem o treino adequado ao funcionamento do equipamento que lhes está atribuído. Todos os operadores e pessoal de manutenção devem poder aceder prontamente a uma cópia do Manual de Funcionamento e Manutenção. Será possível obter cópias adicionais junto da GE Energy Products Europe. As precauções de segurança e o resumo dos riscos residuais de segurança relativos às atividades de instalação, montagem e comissionamento poderão ter riscos adicionais não incluídos na tabela apresentada abaixo. Consulte os procedimentos de instalação/montagem e de comissionamento. Delegue a permissão de trabalho utilizando o procedimento de segurança de bloqueio - desenergização para levar a cabo as actividades de resolução de problemas e de manutenção e utilize a permissão de acesso para a rotina diária. Execute as actividades de manutenção de acordo com a literatura relevante e com o intervalo de manutenção, substituindo sempre peças defeituosas por peças genuínas. Para qualquer modificação adicional, tenha sempre em atenção a manutenção da integridade da segurança no seu nível original (por exemplo: classificação de área de risco, ATEX (atmosferas explosivas), PED (diretiva relativa a equipamento sob pressão)…) Todos o pessoal/trabalhadores deverão recebe treino adequado e possuir qualificação médica para o trabalho que lhes esteja atribuído. O acesso exterior ou interior às instalações deverá ser mantido permanentemente livre de quaisquer obstáculos, para efeitos de resgate (bombeiros, outros). Adicionalmente, deverão estar disponíveis meios de aplicação de primeiros socorros no local.

3

RISCOS RESIDUAIS Os riscos residuais são apresentados na lista em baixo, em tabelas de 5 colunas de acordo com as fases de funcionamento da turbina a gás. Coluna 1: especifica as seguintes fases de funcionamento x

Geral para Geral: informação geral não relacionada com qualquer fase de funcionamento específica mas aplicável a todas as fases

x

Imob para Imobilização: está disponível e pronta para o arranque, sem qualquer trabalho de manutenção em curso

g

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ESTRUTURA DE TURBINA A GÁS 6B - 6C - 6FA - 9E – 9FB GAS TURBINE FRAME 6B -6C - 6FA - 9E – 9FB

x

Arr para Arranque: desde a ordem de arranque até à velocidade máxima sem carga

x

Func para Funcionamento: funcionamento com carga

x

Parag para Paragem: da velocidade máxima até à desaceleração máxima

x

Manut para Manutenção: fria a velocidade zero, não disponível para funcionamento, ou não disponível para funcionamento devido a resolução de problemas

Coluna 2: especifica o risco # de acordo com a ISO 14121 Segurança de máquinas Coluna 3: especifica o perigo potencial # de acordo com a ISO 14121 Segurança de máquinas Colunas 4 e 5: especificam as causas e as ações recomendadas ao utilizador final.

g

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ESTRUTURA DE TURBINA A GÁS 6B - 6C - 6FA - 9E – 9FB GAS TURBINE FRAME 6B -6C - 6FA - 9E – 9FB Risco residual - Geral

Fase ISO.

Risco

Causa

Acção recomendada ao Utilizador Final

Geral

1

Riscos mecânicos

Gás combustível fora da especificação: pressão, temperatura, composição, partículas, etc.

Gás combustível deve permanecer de acordo com com GEI 41040 ou acordo específico

Geral

1

Riscos mecânicos

Combustível líquido fora da especificação: pressão, temperatura, composição, partículas, etc.

Combustível líquido deve permanecer de acordo com com GEI 41047 ou acordo específico

Geral

12

Geral

3

Geral

7

Geral

7

Geral

Geral

3

3

g

Procedimento de permissão de trabalho obrigatório. Pessoal/trabalhadores treinados adequadamente para o procedimento de permissão de trabalho

Riscos eléctricos ou Energia residual remanescente, bloqueio mecânicos inadequado

Fogo

Características do óleo de lubrificação fornecido Óleo de lubrificação deverá permanecer de pelo utilizador final não estão de acordo com a acordo com o GEK relevante especificação

Atmosferas asfixiantes: escassez de oxigénio Atmosfera explosiva: presença de elementos combustíveis e/ou inflamáveis Riscos de material / Atmosfera tóxica: presença de agentes nocivos substância e/ou tóxicos Dificuldades de salvamento em caso de acidente

Pessoal treinado e renovação de qualificação ao longo do tempo de acordo com a regulamentação Obrigatoriedade de permissão de trabalho e/ou de entrada em espaço confinado Plano de prevenção e salvamento validado Manutenção da integridade do desenho original ao longo do tempo

Não conformidade/desrespeito pelo alarme de incêndio e pelas sirenes intermitentes antes da emissão de CO2

Indução de segurança no acesso do utilizador final à central, mencionando os papéis dos alarmes de incêndio visíveis e sonoros

Perda de eficácia dos meios de combate a incêndios

O sistema de deteção e combate a incêndios deve ser mantido totalmente operacional: manter a integridade dos compartimentos e as portas fechadas, sem qualquer alarme de sistema visível, disponibilidade de agentes de extinção de incêndios totalmente carregados, verificação e teste periódicos do sistema de acordo com os manuais O&M Se o sistema tiver que ser colocado fora de serviço, deverá estar disponível um sistema alternativo de protecção contra incêndios (extintor de incêndio, brigada de bombeiros, etc.)

Perda de eficácia do sistema de detecção de fugas de gás

O sistema de deteção de fugas de gás deverá permanecer sempre totalmente operacional: manter a integridade dos compartimentos e as portas fechadas, sem qualquer alarme de sistema visível, verificação e teste periódicos do sistema de acordo com os manuais O&M

Asfixia

Fogo

Explosão

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Página 14 de 18

ESTRUTURA DE TURBINA A GÁS 6B - 6C - 6FA - 9E – 9FB GAS TURBINE FRAME 6B -6C - 6FA - 9E – 9FB Risco residual - Geral

Fase ISO.

Geral

Geral

Geral

1

4

10

Risco

Acção recomendada ao Utilizador Final

Causa

Arranque inesperado, sobecarga/sobrevelocid ade inesperadas (ou qualquer avaria semelhante) devido a modificação insegura do software

Entrada de lógica forçada / Definições de hardware e software / protocolos de comunicação Acesso não autorizado / modificações / funcionamento. Vandalismo

Estabelecer procedimentos administrativos e regras de acesso ao software baseadas em palavras-passe de software. Manter as definições do sistema de controlo e da instrumentação de acordo com os documentos da GE.

Ruído

Nível de ruído alto

Usar proteção pessoal adequada de acordo com os sinais de aviso no equipamento. Durante o funcionamento, todas as portas de isolamento acústico dos compartimentos devem ser mantidas fechadas

Tudo

Ausência de inspecção e manutenção periódicas da instrumentação, dispositivos de controlo e conjuntos de controlo

Respeitar o calendário de manutenção recomendado e as atividades de manutenção conforme os manuais de O&M (Operação e Manutenção). Utilize peças genuínas em boas condições

Risco residual durante a fase de Imobilização Fase ISO. Imob

Risco

Causa

Acção recomendada ao Utilizador Final

Não superior ao risco geral

Não superior ao risco geral

Não superior ao risco geral

Risco residual durante a Fase de Arranque Fase ISO.

Risco

Acção recomendada ao Utilizador Final

Causa

Arr

1

Riscos mecânicos

Trabalho em curso

• ANTES DO ARRANQUE: todas as permissões de trabalho deverão estar concluídas e ser devolvidas ao Departamento de Permissões, com os sistemas recolocados na configuração de funcionamento. Poderão ser permitidas soluções específicas para teste, após revisão por uma equipa qualificada

Arr

1

Riscos mecânicos

Dispositivos e painéis de protecção não estão totalmente funcionais em modo automático

• ANTES DO ARRANQUE: assegure que o equipamento automático de proteção está totalmente operacional, isento de alarmes

Arr

1

Riscos mecânicos

Reinício após um disparo

• ANTES DO ARRANQUE: repare a falha e inspecione/verifique a integridade do equipamento antes de iniciar o arranque

Arr

1

Riscos mecânicos

Sistemas não estão totalmente disponíveis, mantendo-se a ocorrência de alarmes ou falhas

• ANTES DO ARRANQUE: os alarmes devem ser analisados e revistos por uma equipa qualificada para permitir o arranque

3

Incêndio ou explosão

Reservatório de drenagem e outros recipientes de drenagem ou de resíduos não estão vazios. Falta de água no sifão do tubo de drenagem de escoamento.

• ANTES DO ARRANQUE: verifique os níveis dos reservatórios de drenagem e recipientes de resíduos. Encha o sifão do tubo de drenagem de escoamento com água

Arr

g

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Página 15 de 18

ESTRUTURA DE TURBINA A GÁS 6B - 6C - 6FA - 9E – 9FB GAS TURBINE FRAME 6B -6C - 6FA - 9E – 9FB

Risco residual durante a Fase de Arranque Fase ISO.

Arr

3

g

Risco

Incêndio ou explosão

Acção recomendada ao Utilizador Final

Causa

• DURANTE A SEQUÊNCIA DE IGNIÇÃO DO COMBUSTÍVEL GASOSO: ignição falsa: Investigar primeiro a origem da falha antes de iniciar uma nova sequência de ignição. Não alterar a A deteção de chama surge em poucos segundos após a injeção de combustível durante a sequência sequência temporal da ventilação da conduta de de ignição. Pode ocorrer ignição falsa se não forem exaustão entre tentativas de ignição. • DURANTE A SEQUÊNCIA DE IGNIÇÃO DO preenchidas todas as condições de ignição: COMBUSTÍVEL LÍQUIDO: ignição falsa: Investigar características do combustível fora da primeiro a origem da falha antes de iniciar uma especificação ou falha de ignição. O gás não queimado na conduta de exaustão pode criar risco nova sequência de ignição. Verifique se o combustível não queimado é drenado das de explosão no interior da conduta de exaustão. válvulas de drenagem de arranque falso. O combustível líquido não queimado remanescente Aguarde que o combustível líquido não no interior do compartimento da turbina a gás pode queimado seja totalmente drenado para o criar condições de risco de Incêndio exterior antes de iniciar uma nova sequência de ignição. Não alterar a sequência temporal da ventilação da conduta de exaustão entre tentativas de ignição.

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16

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ESTRUTURA DE TURBINA A GÁS 6B - 6C - 6FA - 9E – 9FB GAS TURBINE FRAME 6B -6C - 6FA - 9E – 9FB

Risco residual durante a Fase de Funcionamento Fase ISO.

Func

Func

Func

Func

Risco

Acção recomendada ao Utilizador Final

Causa Derrame ou fugas de fluidos como o óleo de lubrificação, criando piso escorregadio

Verifique visualmente com uma frequência diária a ausência de fugas em torno da tubagem e do equipamento. Tome as medidas corretivas para eliminar a fuga e limpe a área

1

Riscos mecânicos

3

Riscos térmicos

Material de isolamento ou proteção térmica danificado. Acesso quente no compartimento e tubagem no interior do compartimento

Manter o isolamento e a proteção em boas condições. Utilizar a permissão de acesso / procedimento relevantes. Envergar equipamento de protecção pessoal adequado.

3

Explosão

Porta do compartimento permanece aberta enquanto a unidade está a funcionar, perturbando a distribuição do fluxo de ar e possível diluição de fuga de combustível no interior

Mantenha todas as portas fechadas durante o funcionamento

3

Incêndio ou explosão

Derrame ou fugas de fluidos combustíveis, tais como óleo de lubrificação, combustível líquido, próximo de uma fonte de calor

Verifique visualmente com uma frequência diária a ausência de fugas em torno da tubagem e do equipamento. Assegurar a limpeza do equipamento

Risco residual durante a Fase de Encerramento Fase ISO. Parag

g

Risco

Acção recomendada ao Utilizador Final

Causa Não superior ao risco geral ou ao risco funcional

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A4

Não superior ao risco geral ou ao risco funcional

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17

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ESTRUTURA DE TURBINA A GÁS 6B - 6C - 6FA - 9E – 9FB GAS TURBINE FRAME 6B -6C - 6FA - 9E – 9FB

Risco residual durante Fase de Manutenção Fase ISO.

Risco

Causa

Acção recomendada ao Utilizador Final Tais meios são materiais combustíveis e facilmente sofrem ignição devido ao trabalho quente ou iluminação temporária. Uma vez inflamados, queimam rapidamente. Proibir fontes de calor, tais como ferramentas mecanizadas, superfície de iluminação quentes, fumar, ligações eléctricas. Manter uma distância de segurança suficiente entre as potenciais fontes de ignição e o material combustível, remover o material combustível conforme necessário, controlar estritamente o acesso mediante bloqueio, sinalização, permissão e/ou outros meios.

Manut

3

Fogo

Fonte de calor próximo do elemento do filtro da entrada de ar, pré-filtros, eliminador de deslocação do ar, meios de arrefecimento por evaporação

Manut

1

Riscos mecânicos

Diferentes atividades na mesma zona e ao mesmo tempo com vários trabalhadores. Uso de meios de elevação pesados

Ausência de permissão de trabalho, incluindo sistema seguro de bloqueio relevante

• ANTES DA MANUTENÇÃO: Bloquear dispositivos mecânicos, repor o sistema relevante no nível de energia zero, emitir a permissão de trabalho e a permissão de acesso relevantes para o espaço confinado, antes de levar a cabo qualquer trabalho

2

Perigos elétricos

Perda de permissão de trabalho, incluindo sistema seguro de bloqueio relevante

• ANTES DA MANUTENÇÃO: desenergizar e bloquear os dispositivos elétricos e entregar a permissão de trabalho antes de levar a cabo qualquer trabalho

3

Riscos térmicos

Superfície mantém-se quente após encerramento

• ANTES DA MANUTENÇÃO: O equipamento deverá ser devidamente arrefecido antes de qualquer intervenção de manutenção ou treino e proteção dos trabalhadores

1

Riscos mecânicos

Manut

Manut

Manut

• ANTES DA MANUTENÇÃO: estabelecer uma avaliação de risco, securizar o acesso

Manut

1

Manut

1

g

Deslizamento, tropeção e queda de O trabalho em altura pode apresentar numerosos pessoas riscos de queda, esmagamento, fractura... (relacionados com a maquinaria)

Riscos mecânicos

Queda inesperada de peças durante a elevação

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SIZE

A4

Os operadores deverão envergar PPE (Personnel Protective Equipment – Equipamento de protecção Pessoal) adequado Nunca utilizar as peças da máquina como auxiliar para escalar. As passadeiras e áreas de trabalho deverão ser mantidas livres de resíduos, material escorregadio ou outras obstruções. As tampas de orifícios de visualização ou secções de passadeiras removidas deverão ser identificadas e protegidas. Utilizar equipamento de elevação apropriado e qualificado. Nenhum trabalhador deverá permanecer ou passar por baixo das cargas

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Página 18 de 18

ESTRUTURA DE TURBINA A GÁS 6B - 6C - 6FA - 9E – 9FB GAS TURBINE FRAME 6B -6C - 6FA - 9E – 9FB

Risco residual durante Fase de Manutenção Fase ISO.

Manut

Manut

Manut

1

3

3

Risco

Acção recomendada ao Utilizador Final

Causa

Trabalho junto das palhetas-guia de entrada do compressor

Deverá ser realizado o Bloqueio completo durante a execução de tarefas de manutenção nas engrenagens ou das palhetas-guia de entrada (por exemplo, lavagem/mistura manual, verificação de penetração de corantes, verificação dos espaços de segurança das palhetas, inspeção pelos olhais de visualização). Isto inclui a eliminação de energia residual da alimentação hidráulica, atuador e acumulador. As excepções (por exemplo calibração online) devem ser acompanhadas de uma avaliação de risco no local de trabalho para assegurar que são tomadas as medidas de precaução adequadas para evitar lesões devidas a eventos de intervenção inesperados.

Incêndio ou explosão

Instalação de flange defeituosa durante o reacondicionamento pode causar fugas com incêndio ou explosão subsequentes durante o recomissionamento após inspecção

• APÓS A MANUTENÇÃO: Reinstale as flanges com superfícies de flange limpas, novas juntas, verificação o posicionamento da junta de vedação, verificar a concentricicidade e o paralelismo das flanges, prosseguir com a de aperto com o binário de aperto relevante, fixar os pernos com contraporca ou arruela de bloqueio para as porcas, conforme esquema

Incêndio ou explosão

Se a Parede Divisória do combustível líquido na base do acessório for fornecido originalmente para a estrutura 6B e 9E: a instalação defeituosa após a manutenção poderá causar perturbação do fluxo de ar de ventilação e presença potencial de vapor combustível no exterior da área do combustível líquido.

Riscos mecânicos

Equipamento original de segurança não está na sua posição

• APÓS A MANUTENÇÃO: reinstalar sempre a guarda de segurança existente em , calha manual, passadeiras, barreiras, isolamento térmico em tubagem e no . Verificar se todo o equipamento é religado de novo correctamente, incluindo ligação à terra.

Instalação incorrecta de tubagem rígida e flexível, tubagem e suportes de tubagem

• APÓS A MANUTENÇÃO: assegurar sempre que a tubagem e a canalização têm aplicados os apoios, suportes e vias de encaminhamento de acordo com a configuração original. Manter um espaço livre de 50 mm entre as paredes exteriores de tubagens adjacentes. Se não for possível respeitar o espaço livre, deverão ser levados a cabo os passos necessários para assegurar que a tubagem não roça noutros componentes quando a turbina se encontra em carga total.

1 Manut

2

Tudo

3

Manut

1 3

g

Perigos mecânicos Incêndio ou explosão

• APÓS A MANUTENÇÃO: Reinstale os painéis do compartimento de combustível líquido e mantenha a integridade conforme o esquema original.

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Separador 2



GE Power & Water

MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO

DESCRIÇÃO

Rev.: A

Página: 1/58

TURBINA DE GÁS

1. 1.1. 1.1.1. 1.1.2. 1.2. 1.2.1. 1.2.2. 1.2.3. 1.3. 1.3.1. 1.3.2. 1.3.3. 1.4. 1.4.1. 1.4.2. 1.4.3. 1.4.4. 1.4.5. 1.4.6. 1.5. 1.5.1. 1.5.2. 1.5.3. 1.5.4. 1.6. 1.6.1. 1.6.2. 1.7. 1.7.1. 1.7.2. 1.8. 1.9. 1.9.1. 1.9.2.

TURBINA A GÁS .......................................................................................................................2 DESCRIÇÃO FUNCIONAL, GERAL ...........................................................................................2 INTRODUÇÃO............................................................................................................................2 DESCRIÇÃO FUNCIONAL DA TURBINA A GÁS.......................................................................3 BASE E SUPORTES DA TURBINA............................................................................................5 BASE DA TURBINA ...................................................................................................................5 SUPORTES DA TURBINA .........................................................................................................6 CHAVETA DE UNHA E BLOCO-GUIA .......................................................................................9 SECÇÃO DO COMPRESSOR..................................................................................................10 GERAL .....................................................................................................................................10 ROTOR DO COMPRESSOR....................................................................................................11 ESTATOR DO COMPRESSOR................................................................................................12 SECÇÃO DE COMBUSTÃO.....................................................................................................22 GERAL .....................................................................................................................................22 INVÓLUCRO DE COMBUSTÃO, CÂMARAS DE COMBUSTÃO E TUBOS DE QUEIMA TRANSVERSAL .......................................................................................................................24 VELAS DE IGNIÇÃO E DETETORES DE CHAMA...................................................................26 BICOS DE COMBUSTÍVEL COM DUPLAS CAPACIDADES (LÍQUIDO/GÁS) .........................28 PEÇAS DE TRANSIÇÃO..........................................................................................................29 DRENAGEM DE ARRANQUE FALSO .....................................................................................31 SECÇÃO DA TURBINA ............................................................................................................32 GERAL .....................................................................................................................................32 ROTOR DA TURBINA ..............................................................................................................33 ESTATOR DA TURBINA ..........................................................................................................38 ESTRUTURA DE ESCAPE E DIFUSOR ..................................................................................43 ROLAMENTOS.........................................................................................................................46 GERAL .....................................................................................................................................46 DESCRIÇÃO ............................................................................................................................47 ACOPLAMENTOS....................................................................................................................55 GERAL .....................................................................................................................................55 ENGRENAGEM DE ACESSÓRIOS E ACOPLAMENTO DE CARGA.......................................56 BASTIDORES...........................................................................................................................57 SECÇÕES DE ADMISSÃO E ESCAPE ....................................................................................57 SISTEMA DE ADMISSÃO DE AR.............................................................................................57 SISTEMA DE ESCAPE.............................................................................................................57

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DESCRIÇÃO

1.

TURBINA A GÁS

1.1.

DESCRIÇÃO FUNCIONAL, GERAL

1.1.1.

INTRODUÇÃO

Rev.: A

Página: 2/58

Uma unidade de turbina a gás de serviço pesado é um motor de acionamento mecânico instalado numa unidade de produção: x

Na maior parte das aplicações para acionar um gerador para abastecimento de uma rede elétrica.

x

Por vezes, para acionar um compressor numa central de tratamento de gás.

O motor de acionamento da turbina de gás inclui um compressor de fluxo de ar axial, um sistema de combustão de câmaras múltiplas e uma turbina de três estágios. Os principais componentes da turbina de gás são indicados abaixo. O compressor de fluxo de ar axial é um compressor de 17 estágios composto por: x

Palhetas guia de admissão ajustáveis (IGV) para controlar o fluxo de ar durante as sequências de arranque e carga.

x

Válvulas de purga para desviar parte do fluxo de ar durante o arranque e a paragem para prevenir turbulência.

O sistema de combustão é composto por: x

Bicos de combustível, instalados na tampa da câmara de combustão.

x

Catorze câmaras de combustão, nas quais o combustível é queimado permanentemente desde a velocidade de arranque até à carga máxima.

x

Catorze tubos de combustão transversal que unem a câmara de combustão.

x

Catorze peças de transição a jusante da câmara de combustão, ligadas ao bico de primeiro estágio da turbina.

x

Duas velas de ignição para inflamação do combustível.

x

Um conjunto de detetores de chama.

As turbinas de três estágios incluem um bico de primeiro, segundo e terceiro estágio e um disco de primeiro, segundo e terceiro estágio. A turbina e o compressor de fluxo axial estão juntos no mesmo veio acoplado a: x

Caixa de engrenagens auxiliar e o equipamento de arranque na extremidade frontal.

x

O gerador na extremidade traseira.

Os componentes da turbina de gás e as suas funções são detalhados no texto adiante.

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NOTA: A convenção de projeto para a orientação da turbina a gás é: x

Frente / dianteira: o lado da admissão de ar da turbina de gás é a extremidade frontal/dianteira.

x

Trás / traseira: o lado de escape da turbina de gás é a extremidade traseira.

x

Esquerda / direita: os lados esquerdo e direito da turbina ou de um componente particular são determinados estando em frente à máquina e a olhar para a traseira.

As extremidades, frontal e traseira, de cada componente são determinadas de forma semelhante relativamente à sua orientação na unidade integral.

1.1.2.

DESCRIÇÃO FUNCIONAL DA TURBINA A GÁS (Consulte o esquema de fluxo simplificado da turbina de gás indicado abaixo) Descrição funcional à velocidade nominal: Durante o funcionamento da turbina de gás, o ar ambiente filtrado é aspirado através do conjunto da câmara de admissão e depois comprimido no compressor de fluxo axial de 17 estágios. O ar comprimido proveniente do compressor flui para o espaço anelar que envolve as catorze câmaras de combustão, a partir do qual flui para os espaços entre as carcaças de combustão exteriores e as camisas de combustão, ingressando na zona de combustão através de orifícios doseadores em cada uma das camisas de combustão. Os bicos de combustível injetam combustível em cada uma das catorze câmaras de combustão onde este é misturado com o ar de combustão e é queimado. Os gases quentes das câmaras de combustão expandem-se para as catorze peças de transição separadas acopladas na extremidade de jusante das camisas da câmara de combustão e flui dessa posição para a secção da turbina de três estágios da máquina. Cada estágio consiste numa fila de bicos fixos seguida por uma fila de pás de turbina. Em cada fila de bicos, a energia cinética do jato é aumentada, acompanhada por uma queda de pressão associada, e, em cada fila de pás móveis, uma porção da energia cinética do jato é absorvida como trabalho útil no rotor da turbina. Após a passagem pelas pás de 3º estágio, os gases de escape são direcionados para a carcaça de escape e difusor que contém uma série de palhetas rotativas para afastar os gases de uma direção axial para uma direção radial, reduzindo assim as perdas da cobertura de escape. Depois, os gases passam para a câmara de escape e são libertados para a atmosfera através da chaminé de escape. A rotação resultante do veio faz rodar o rotor do gerador para produzir energia elétrica ou para acionar um compressor centrífugo em aplicações elétricas industriais e aciona os auxiliares através da caixa de engrenagens de acessórios. Sequência de arranque: A turbina de gás não é capaz de manter o seu funcionamento a partir da velocidade zero. Um arranque leva o veio a alinhar-se até a velocidade autossustentável. Quando o equipamento de arranque é acionado, as IGV estão na posição fechada e as válvulas de purga do compressor estão abertas. O binário de rotação proveniente do sistema de equipamento de arranque solta o veio da turbina, o motor de arranque leva a turbina a gás até a velocidade de inflamação. O combustível é injetado na câmara de combustão, as velas de ignição fornecem inflamação em duas câmaras de combustão e a chama alastra-se para as outras câmaras de combustão através dos tubos de queima transversal. Os detetores de chama confirmam a ignição total no painel de comando. Todos os direitos de autor reservados

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O equipamento de arranque permanece atuado para acelerar a unidade até à velocidade autossustentável. Um limite da velocidade da turbina a gás para o motor de arranque. A turbina de gás atinge a velocidade nominal, as IGV movem-se para a posição de funcionamento sem carga à velocidade máxima (FSNL) e a válvula de purga fecha-se. A bomba de óleo de lubrificação acionada pelo veio principal alimenta óleo de lubrificação para os rolamentos da camisa do veio. Durante a sequência de arranque, a bomba de óleo de lubrificação auxiliar alimenta a cabeça. Não existe nenhuma embraiagem entre o equipamento de arranque e a turbina a gás, o conversor de binário oferece esta função entre o equipamento de arranque e a caixa de transmissão auxiliar. Sequência de arrefecimento: Devido à alta temperatura do caminho de gás, a turbina a gás tem de seguir uma sequência de engrenagem rotativa de 24 horas a baixa velocidade, depois do desligamento, para proporcionar um arrefecimento homogéneo para a linha do veio. Assim sendo, o motor da engrenagem rotativa arranca automaticamente durante a paragem. ESQUEMA DE FLUXO SIMPLIFICADO DA TURBINA A GÁS

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1.2.

BASE E SUPORTES DA TURBINA

1.2.1.

BASE DA TURBINA

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Página: 5/58

Descrição: A base sobre a qual a turbina a gás é montada é um fabrico de aço estrutural de vigas e placa em aço soldado. Forma uma única plataforma que oferece apoio no qual se monta a turbina a gás. Adicionalmente, a base suporta as câmaras de admissão e escape da turbina. Os espigões e apoios de içamento são fornecidos, dois em cada lado da base alinhados com os membros cruzados estruturais da estrutura de base. Os calços maquinados, três de cada lado da parte inferior da base facilitam a sua montagem nas fundações do lado. São fornecidos dois calços maquinados, no topo da estrutura de base, para montar o apoio da turbina atrás.

BASE TURBINA

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1.2.2.

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SUPORTES DA TURBINA Descrição: A turbina a gás é montada na sua base através de suportes verticais. O suporte frontal está posicionado na metade inferior das flanges verticais da carcaça frontal do compressor e as duas colunas de suporte traseiras estão posicionadas em cada lado da estrutura de exaustão da turbina. O suporte dianteiro é uma placa flexível que é aparafusada e fixada à base da turbina, na viga da estrutura transversal da base dianteira, e aparafusada e fixada às flanges dianteiras da carcaça do compressor dianteiro. Os suportes traseiros são suportes de coluna, um em cada lado da estrutura de exaustão da turbina. Ambas as colunas verticais de suporte apoiam nos calços maquinados na base e são apertadas sem folga aos calços de suporte montados na estrutura de escape da turbina. As colunas proporcionam suporte do eixo longitudinal para alinhamento da carcaça de alimentação. Na superfície exterior de cada coluna de suporte traseira está montada uma camisa de água. A água de arrefecimento circula através das camisas para minimizar a expansão térmica das colunas de suporte e ajudar a manter o alinhamento entre a turbina e o gerador. As colunas de suporte mantêm as posições axiais e verticais da turbina, enquanto uma chaveta de unha acoplada às colunas de suporte da turbina mantém a sua posição lateral.

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Esquemas dos suportes da turbina.

SUPORTE FRONTAL DA TURBINA

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1.2.3.

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DESCRIÇÃO

Rev.: A

Página: 9/58

CHAVETA DE UNHA E BLOCO-GUIA Descrição: É maquinada uma chaveta de unha na metade inferior do invólucro da turbina. A chaveta encaixa num bloco-guia que está soldado na viga transversal traseira da base da turbina. A chaveta é mantida fixa na posição no bloco-guia por parafusos apoiados contra a chaveta em cada lado. Esta solução de chaveta e bloco previne o movimento lateral ou de rotação da turbina, permitindo simultaneamente o movimento axial e radial resultante da expansão térmica.

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1.3.

SECÇÃO DO COMPRESSOR

1.3.1.

GERAL

Rev.: A

Página: 10/58

Descrição: A secção do compressor de fluxo axial consiste no rotor do compressor e na carcaça de cobertura. A carcaça do compressor alberga as palhetas guia de admissão, os 17 estágios do rotor e as lâminas do estator e as palhetas guia de saída. No compressor, o ar é confinado no espaço entre o rotor e as lâminas do estator, onde este é comprimido em estágios por uma série de lâminas de perfil aerodinâmico de rotação alternada (rotor) e estacionárias (estator). As lâminas do rotor fornecem a força necessária para comprimir o ar em cada estágio e as lâminas do estator orientam o ar para que este ingresse no estágio seguinte do rotor com o ângulo adequado. O ar comprimido é expelido através da carcaça de descarga do compressor para as câmaras de combustão. O ar é extraído do compressor para arrefecimento da turbina, vedação dos rolamentos e, durante o arranque, para controlo de pulsação. Uma vez que a menor folga possível entre o rotor e o estator fornece melhor rendimento num compressor, as peças têm de ser construídas e montadas com tolerâncias elevadas.

SECÇÃO DO COMPRESSOR

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1.3.2.

DESCRIÇÃO

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ROTOR DO COMPRESSOR Descrição: O rotor do compressor é uma unidade de 15 discos individuais, dois veios cónicos, cada um com um disco integral, um anel de velocidade, parafusos de tensão e as lâminas do rotor do compressor. Cada disco e porção de disco de cada veio cónico possui ranhuras mandriladas em redor da sua periferia. As lâminas e os espaçadores do rotor são inseridos nestas ranhuras e são mantidas na posição axial por sobreposição em cada extremidade da ranhura. Os discos e veios cónicos são montados entre si com entalhes de acoplamento para controlo da concentricidade e são mantidos em conjunto por parafusos de tensão. É feito um posicionamento seletivo dos discos durante a montagem para reduzir a correção de equilíbrio. Após a montagem, o rotor apresenta-se calibrado dinamicamente com uma tolerância justa. O veio cónico frontal é maquinado para oferecer faces de impulso dianteiras e traseiras e o moente para o rolamento n.º 1, assim como superfícies de vedação para os vedantes de óleo do rolamento n.º 1 e os vedantes de ar de baixa pressão do compressor.

LOCALIZAÇÃO DO ROTOR DO COMPRESSOR

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1.3.3.

DESCRIÇÃO

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ESTATOR DO COMPRESSOR Gerais: A área do estator (carcaça) da secção do compressor é composta por quatro secções principais: x

Carcaça de admissão.

x

Carcaça do compressor dianteiro.

x

Carcaça do compressor traseiro.

x

Carcaça de descarga do compressor.

Estas secções, em conjunto com o invólucro da turbina e a estrutura de escape formam a estrutura primária da turbina de gás. Estas suportam o rotor nos pontos de apoio e constituem a parede externa do anelar do percurso de gás. O diâmetro interno da carcaça é mantido com tolerâncias estritas relativamente às pontas das lâminas do rotor para a melhor eficiência.

ESTATOR DO COMPRESSOR (A PRETO)

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Carcaça de admissão: A carcaça de admissão está localizada na extremidade frontal da turbina a gás. A sua principal função consiste em orientar o ar uniformemente para o compressor. A carcaça de admissão também suporta o compartimento do rolamento n.° 1, uma peça fundida separada que contém o rolamento n.° 1. O compartimento do rolamento n.° 1 é suportado na carcaça de admissão em superfícies maquinadas de cada lado do bocal de sino interior da carcaça da metade inferior. Para manter o alinhamento axial e radial com o eixo do rotor do compressor, coloca-se calços, fixadores e parafusos no compartimento do rolamento no local aquando da montagem. O bocal de sino interior é posicionado no bocal de sino exterior por meio de oito escoras radiais em forma de aerofólio que oferece uma integridade estrutural à carcaça de admissão. As escoras são fundidas nas paredes do bocal de sino.

CARCAÇA DE ADMISSÃO

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Palhetas-guia de admissão variáveis: As palhetas-guia de admissão variáveis estão localizadas na extremidade traseira da carcaça de admissão. A posição destas palhetas tem um efeito na quantidade de caudal de ar do compressor. O movimento destas palhetas-guia de admissão é conseguido por meio de comando das palhetas-guia de admissão que roda as engrenagens do pinhão individuais e acoplados à extremidade de cada palheta. O anel de controlo é posicionado por uma unidade de atuador hidráulico e braço de ligação.

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DISPOSIÇÃO DAS ENGRENAGENS DO PINHÃO E CONTROLO DAS V.I.G.V. PINHÃO

CREMALHEIRA

COBERTURA DA ENGRENAGEM GIRATÓRIA

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Carcaça dianteira: A carcaça dianteira do compressor contém os primeiros quatro estágios do estator do compressor. Esta também transfere as cargas estruturais provenientes da carcaça contígua para o suporte frontal, o qual está fixado por parafusos e cavilhas à flange frontal desta carcaça do compressor. A carcaça do compressor dianteiro está equipada com espigões grandes integralmente fundidos que são usados para levantar a turbina a gás quando se separa da base.

CARCAÇA DIANTEIRA

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Carcaça do compressor traseiro A carcaça traseira do compressor contém os estágios quinto ao décimo do compressor. Portas de extração na carcaça permitem a remoção do ar do compressor do quinto ao décimo primeiro estágios. O ar é utilizado para funções de arrefecimento e vedação e também para o controlo de pulsação de arranque ou paragem.

CARCAÇA TRASEIRA

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Carcaça de descarga do compressor A carcaça de descarga do compressor é a parte final da secção do compressor. É a fundição integral mais longa. Esta está situada no ponto intermédio entre os suportes frontal e traseira e, na realidade, é a pedra basilar da estrutura da turbina de gás. As funções das carcaças de descarga do compressor são conter os últimos sete estágios do compressor, para formar as paredes interna e externa do difusor do compressor e unir os estatores do compressor e da turbina. Também suportam o rolamento n.° 2, a extremidade dianteira do invólucro de combustão e o suporte interior do bico da turbina do primeiro estágio. A carcaça de descarga do compressor é composta por dois cilindros, sendo um uma continuação das carcaças do compressor e o exterior é um cilindro interior que envolve o rotor do compressor. Os dois cilindros estão posicionados concentricamente por doze escoras radiais. Estas escoras espalham-se para cumprir o maior diâmetro do invólucro da turbina e são os principais membros do rolamento de carga nesta porção do estator da turbina a gás. A estrutura de suporte para o rolamento n.º 2 está contida no cilindro interior. Um difusor é formado pelo anelar cónico entre o cilindro exterior e o cilindro interior da carcaça de descarga. O difusor converte alguma da velocidade de saída em pressão acrescida.

CARCAÇA DE DESCARGA

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Lâminas: As lâminas do estator e do rotor do compressor têm perfil aerodinâmico e foram concebidas para comprimir o ar com eficiência à elevada velocidade atingida pelas pontas das lâminas. As lâminas estão acopladas aos respetivos discos através de uniões de entalhe. A união de entalhe tem uma dimensão e posição muito rigorosa, permitindo assim manter cada lâmina na posição pretendida no disco. As lâminas do estator do compressor têm forma de aerofólio e estão montadas com uniões de entalhe semelhantes em segmentos circulares. Os segmentos circulares são inseridos em ranhuras anelares na carcaça e são mantidas na posição por chavetas de fixação. As lâminas do estator dos últimos nove estágios e palhetas-guia de saída têm uma união de entalhe de base quadrada que são inseridas diretamente em ranhuras circunferenciais na carcaça. As chaves de retenção mantêm-nas no sítio.

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LÂMINA DO ROTOR DO COMPRESSOR

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1.4.

SECÇÃO DE COMBUSTÃO

1.4.1.

GERAL

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Página: 22/58

Descrição: O sistema de combustão é do tipo de fluxo inverso com 14 câmaras de combustão dispostas à volta da periferia da carcaça de descarga do compressor. Este sistema também inclui bicos de combustível, sistema de ignição com velas de ignição, detetores de chama e tubos de queima transversal. Os gases a alta temperatura, gerados pela queima do combustível nas câmaras de combustão, são utilizados para acionar a turbina. O ar de alta pressão da descarga do compressor é direcionado à volta das peças de transição e para camisas de câmaras de combustão. Este ar entra na zona de combustão através de orifícios doseadores para uma combustão de combustível adequado e através de ranhuras para arrefecer a camisa de combustão. O combustível é fornecido para cada câmara de combustão através de um bico desenhado para dispersar e misturar o combustível com a quantidade adequada de ar de combustão. A orientação das câmaras de combustão à volta da periferia do compressor aparece na figura da página seguinte. As câmaras de combustão são numeradas no sentido contrário dos ponteiros de relógio quando vistas no sentido de jusante e começando desde a parte superior da máquina. Também aparecem as localizações das velas de ignição e dos detetores de chama.

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DISPOSIÇÃO DA CÂMARA DE COMBUSTÃO

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1.4.2.

DESCRIÇÃO

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Página: 24/58

INVÓLUCRO DE COMBUSTÃO, CÂMARAS DE COMBUSTÃO E TUBOS DE QUEIMA TRANSVERSAL (Consulte a figura da página seguinte) Invólucro de combustão: O invólucro de combustão forma uma câmara onde o fluxo de ar de descarga do compressor é direcionado para as câmaras de combustão. O seu segundo objetivo é atuar como suporte para as unidades das câmaras de combustão. Por seu lado, o invólucro é suportado pela carcaça de descarga do compressor e a carcaça da turbina. Câmaras de combustão: O ar de descarga do compressor de fluxo axial flui para cada manga de fluxo de combustão a partir do invólucro de combustão (ver figura). O ar flui para montante ao longo da parte exterior da camisa de combustão, em direção à tampa da camisa. Este ar entra na zona de reação da câmara de combustão através da ponta de turbulência do bico de combustível, através de orifícios doseadores tanto na tampa como na camisa e através de orifícios de combustão na metade dianteira da camisa. Os gases de combustão a alta temperatura provenientes da zona de reação passam através de uma zona de impregnação térmica e, depois, para uma zona de diluição onde mais ar é misturado com os gases de combustão. Os orifícios doseadores na zona de diluição permitem o ingresso da quantidade correta de ar para arrefecer os gases até à temperatura pretendida. Ao longo do comprimento da camisa de combustão e na tampa da camisa encontram-se aberturas cuja função consiste em formar uma película de ar para arrefecer as paredes da camisa e da tampa, conforme mostrado na figura. As peças de transição orientam os gases a alta temperatura desde as camisas para os bicos da turbina. As catorze camisas de combustão, mangas de fluxo e peças de transição são idênticas. Tubos de fogo cruzado: As catorze câmaras de combustão estão interligadas por tubos de queima transversal. Estes tubos permitem que a chama das câmaras inflamadas se propague para as câmaras não inflamadas.

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DETALHES DA CÂMARA DE COMBUSTÃO E DIAGRAMA DE FLUXO

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1.4.3.

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VELAS DE IGNIÇÃO E DETETORES DE CHAMA Velas de ignição: A combustão é iniciada através da descarga de duas velas de ignição de alta tensão de elétrodos retráteis instaladas nas câmaras de combustão adjacentes (N.º 13 e 14). Estas velas injetadas por mola e retratáveis por pressão recebem energia proveniente de transformadores de ignição. Aquando da ignição, uma faísca numa ou em ambas as velas de ignição inflama os gases numa câmara; as restantes câmaras são inflamadas por fogo cruzado através dos tubos que interligam as zonas de reação das restantes câmaras. Conforme a velocidade do rotor aumenta, a pressão na câmara leva as velas de ignição a retrair e os elétrodos são removidos da zona de combustão.

VELA DE IGNIÇÃO (TÍPICA)

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Detetores de chama: Durante a sequência de arranque, é essencial existir transmissão da presença ou ausência de chama para o sistema de comando. Como tal, é utilizado um sistema de monitorização da chama, o qual consiste em quatro sensores instalados nas quatro câmaras de combustão (n.º (n4 e 5, 10 e 11) e um amplificador eletrónico que é montado no painel de comando da turbina. O sensor de chama por ultravioleta consiste num sensor de chama, contendo um detetor atestado a gás. O gás contido neste detetor de chama é sensível na presença da radiação ultravioleta emitida por uma chama de hidrocarbonetos. Uma tensão DC, fornecida pelo amplificador, é impressa ao longo dos terminais do detetor. Se existir presença de chama, a ionização do gás no detetor permite a condução num circuito que ativa o sistema eletrónico e cria uma saída que define a chama. Pelo contrário, na ausência de chama, é criada uma saída inversa que define o estado "sem chama". Depois de estabelecer a chama, se a tensão for restabelecida para os sensores definindo a perda (ou falta) de chama, é enviado um sinal ao painel de relés no circuito de controlo eletrónico da turbina onde os relés auxiliares no circuito de disparo de ignição, circuito de meios de arranque, etc... desligar a turbina. A FALHA DE IGNIÇÃO ou PERDA DE CHAMA também estão indicadas no indicador. Se for detetada uma perda de chama apenas por um sensor detetor de chama, o circuito de controlo causará uma indicação apenas desta condição. Para obter mais informações sobre os detetores de chama, consultar os volumes de publicações de equipamento da turbina a gás para o sistema de controlo e proteção de G.T.)

DETETOR DE CHAMA (TÍPICO)

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1.4.4.

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Página: 28/58

BICOS DE COMBUSTÍVEL COM DUPLAS CAPACIDADES (LÍQUIDO/GÁS) Descrição: Cada câmara de combustão está equipada com um bico de combustível que emite a quantidade doseada de combustível para a camisa de combustão. As turbinas de gás utilizam bicos de combustível de dupla capacidade, permitindo queimar um dos combustíveis gasosos ou oleosos, com a possibilidade de transferência de um combustível para o outro (unidade de combustível duplo). O bico de combustível tem a função de distribuir o combustível líquido e/ou gasoso na zona de reação da camisa de combustão, de forma a promover uma combustão rápida, uniforme e completa. É utilizado ar atomizado com o combustível líquido para assistir na formação de uma pulverização finamente atomizada. O combustível líquido e o ar atomizado ingressam no conjunto do bico de combustível através de uniões separadas. Depois, estes são introduzidos através de passagens separadas mas concêntricas no corpo do bico. O combustível ingressa na passagem interior. O combustível gasoso ingressa no conjunto do bico de combustível através da flange de união de gás combustível e é orientado através das passagens internas do bico para orifícios localizados na ponta de gás.

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1.4.5.

DESCRIÇÃO

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Página: 29/58

PEÇAS DE TRANSIÇÃO Descrição: As peças de transição orientam os gases a alta temperatura desde as camisas para o bico de primeiro estágio da turbina. Assim, a primeira área do bico é dividida em 14 áreas iguais que recebem o caudal de gás a alta temperatura. As peças de transição são vedadas das paredes, exterior e interior, no lado da entrada do bico, minimizando assim a fuga de ar de descarga do compressor para o bico.

PEÇA DE TRANSIÇÃO

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DISPOSIÇÃO DA PEÇA DE TRANSIÇÃO

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1.4.6.

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DESCRIÇÃO

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DRENAGEM DE ARRANQUE FALSO Em unidades de combustível líquido, por razões de segurança, no caso de um arranque sem êxito, a acumulação de combustível fuelóleo é drenada através de válvulas de drenagem de arranque falso fornecidas em pontos baixos adequados nas áreas de combustão/turbina: parte inferior do compartimento de combustão e parte inferior da estrutura de exaustão da turbina. As válvulas de drenagem de arranque falso, normalmente abertas, fechar durante o arranque quando a velocidade da turbina atingir um valor suficiente. A pressão de ar da descarga do compressor de fluxo de axial é usada para acionar estas válvulas. Durante a sequência de paragem da turbina, as válvulas abrem-se conforme a velocidade do compressor desce (a pressão de descarga do compressor é reduzida).

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1.5.

SECÇÃO DA TURBINA

1.5.1.

GERAL

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Descrição: A secção da turbina de três estágios é a área onde a energia na forma de gás pressurizado de alta energia produzido pelas secções do compressor e de combustão é convertida em energia mecânica. Cada estágio da turbina é composto por um bico pelo disco correspondente com as respetivas pás. Os componentes da secção da turbina incluem o rotor da turbina, invólucro da turbina, bicos, resguardos, estrutura de escape e difusor de escape.

SECÇÃO DA TURBINA

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1.5.2.

DESCRIÇÃO

Rev.: A

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ROTOR DA TURBINA Estrutura: O conjunto do rotor da turbina consiste em dois veios de disco; os discos da turbina do primeiro, segundo e terceiro estágio com pás; e dois espaçadores da turbina. O controlo de concentricicidade é alcançado com entalhes de acoplamento nos discos da turbina, veios de disco e espaçadores. Os discos são mantidos acoplados por parafusos passantes. O posicionamento seletivo dos membros do rotor é executado para minimizar correções de calibração. O veio de disco dianteiro estende-se do disco da turbina de primeiro estágio para a flange traseira do conjunto do rotor do compressor. O moente para o rolamento n.º 2 faz parte do veio do disco. O veio do disco traseiro une desde o disco da turbina de terceiro estágio até ao acoplamento de carga. Este inclui o moente do rolamento n.º 3. Os espaçadores entre os discos da turbina de primeiro e segundo, e entre os discos da turbina de segundo e terceiro estágio determinam a posição axial dos discos individuais. Estes espaçadores transportam as fitas de vedação de diafragma. A face frontal do espaçador inclui ranhuras radiais para passagens de ar de arrefecimento. O espaçador 1-2 também tem ranhuras radiais para passagens de ar de arrefecimento na face traseira.

LOCALIZAÇÃO DO ROTOR DA TURBINA

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Pás: As pás da turbina (figura da página seguinte) aumentam de dimensão do primeiro para o terceiro estágio. Devido à redução da pressão resultante da conversão de energia em cada estágio, é necessária uma área anelar aumentada para acomodar o caudal de gás; precisando, assim, de aumento da dimensão das pás. As pás do primeiro estágio são a primeira superfície rotativa que os gases a temperatura extremamente elevada encontram após deixarem o bico de primeiro estágio. Cada pá de primeiro estágio contém uma série de passagens de ar longitudinais para arrefecimento da pá. O ar é introduzido em cada pá do primeiro estágio através de uma câmara na base da união de entalhe da pá. Flui através de furos de arrefecimento aumentando o comprimento da pá e sai na ponta da pá retrocedida. Os furos estão espaçados e dimensionados para obter um arrefecimento ótimo do aerofólio com um mínimo de ar de extração do compressor. Como as pás do primeiro estágio, as pás do segundo estágio são arrefecidas por passagem de ar de largura do comprimento do aerofólio. Como as temperaturas mais baixas à volta das hastes das pás não precisam de arrefecimento das hastes, os furos de arrefecimento do segundo estágio são alimentados por um molde de câmara na haste de pá. Os furos de largura fornecem ar de arrefecimento para o aerofólio a uma pressão mais alta do que um desenho com furos de haste. Isto aumenta a efetividade do arrefecimento no aerofólio para que o arrefecimento do aerofólio seja conseguido com uma penalização mínima para o ciclo termodinâmico. As pás do primeiro estágio não são arrefecidas por ar internamente; as pontas destas pás estão envolvidas por um resguardo que forma parte do vedante da ponta. Os resguardos interligam pá a pá para proporcionar amortecimento de vibração. As pás da turbina para cada estágio estão fixadas aos respetivos discos por uniões de entalhe com múltiplos espigões retos de entrada axial que encaixam em cortes correspondentes nos aros dos discos da turbina. Os veios das pás estão ligados às suas uniões de entalhe por meio de hastes. Estas hastes posicionam a união pá-para-disco a uma distância significativa dos gases a alta temperatura, reduzindo a temperatura na união de entalhe. O conjunto do rotor da turbina está disposto para que as pás possam ser substituídas sem ser necessário desempilhar os conjuntos de veio, discos e espaçadores.

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PÁS

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Arrefecimento do rotor da turbina: O rotor da turbina deve ser arrefecido para manter temperaturas de funcionamento razoáveis e, consequentemente, garantir uma vida útil de serviço longa da turbina. O arrefecimento é concretizado através de um caudal positivo da ar de arrefecimento orientado radialmente para fora através de um espaço entre o disco da turbina com pás e o estator na corrente de gás principal. Esta área designa-se o espaço entre discos. O rotor da turbina é arrefecido por meio de um fluxo positivo de ar relativamente fresco (relativo ao ar do caminho do gás quente) extraído do compressor. Ar extraído através do rotor, à frente do 17.º estágio do compressor, é usado para arrefecer as pás do 1.º e 2.º estágios e dos espaços dos discos do rotor do 2.º estágio traseiro e 3.º estágio dianteiro. Este ar também mantém os discos da turbina, espaçadores da turbina e o veio do disco a uma temperatura de descarga aproximada do compressor para garantir gradientes térmicos de estado estável, assegurando, assim, uma vida longa dos discos. O espaço de discos traseiros do primeiro estágio é arrefecido por ar que passa pelo vedante de embalamento de alta pressão no rotor do compressor da extremidade traseira. Os espaços dos discos do 1.º estágio traseiro e do 2.º estágio dianteiro são arrefecidos por ar de descarga do compressor que passa pelos resguardos do primeiro estágio e depois radialmente para dentro através dos veios do bico do segundo estágio. O espaço de discos traseiros do terceiro estágio é arrefecido por ar de arrefecimento que sai do circuito de arrefecimento da estrutura de escape.

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VISTA DE CORTE DE SECÇÃO DA TURBINA

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1.5.3.

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ESTATOR DA TURBINA Estrutura: O invólucro da turbina e a estrutura de escape constituem a porção principal da estrutura do estator da turbina de gás. Os bicos da turbina, resguardos, rolamento n.º 3 e difusor de escape da turbina são apoiados no interior a partir destes componentes.

ESTATOR DA TURBINA (A PRETO)

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Invólucro da turbina: O invólucro da turbina determina as posições axial e radial dos resguardos e bicos. Determina as folgas da turbina e as posições relativas dos bicos das pás da turbina. Este posicionamento é crítico para o desempenho da turbina de gás. Os gases quentes contidos pelo invólucro da turbina são uma fonte de fluxo térmico para o invólucro. Para controlar o diâmetro do invólucro, é importante que o design do invólucro reduza o fluxo de calor para o invólucro e limite a sua temperatura. A limitação do fluxo térmico envolve isolamento, arrefecimento e estruturas constituídas por várias camadas. A superfície externa do invólucro incorpora passagens de ar de arrefecimento. O fluxo através destas passagens é gerado por uma ventoinha fora da base. Estruturalmente, a flange frontal do invólucro é aparafusada às flanges na extremidade traseira da carcaça de descarga do compressor e compartimento de combustão. A flange traseira do invólucro é aparafusada à flange dianteira da estrutura do escape. Espigões fundidos nas laterais do invólucro são utilizados com espigões semelhantes na carcaça do compressor dianteira para levantar a turbina a gás quando está separada da sua base. Bicos da turbina: Na secção da turbina, existem três estágio de bicos estacionários que orientam o caudal de alta velocidade dos gases de combustão a elevada temperatura expandidos contra as pás da turbina, originando a rotação do rotor. Devido à queda da alta pressão entre estes bicos, existem vedantes nos diâmetros internos e nos diâmetros externos para prevenir a perda da energia do sistema por fuga. Uma vez que estes bicos funcionam no caudal de gases de combustão a alta temperatura, estes estão sujeitos a tensões térmicas para além de cargas de pressão gasosa. Bico do primeiro estágio: O bico do primeiro estágio recebe os gases de combustão a alta temperatura provenientes do sistema de combustão através das peças de transição. As peças de transição são vedadas das paredes, exterior e interior, no lado da entrada do bico, minimizando assim a fuga de ar de descarga do compressor para os bicos. Os 18 segmentos de bico fundidos, cada qual com duas divisórias (ou perfis aerodinâmicos) estão contidos por um anel de retenção bipartido horizontalmente, suportado na linha central no invólucro da turbina por olhais nas laterais e orientado por cavilhas nas linhas centrais verticais da parte superior e da parte inferior. Esta disposição permite a expansão radial do anel de retenção resultante de alterações da temperatura, mantendo o anel centrado no invólucro. O diâmetro exterior traseiro do anel de retenção é pressionado contra a face frontal do resguardo da turbina de primeiro estágio e funciona como um vedante de ar para impedir a fuga do ar de descarga do compressor entre o bico e o invólucro. Na parede lateral interior, o bico é vedado por um rolamento direto da calha de carga interior do bico contra o anel de apoio do bico de primeiro estágio aparafusado à carcaça de descarga do compressor. O bico é impedido de mover-se para a dianteira por quatro olhais soldados no diâmetro externo traseiro do anel de retenção, a 45 graus das linhas centrais vertical e horizontal. Estes olhais, encaixam numa ranhura maquinada no invólucro da turbina imediatamente à frente do gancho em T do resguardo do primeiro estágio. Ao mover o bloco de apoio da junta horizontal e a cavilha-guia da linha central da parte inferior, a metade inferior do bico pode ser extraída com o rotor da turbina montado. Bico do segundo estágio: O gás de combustão que sai das pás de primeiro estágio é novamente expandido e redirecionado contra as pás da turbina de segundo estágio pelo bico do segundo estágio. O bico do segundo estágio é constituído por 16 segmentos, cada qual com três divisórias (ou perfis aerodinâmicos). O macho engata nas laterais de entrada e saída da parede lateral em Todos os direitos de autor reservados

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ranhuras fêmea no lado traseiro dos resguardos do primeiro estágio e no lado frontal dos resguardos do segundo estágio para manter o bico concêntrico com o invólucro da turbina e o rotor. Este encaixe justo de macho e fêmea instalado entre o bico e resguardos funciona como um vedante de ar do diâmetro externo. Os segmentos de bico são mantidos numa posição circular por cavilhas radiais do invólucro em ranhuras axiais na parede lateral exterior do bico. As divisórias do bico do segundo estágio são arrefecidas com ar de descarga do compressor. Bico do terceiro estágio: O bico do terceiro estágio recebe o gás a alta temperatura que abandona as pás do segundo estágio, aumenta a sua velocidade por queda de pressão direciona este caudal contra as pás do terceiro estágio. O bico é constituído por 16 segmentos fundidos, cada qual com quatro divisórias (ou perfis aerodinâmicos). Este é mantido nas partes, frontal e traseira, da parede lateral em ranhuras nos resguardos da turbina de forma idêntica àquela utilizada no bico de segundo estágio. O bico do terceiro estágio é mantido em posição circular por cavilhas radiais do invólucro.

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BOCAIS

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Diafragmas: Acoplados aos diâmetros internos dos segmentos de bico de segundo e terceiro estágio encontram-se diafragmas de bico (figura abaixo). Estes diafragmas previnem a fuga de ar através da parede lateral interior dos bicos e do rotor da turbina. Os dentes altos/baixos do vedante do tipo labirinto são maquinados no diâmetro interno do diafragma. Estes acoplam em superfícies de vedação correspondentes no rotor da turbina. Para manter-se uma baixa fuga entre os estágios é essencial uma baixa tolerância entre as peças fixas (diafragma e bicos) e o rotor em movimento; isto resulta numa eficiência da turbina mais elevada. Resguardos: Ao contrário das lâminas do compressor, as pontas das pás da turbina não funcionam diretamente sobre uma superfície maquinada integral da carcaça, antes contra segmentos circulares curvados designados resguardos da turbina. A principal função dos resguardos é oferecer uma superfície cilíndrica para reduzir fugas pela folga das pontas. A segunda função consiste em oferecer uma elevada resistência térmica entre os gases a alta temperatura e o invólucro relativamente arrefecido. Ao concretizar esta função, a carga de arrefecimento do invólucro é drasticamente reduzida, o diâmetro do invólucro é controlado, a deformação circular do invólucro é mantida e são garantidas as folgas importantes da turbina. Os segmentos de resguardo são mantidos na posição circular por cavilhas radiais provenientes do invólucro. As juntas entre os segmentos de resguardo são vedadas por linguetas de interligação e ranhuras. DIAFRAGMAS

RESGUARDO Todos os direitos de autor reservados

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1.5.4.

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ESTRUTURA DE ESCAPE E DIFUSOR A unidade da estrutura de exaustão (figura abaixo) consiste na estrutura de exaustão e no difusor de exaustão. A estrutura de escape é aparafusada na flange traseira do invólucro da turbina. Estruturalmente, a estrutura é composta por um cilindro exterior e um cilindro interior interligado por dez escoras radiais. Nas superfícies do caminho do gás interior, estão acoplados os difusores interiores e exteriores. O rolamento n.º 3 é apoiado pelo cilindro interior. O difusor de exaustão, situado na extremidade traseira da turbina de gás, aparafusa-se, e é apoiado pela estrutura de exaustão. A estrutura de exaustão é uma unidade fabricada que consiste num cilindro interior e num cilindro divergente exterior que queima na extremidade da saída num ângulo direito até à linha central da turbina. Na extremidade da saída do difusor entre os dois cilindros existem cinco defletores montados na curvatura. Os gases de escape provenientes do terceiro estágio da turbina ingressam no difusor onde a velocidade é reduzida por difusão e a pressão é recuperada. Na saída do difusor, defletores direcionam os gases para a câmara de escape. As escoras radiais da estrutura de escape atravessam a correntes de gases de escape. Estas escoras posicionam o cilindro interior e o rolamento n.º 3 em relação à carcaça exterior da turbina de gás. As escoras devem ser mantidas a uma temperatura uniforme para controlar-se a posição central do rotor em relação ao estator. Esta estabilização de temperatura é alcançada protegendo as escoras de gases de exaustão com uma carenagem de metal fabricada no difusor e depois forçando o ar de arrefecimento a entrar neste espaço à volta das escoras. O ar de arrefecimento do invólucro da turbina entra no espaço entre a estrutura de exaustão e o difusor e flui em duas direções. O ar flui numa direção para os anéis de arrefecimento do invólucro da turbina e também para baixo através do espaço entre as escoras e as carenagens do aerofólio à volta das escoras e, subsequentemente, para o túnel do eixo de carga e espaço de discos traseiros do terceiro estágio da turbina.

Estrutura de exaustão e difusor

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UNIDADE DA ESTRUTURA DE EXAUSTÃO

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DIFUSOR DO EXAUSTOR

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1.6.

ROLAMENTOS

1.6.1.

GERAL

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Introdução: A unidade da turbina a gás MS 9001 E contém três rolamentos radiais principais que servem para suportar o rotor da turbina de gás. A unidade também inclui rolamentos de impulso para manter a posição axial do rotor e estator. Estas unidades de rolamentos situam-se em três compartimentos: Uma na entrada, uma na carcaça de descarga do compressor e uma na estrutura de exaustão. Todos os rolamentos são lubrificados sob pressão pelo óleo fornecido pelo sistema de óleo de lubrificação principal. O óleo flui através de condutas ramificadas para uma entrada em cada carcaça de rolamento. MANCAIS ROLAMENTO N.º

CLASSE

TIPO

1 2 3 1 1

Moente Moente Moente Axial carregado Impulso sem cargas

Elíptico Elíptico Elíptico Auto-alinhado (equalizado) Segmento basculante

Lubrificação: Os três rolamentos principais da turbina são lubrificados sob pressão com óleo fornecido pelo reservatório de óleo lubrificante com capacidade para 12540 litros. A tubagem de alimentação de óleo, quando for prático, é direcionada na linha de drenagem do reservatório de óleo lubrificante, ou canais de drenagem, como medida de proteção. Este procedimento é referido como tubagem dupla e a sua explicação é que, no caso de uma fuga na tubagem, não se perderá nem pulverizará óleo em equipamento próximo, eliminando, assim, um potencial perigo para a segurança. Quando o óleo entra na entrada da carcaça do rolamento, este flui para um anel em redor da camisa do rolamento. A partir do anel, o óleo flui através de ranhuras maquinadas na camisa para a superfície do rolamento. Evita-se que o óleo escape ao longo do eixo da turbina através de vedantes de labirinto. Vedantes de óleo: Evita-se desperdiçar óleo na superfície do eixo da turbina ao longo do eixo por vedantes de óleo em cada um dos três compartimento de rolamentos. Estes empanques de labirinto e defletores de óleo (tipo dentes) são montados em ambos os lados do rolamento onde é necessário um controlo do óleo. É maquinada uma superfície lisa no veio e os vedantes são montados para que exista apenas uma folga reduzida entre o óleo e defletor do vedante e o veio. Os vedantes de óleo são concebidos com duas filas de vedação e um espaço circular entre estas. É admitido ar de vedação sob pressão neste espaço, prevenindo o óleo de lubrificação de alastrar-se ao longo do veio. Parte deste ar retorna com o óleo para o reservatório de óleo lubrificante e é expelida através de um dreno.

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1.6.2.

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DESCRIÇÃO x

Rolamento N.º 1 A unidade do rolamento N.º 1 situa-se no centro da unidade da carcaça de entrada e contém três rolamentos; (1) rolamento axial ativo (carregado), (2) rolamento axial inativo (não carregado) e (3) rolamento radial. Para além destes, contém um anel flutuante ou vedante do eixo de anel, vedantes de labirinto e uma carcaça na qual os componentes estão instalados. Os componentes são imobilizados por chavetas na carcaça para prevenir a rotação. O compartimento é uma carcaça separada. A unidade do rolamento N.º 1 é apoiado na linha central a partir do cilindro interior da carcaça de entrada. Este apoio inclui rebordos na horizontal e uma chave axial na linha central inferior. A metade superior do compartimento do rolamento pode ser removida para inspeção da camisa do rolamento sem a remoção da carcaça de entrada da metade superior. A metade inferior da unidade do rolamento apoia o ponteiro dianteiro do rotor do compressor. Os vedantes de labirinto em cada extremidade da carcaça estão sob pressão com o ar extraído do 5.º estágio do compressor. O anel vedante flutuante e um vedante de labirinto duplo na extremidade frontal da cavidade do rolamento de impulso devem conter o óleo e limitar o ingresso de ar para a cavidade.

x

Rolamento N.º 2 A unidade do rolamento N.º 2 é apoiado na linha central a partir do cilindro interior da carcaça de descarga do compressor. Este apoio inclui rebordos na horizontal e uma chave axial na linha central inferior, permitindo um crescimento relativo resultado de diferenças de temperatura enquanto o rolamento permanece centrado na carcaça de descarga. A metade inferior da unidade do rolamento apoia o eixo do disco dianteiro da unidade do rotor da turbina. Esta unidade inclui três vedantes de labirinto em ambas as extremidades do compartimento. O rolamento N.º 2 situa-se num espaço pressurizado entre o compressor e a turbina e o ar passa pelo labirinto exterior em cada extremidade do compartimento. O espaço entre os outros dois vedantes é arrefecido por ar extraído do compressor do 5.º estágio. O ar flui através deste vedante até ao espaço de drenagem do compartimento e é ventilado fora da máquina através do tubo interior que liga ao fundo do compartimento. Esta tubagem de ventilação do espaço de drenagem continua até ao tanque de óleo lubrificante. O labirinto intermédio evita que a fuga de ar quente se misture com o óleo. A mistura de ar quente e o ar de arrefecimento é ventilada fora da unidade através do tubo exterior ligado ao topo do compartimento do rolamento.

x

Rolamento N.º 3 A unidade do rolamento N.º 3 situa-se na extremidade traseira do eixo da turbina no centro da unidade da estrutura de exaustão. Consiste num mancal de segmentos oscilantes, cinco vedantes de labirinto e um compartimento de rolamento. Os segmentos individuais são montados de forma a serem criadas passagens convergentes entre cada segmento e a superfície do rolamento. Estas passagens convergentes geram uma película de óleo de alta pressão por baixo de cada segmento que produz um carregamento simétrico ou efeito de "resistência" na superfície do rolamento. A ação de resistência ajuda a manter a estabilidade do eixo. Como os segmentos são articulados num ponto, movem-se livremente em duas direções, o que lhes possibilita tolerar tanto um desalinhamento do eixo de compensação como angular. O rolamento radial do segmento oscilante é composto por dois componentes principais e um anel de retenção. O anel de retenção serve para localizar e apoiar os segmentos. É um membro dividido horizontalmente que contém os pinos de apoio do segmento, ajustando calços, o orifício de alimentação de óleo e vedantes de descarga de óleo. Os pinos de Todos os direitos de autor reservados

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apoio e calços transmitem as cargas geradas nas superfícies de segmentos e são usados para definir a folga do rolamento. Um pino anti-rotação estende-se de uma ponta da metade inferior do anel retangular. Este pino situa o rolamento dentro do seu compartimento e serve para evitar que o rolamento rode com o eixo. NOTA: Consultar o capítulo da literatura do subcontratante da turbina a gás para componentes da turbina de gás, para obter mais informações (lubrificação e manutenção).

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CONJUNTO DO ROLAMENTO N.º 1

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ROLAMENTO AXIAL CARREGADO

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MANUAL DE FUNCIONAMENTO E MANUTENÇÃO

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Rev.: A

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ROLAMENTO AXIAL NÃO CARREGADO

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DESCRIÇÃO

Rev.: A

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CONJUNTOS DO ROLAMENTO N.º 2

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CONJUNTOS DO ROLAMENTO N.º 3

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DESCRIÇÃO

1.7.

ACOPLAMENTOS

1.7.1.

GERAL

Rev.: A

Página: 55/58

Introdução: x

Os acoplamentos são utilizados para transmitir o binário de arranque da engrenagem de acessórios para o compressor axial da turbina a gás e transmitir a potência do veio da turbina para o gerador.

x

Vista de corte simplificada.

ACOPLAMENTO DE ENGRENAGEM DE ACESSÓRIOS

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1.7.2.

DESCRIÇÃO

Rev.: A

Página: 56/58

ENGRENAGEM DE ACESSÓRIOS E ACOPLAMENTO DE CARGA Acoplamento de engrenagem de acessórios: É aplicado um acoplamento seco flexível para ligar a transmissão dos acessórios ao veio da turbina a gás na extremidade do compressor. O acoplamento foi concebido para transmitir o binário de arranque e de transmissão associado a este acoplamento de transmissão, bem como oferecer flexibilidade para acomodar o desalinhamento nominal e o movimento axial do rotor da turbina relativamente à caixa de engrenagens de acessórios. Existem três tipos de desalinhamento que são acomodados pelo acoplamento: angular, paralelo e uma combinação de ambos. Os procedimentos recomendados de manutenção e lubrificação aplicáveis ao tipo de acoplamento específico constam no “Capítulo da literatura do subcontratante da turbina de gás”. Acoplamento de carga: Um acoplamento oco rígido liga o veio do rotor da turbina ao gerador. Uma união de flange aparafusada forma a junta em cada extremidade do acoplamento.

UNIDADE DE ACOPLAMENTO DE ACESSÓRIOS ABASTECIDOS COM ÓLEO

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1.8.

DESCRIÇÃO

Rev.: A

Página: 57/58

BASTIDORES A turbina de gás e os auxiliares pertinentes são instalados envolvidos em bastidores. O objetivo destes bastidores consiste em:

1.9.

x

Garantir proteção do equipamento contra intempéries.

x

Detetar e extinguir incêndios, contendo o agente de combate a incêndios.

x

Providenciar arrefecimento e ventilação adequados para o equipamento.

x

Diluir fugas de gás para prevenir atmosferas perigosas.

x

Providenciar isolamento acústico atenuando o ruído produzido pelo equipamento.

x

Proteger o pessoal contra altas temperaturas e riscos de incêndio.

x

Aquecer o bastidor durante períodos de frio.

SECÇÕES DE ADMISSÃO E ESCAPE É necessário tratar e adaptar o ar atmosférico de admissão antes deste ingressar na turbina para assegurar o rendimento previsto da máquina. É instalado equipamento concebido especialmente para modificar a qualidade do ar de admissão e assim torná-lo adequado para utilização na unidade. Também é necessário atenuar o ruído de alta frequência na admissão de ar causado pela rotação das lâminas do compressor em rotação. Na extremidade do escape na turbina de gás, os gases produzidos devido à combustão na turbina exigem equipamento específico conforme estes sejam libertados para a atmosfera ou recolhidos em caldeiras de recuperação de calor.

1.9.1.

SISTEMA DE ADMISSÃO DE AR O sistema de entrada de ar, a jusante da instalação de filtragem de ar, não é descrito detalhadamente neste parágrafo. Consiste maioritariamente numa conduta de ar, seguida de secções de silenciadores por defletores paralelos, um sistema de filtro localizado na curva de admissão e uma junta de expansão depois da qual o fluxo de ar atinge à câmara de entrada de ar do compressor de fluxo axial. Os silenciadores para atenuar o ruído de alta frequência na admissão de ar causado pela rotação das lâminas do compressor em rotação são dotados com defletores. Mais detalhes no separador de Equipamento Técnico, especialmente sobre a instalação de filtragem.

1.9.2.

SISTEMA DE ESCAPE Na secção do escape, os gases que foram utilizados para acionar os discos da turbina são redirecionados para serem libertados na atmosfera ou recolhidos numa caldeira de recuperação de calor, conforme aplicável. Após a saída da estrutura de escape, os gases a alta temperatura atingem o difusor, localizado na câmara de escape. Na parede da câmara de escape em frente ao difusor de escape, um conjunto circular de termopares permite medir a temperatura dos gases de escape. Os termopares enviam os respetivos sinais para o sistema de controlo e proteção da temperatura da turbina de gás. A configuração da câmara de escape consiste numa caixa aberta na parte superior e soldada a uma extensão da base da turbina. O isolamento na câmara proporciona proteção acústica e

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térmica. Um percurso de caudal desde o lado aberto da câmara de escape até uma conduta é providenciado por uma câmara de extensão e uma junta de expansão. Os silenciadores são instalados na conduta de exaustão para reduzir o nível acústico. O sistema de exaustão, a jusante da câmara de exaustão, não está descrito detalhadamente aqui, pois não faz parte da unidade da turbina a gás em si. Mais detalhes no separador de “Equipamento Técnico".

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Secções principais da montagem da turbina a gás MS9001E VELAS DE IGNIÇÃO

VIGVS

REVESTIMENTO

BOCAIS DE COMBUSTÍVEL

PEÇA DE TRANSIÇÃO

MEIOS DE ARRANQUE E CAIXA DE ENGRENAGENS

CARGA

CILINDRO DE ACCIONAMENTO VIGV

ENTRADA DE AR

COMPRESSOR

DIFUSOR COMBUSTÃO

B00367C 4/97

TURBINA

EXAUSTÃO

3(51$6'($32,2'$ (6758785$ '( (;$867嘢2

                             

3/$&$)/(; )5217$/'($32,2 '$785%,1$

 5 5(6(59$7嘲5,2 '( 62%5(35(66嘢2 '252/$0(172

%/2&2'( 81+$

 5 5(6(59$7嘲5,2 '(62%5(35(66嘢2 '252/$0(172 ,*9 / /+ 683257(

081+嘢2'(((/(9$嘦嘢2 5(029嘬9(/ $%(5785$6

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CLIQUE AQUI

Para ver detalhes da placa flex e da perna de apoio $32,2'$ /,1+$&(175$/ 75$6(,5$

3/$&$6'( $66(17$0(172 '$)81'$嘦嘢2

$32,2'$ /,1+$&(175$/ ',$17(,5$

 9,67$'2)81'2  

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&$/Ç226'2%/2&2'( $32,2()(55$*(16 %/2&2'($32,2'$ /,1+$&(175$/'$ )81'$ÇÃ22

NOTAS: CAVILHAS E FURAÇÃO PARA AS CAVILHAS APRESENTADOS APENAS PARA FINS ILUSTRATIVOS A MONTAGEM DAS CAVILHAS APENAS SERÁ EXECUTADA APÓS A MONTAGEM E ALINHAMENTO COM AS ESPECIFICAÇÕES DE FABRICO DE TODOS OS COMPONENTES ASSOCIADOS

               

*7%6+ 

)(55$*(16(&$9,/+$6'( 0217$*(0'$3/$&$)/(; 9(5127$

/,*'278%2'(Á**8$$ '(5()5,*(5$ÇÃ2'$$ 3(51$'($32,2

3(51$6'($32,2'$(6758785$'((;$867Ã22

3,12'($32,2'$ /,1+$&(175$/

)(55$*(16(&$9,/+$6 '(0217$*(0'$3(51$ '($32,2

&$/Ç226'$3(51$ '($32,2 (0&$'$/$'2 

$32,2'$/,1+$$ &(175$/75$6(,5$$ '$%$6('$785%,1$ %/2&2'($32,2'$$ /,1+$&(175$/'$$ )81'$ÇÃ22

$32,2'$/,1+$ &(175$/)5217$/ '$%$6('$ 785%,1$

Rotação do rotor do compressor ESQUERDA

Anel de engrenagens

Vista -B

Engrenagem de pinhão IGV

Lâminas rotativas da área pequena/curta (aerofólio) ANEL DE DIMINUIÇÃO AO LONGO DE 17 FASES DAS FLANGES CEGOS ROTATIVOS E IMÓVEIS

Fechada Lâminas IGV Aberta

Vista B superior Anel, pinhão, IGV e rotor

Vista –A Detalhes VIGV Tubo de extracção do ar de 5.ª fase

Tubo de extracção do ar de 11.ª fase Metade superior

Caixa de descarga do compressor Barril exterior Barril interior Rotor da turbina (Extremidade dianteira do eixo) AR DE DESCARGA DO COMPRESSOR

PARA A CÂMARA DE EXAUSTÃO E ATMOSFERA

Lâminas rotativas da área grande/comprida (aerofólio)

AIRIN

Vista -A

Entrada do compressor

PARA A CÂMARA DE EXAUSTÃO E ATMOSFERA

Rotor do compressor de 17.ª fase

MS7001EA AR DE DESCARGA DO COMPRESSOR ENTRADA AR Princípios de operação do compressor da turbina a gás de fluxo axial Rev. 3/2002 GTCPSR 3/96

ROTAÇÃO Caixa do compressor

Tubagem de extracção do ar de 11.ª fase Metade inferior

Válvulas de purga do compressor

CLIQUE AQUI Para ver as conjuntos e componentes da secção de exaustão, turbina e combustão \ \

Montagem do rotor do compressor da turbina a gás (MS9001EA)

CLIQUE AQUI Contraporca Conjunto do munhão do rotor do compressor, qtd. 16

para visualizar a fotografia do conjunto do rotor do compressor

Porca de 12 pontos

Munhão do rotor (parafuso) Porca com olhal (porca de aperto)

Extremidade traseira do eixo Configuração do ventilador com orifício lateral dianteiro. Um espaço maquinado entre os discos da 16.ª e da 17.ª fase (no aro exterior) permite que a ventoinha extraia ar do fluxo de ar comprimido e direccione-o através do olhal da extremidade TRASEIRA.

Vista ampliada A Anel ind. de velocidade Extremidade dianteira do eixo (1.ª fase)

Disco de 16.ª fase Deflector de ar

Rolamento radial n.º 1

Defl. Anel de retenção

Calha do rolamento de encosto Acoplamento dianteiro

Anel ind. de velocidade (roda de 60 dentes) Parafusos de montagem do anel de velocidade, qtd. 22

CPSR 4/96

Canal de compressão TRASEIRO

CLIQUE AQUI Para visualizar os detalhes do conjunto de discos do compressor

Canal de compressão DIANTEIRO

Disco de 2.ª fase do compressor Nota: Pás não exibidas em todos os discos para simplifica

Acoplamento TRASEIRO do compressor (para rotor da turbina)

Extremidade TRASEIRA do eixo (17.ª fase)

Vista TRASEIRA do conjunto do compressor

Rolamento TRASEIRO do compressor (utilização para fabrico)

Conjuntos de discos do compressor da turbina a gás (MS7001EA) Conjunto de discos do compressor (2.ª fase apresentada)

Conjunto do espaçador por fases Fase

PARTE DIANTEIRA

PARTE TRASEIRA

1º

Nenhum

Sim

2 até 16

Sim

Sim

7.ª

Sim

Nenhum

Espaçador – Lado TRASEIRO Espaçador – Lado DIANTEIRO Lâmina Vista - B

Espaçador – Lado TRASEIRO Lâmina

Vista- A

Lado de entrada (superfície DIANTEIRA) do disco Lado angular em direcção à calafetagem

Calafetagem

CLIQUE AQUI para visualizar a fotografia com detalhes do conjunto da extremidade dianteira do eixo Conjunto da extremidade dianteira do eixo (1.ª fase) Calafetagem 12/96

Vista A detalhada

Vista B detalhada

Secção C-C

Calafetagem dupla obrig. – Calafetagem simples Todas as fases Todas as Superfície DIANTEIRA da Superfícies DIANTEIRA e superfícies extremidade do eixo, TRASEIRA Todas as fases Superfície TRASEIRA de 16.ª Calafetagem dupla não obrig. fase, Superfícies DIANTEIRA e TRASEIRA de 17.ª fase

Tubo de distribuição do ar para refrigeração da estrutura de descarga e cápsula da turbina

Refrigeração do rolamento n.º 2 e tubo de distribuição do ar de vedação

Bocal de 2.ª fase Bocal de 3.ª fase Bocal de 1.ª fase

Compartimento de combustão

Caixa de descarga do compressor

CLIQUE AQUI Para visualizar os componentes e conjuntos da secção do compressor

Cápsula da turbina

Rotor do compressor (Extremidade traseira do eixo)

Vista A

Vista A Detalhes de bocal, cuba, difusor e diagrama

CLIQUE AQUI Para visualizar fluxos de ar de vedação e refrigeração da turbina Difusor

Componentes do sistema de combustão

(MS9001EA) Secções de exaustão, turbina e combustão da turbina a gás

Rotor da turbina

Rolamento n.º 3 Estrutura de exaustão

TS7EA 5/2002

Cuba Pino de bloqueio

radial

Pino de bloqueio radia

Conjunto de rotores da turbina a gás (MS9001EA)

Chave "D

Pino de bloqueio axial

Porca de 12 pontos, Qtd. 12

Vista em secções Cuba tipo 1 do conjunto de pinos de bloqueio de encaixe da cuba de bloqueio Vista em conjunto Conjunto de cubas e chaves "D" 1.ª fase do Chave "D" colocada da ranhura do disco da turbina e empurrada para a bolsa da cuba bloqueando a cuba no disco de turbina. Tipo de 91 cubas

conjunto de cubas da chave "D"

Pino vedante da plataforma

Encaixe da cuba de bloqueio

Pino de bloqueio axial

Acoplamento traseiro do rotor da turbina (acoplamento de carga)

Total de 92 cubas de 3.ª fase

Bolsa da chave "D" da cuba

Rolamento radial traseiro

Extremidade traseira do eixo

Total de 92 cubas de 2.ª fase

Disco de 3.ª fase da turbina

Total de 92 cubas de 1.ª fase 2 a 3 espaçadores

Vista A Conjunto de pinos vedantes da cuba Típico para todas as Radial Pino cubas Vedante Todas as fases

Disco de 2.ª fase da turbina

Fecho rotativo para fixar a pá móvel da turbina

Porca de 12 pontos, Qtd. 12 Munhão do rotor Qtd. 12

1 a 2 espaçadores

Fecho rotativo

Vista em conjunto Disco de 1.ª fase da turbina Extremidade dianteira do eixo Rolamento radial dianteiro

Acoplamento dianteiro do rotor da turbina (rotor comp.)

TURB 6-96

CLIQUE AQUI para ver uma imagem do conjunto de rotores da turbina

Cabeça implementada na ranhura para impedir rotação Canal de encravamento do fecho rotativo do lado traseiro - discos de 2.ª e 3.ª fase da turbina

Conjunto da cuba de fecho rotativo, 2.ª e 3.ª fase

Pino excêntrico, placa de bloqueio e parafusos da placa de bloqueio da metade superior

Pino de retenção do vedante 4 por Segmento

Pino de retenção Metade superior

Pino de retenção Vedantes

Pino de retenção do vedante 4 por Segmento

Cavilha de alinhamento (uma por segmento)

Anel de retenção Parafuso de fixação 4 Total

(MS9001EA) Turbina a gás com bocal de 1.ª fase

Faixas de vedação, um conjunto por segmento

CLIQUE AQUI para visualizar a fotografia do bocal montado na unidade

Segmento de 18 Total Pino de retenção do vedante 4 por Segmento

Pino de retenção Vedantes

arafusos da braçadeira de fixação

Pino de suporte de casquilhos Placa do retentor Parafuso do retentor Um conjunto por segmento

Braçadeira de fixação

Bloco de apoio

Parafusos da placa de bloqueio e placa de bloqueio do pino excêntrico da metade inferior

Pino de retenção Metade inferior

102T8803TP ENGLISH NOZZLE ARR, TURB- STG1

Rev: 1/1 PORTUGUÊS BOCAL ARR, TURB- STG1

188D7762TP ENGLISH RING ASSY, SUPPORT - STG 1

PORTUGUÊS MONTAGEM DO ANEL, SUPORTE - FASE 1

Rev: A 1/1

Conector do pino de retenção necessário apenas para os segmentos 2 até ao 7 e 10 até ao 15

Tubos de termopares Poço TC, lado traseiro, TW de 2.ª fase

Poço TC, lado traseiro, TW de 1.ª fase

Pino de retenção do bocal, um segmento

Números dos segmentos

Parafusos e placas de bloqueio de montagem da placa de retenção

Vista A Tubo de termopar e segmentos de montagem em poço 7 e 15

Pino de retenção da placa de retenção, um por Seg. 1, 8, 9 e 10

Tubos de termopares Faixas de vedação do diafragma Um conjunto por segmento Espaço da roda traseira, Poço de termopar. As localizações reais são exibidas nos segmentos do diafragma 7 e 15. Demonstrado aqui no Seg. 9 para fins de ilustração. Consulte a Vista A para obter uma disposição montada.

Vedantes do bocal Um conjunto por segmento

Segmento de diafragma 16 Total

Tubos de refrigeração e tampas do retentor 3 por Segmento Consulte a Vista B para obter uma disposição montada

Pino de alinhamento do diafragma para segmento do bocal Um por segmento

Tubo de refrigeração

16 Total - Numerado até corresponder ao segmento de bocais Tampa de retenção

Vista B Tipo de conjunto do tubo de refrigeração - Todos os segmentos (MS9001EA)

Turbina a gás com bocal de 2.ª fase

Tubos de termopares

101T9158TP ENGLISH NOZZLE ARR, TURB - STG2 (9E)

Rev: 1/1 PORTUGUÊS BOCAL ARR, TURB - STG2 (9E)

Tubos de termopares Conector do pino de retenção necessário apenas para os segmentos 2 até ao 7 e 10 até ao 15

Poço TC, lado dianteiro, TW de 3.ª fase

Poço TC, lado traseiro, TW de 2.ª fase

Pino de retenção da placa de retenção, um por Seg. 1, 8, 9 e 16

Números dos segmentos

Vista A Tubo de termopar e segmentos de montagem em poço 7 e 15 Parafusos e placas de bloqueio de montagem da placa de retenção Pino de retenção da placa de retenção, um por Seg. 1, 8, 9 e 16 Faixas de vedação do diafragma, um conjunto por segmento

Pino de alinhamento do diafragma para segmento do bocal, um por segmento

Espaço da roda traseira, Poço de termopar, as localizações reais são exibidas nos segmentos do diafragma 7 e 15. Demonstrado aqui no Seg. 9 apenas para fins de ilustração. Consulte a Vista A para obter uma disposição montada

(MS9001EA) Turbina a gás com bocal de 3.ª fase

Vedantes do bocal, um conjunto por segmento Espaço da roda dianteira, Poço de termopar, as localizações reais são exibidas nos segmentos do diafragma 7 e 15. Demonstrado aqui no Seg. 9 apenas para fins de ilustração. Consulte a Vista A para obter uma disposição montada

Segmento de bocais 16 Total

Segmento de diafragma 16 Total - Numerado até corresponder ao segmento de bocais

102T1036TP  





PORTUGUÊS BOCAL, POST, TURBINA-FASE3

Rev: 1/1

2 x ventiladores externos 88TK1, 88TK2

Para a atmosfera

Compressor de Descarga

Fuga no vedante do compressor de alta pressão

Extracção de 16.ª fase

B00344 Revisto em 8/2006

Para a atmosfera

MS9001EA Refrigeração da secção da turbina e passagens de ar de vedação, espaços das rodas, bocais e cubas

102TOC79TP ENGLISH TRANSITION PIECE ASSY

Rev: 1/1 PORTUGUÊS MONTAGEM DA PEÇA DE TRANSIÇÃO

114T8044TP ENGLISH LINER ASSY - COMBUSTION

Rev: A 1/1 PORTUGUÊS CONJUNTO DE REVESTIMENTO - COMBUSTÃO

196D1985TP ENGLISH SPARK PLUG ASSEMBLY

PORTUGUÊS MONTAGEM DA VELA DE IGNIÇÃO

Rev: B 1/1

Para eliminador de névoa

Tubagem de ar de vedação e refrigeração. Fabricado como um tubo dentro t\ Fabricado como um tubo dentro para fornecer 3 passagens de ar em separado para o rolamento.

Ar de ved. e refrig. de extracção de 5.ª fase Para exaustão

Tubagem - vent. interior e exterior Fabricado como um tubo dentro t\ Fabricado como um tubo dentro para fornecer 3 passagens de ar em separado para o rolamento.

Metade superior do alojamento do rolamento Parafusos de fixação do alojamento do rolamento Compartimento de combustão

Parafusos de fixação da tampa do rolamento

Tampa do rolamento

ROTOR

Pino anti-rotação Revestimento do rolamento

Vedante de óleo TRASEIRO

Vista do conjunto do rotor e tubagem dos componentes do rolamento

Vedante de óleo DIANTEIRO

Vedante de ar TRASEIRO

Vedante de ar DIANTEIRO

Fornecimento de óleo para revestimento de rolam. n.º 2

Vedante de

Dreno de óleo do revestimento de rolam. n.º 2

Turbina a gás (MS9001EA) Disposição do rolamento n.º 2 BRG01X 2/94

Fornecimento de óleo para revestimento de rolam. n.º 2 Dreno de óleo do revestimento de rolam. n.º 2

Metade inferior do alojamento do rolamento

Separador 3

GE Power & Water

Considerações sobre o Funcionamento e a Manutenção de Turbinas a Gás de Alta Resistência GER-3620M (02/15)

Jamison Janwitz James Masso Christopher Childs GE Power & Water Atlanta, GA

Índice Introdução ................................................................................................................................................. 1 Planeamento de manutenção ..................................................................................................................... 1 Características da manutenção da concepção das turbinas a gás ................................................................. 2 Inspecções por boroscópio .................................................................................................................................................................................. 3

Factores principais que influenciam a manutenção e a vida útil do equipamento ........................................ 5 Critérios de arranques e horas ............................................................................................................................................................................. 5 Factores de serviços ............................................................................................................................................................................................. 7 Combustível ......................................................................................................................................................................................................... 7 Temperatura de explosão .................................................................................................................................................................................... 9 Injecção de água/vapor ....................................................................................................................................................................................... 9 Efeitos cíclicos e arranques rápidos .................................................................................................................................................................... 10 Peças do percurso do gás aquecido .................................................................................................................................................................... 11 Peças do rotor..................................................................................................................................................................................................... 13 Peças da combustão ........................................................................................................................................................................................... 15 Peças do Compressor .......................................................................................................................................................................................... 16 Peças do Difusor do Exaustor ............................................................................................................................................................................. 17 Operação Sem Frequência .................................................................................................................................................................................. 17 Condição e Desempenho do Compressor ........................................................................................................................................................... 18 Limpeza do óleo de lubrificação ......................................................................................................................................................................... 19 Entrada de humidade ......................................................................................................................................................................................... 19

Inspecções de manutenção ....................................................................................................................... 20 Inspecções de emergência .................................................................................................................................................................................. 20 Inspecções de funcionamento ............................................................................................................................................................................ 20 Arrefecimento rápido ......................................................................................................................................................................................... 22 Inspecção de combustão .................................................................................................................................................................................... 22 INSPECÇÃO DO PERCURSO DO GÁS AQUECIDO ................................................................................................................................................. 24 Inspecção-geral ................................................................................................................................................................................................... 26

Planeamento das peças ............................................................................................................................ 28 Intervalos de inspecção ............................................................................................................................ 30 Intervalo de Inspecção por Boroscópio .............................................................................................................................................................. 30 Intervalo de inspecção da combustão ................................................................................................................................................................ 30 Intervalo de inspecção do percurso do gás aquecido ......................................................................................................................................... 32 Intervalo de inspecção do rotor.......................................................................................................................................................................... 32

Planeamento do pessoal........................................................................................................................... 34 Conclusão..................................................................................................................................................34 Referências .............................................................................................................................................. 35

GE Power & Water | GER-3620M [02/15]

I

Anexo........................................................................................................................................................36 A.1) Exemplo 1 – Cálculo do intervalo de manutenção do percurso do gás aquecido ....................................................................................... 36 A.2) Exemplo 2 – Percurso do gás aquecido, cálculo dos factores de arranque ................................................................................................. 37 B) Exemplos – Cálculos do intervalo de manutenção da combustão ............................................................................................................... 38 C) Definições ................................................................................................................................................................................................... 39 D) Estimativa de intervalos de reparação e substituição (apenas gás natural) ................................................................................................ 40 E)

Portas de inspecção por boroscópio ............................................................................................................................................................ 44

F)

Linhas de orientação para engrenagem rotativa/roquete em funcionamento .......................................................................................... 45

G) Designação de turbinas a gás de classe B/E ................................................................................................................................................ 46

Histórico de Revisão ................................................................................................................................. 48

II

Turbina a Gás de Alta Resistência Considerações de Operação e Manutenção Introdução Os custos de manutenção e a disponibilidade da máquina são duas das preocupações mais importantes para o proprietário de turbinas a gás de alta resistência. Por essa razão, deve ser instituído um programa de manutenção, bem pensado, que reduza os custos para o proprietário e aumente a disponibilidade do equipamento. Para que este programa de manutenção seja eficaz, os proprietários devem desenvolver um entendimento geral do relacionamento entre os planos de funcionamento e as propriedades da central, o nível de conhecimentos técnicos do pessoal que opera e daquele que faz a manutenção do equipamento e as recomendações do fabricante

factores que afectam o processo de planeamento de manutenção são ilustrados na Figura 1. O modo de operação e práticas do proprietário determinarão a forma de ponderação de cada factor. As peças de uma turbina a gás que requerem a atenção mais cuidada são as que estão associadas ao processo de combustão juntamente com as que estão expostas aos gases aquecidos descarregados do sistema de combustão. Chamamos-lhes “peças pertencentes à secção de combustão e ao percurso do gás aquecido” e incluem as camisas de combustão, as tampas das extremidades, os conjuntos dos injectores de combustível, os tubos de fogo cruzado, as peças de transição, os injectores da turbina, a blindagem imóvel da turbina e a cuba da turbina.

referentes a todo o equipamento referentes à quantidade e aos tipos de

As áreas a ter em consideração e a planear a mais longo prazo, são as vidas do

inspecções, ao planeamento das peças de substituição e outros factores

rotor do compressor, o rotor da turbina, compartimentos e difusor da

importantes que afectam a vida dos componentes e o funcionamento

exaustão. A concepção básica e a manutenção recomendada das turbinas a gás

adequado do equipamento.

de alta resistência da GE são orientadas para:

Neste estudo, serão revistas as práticas de operação e manutenção de

• Períodos máximos de operação entre a inspecção e a revisão

turbinas a gás de alta resistência, com maior ênfase dado aos tipos de

• Inspecção e manutenção no local

inspecção e aos factores de funcionamento que influenciam o calendário da manutenção.

• Utilização de capacidades técnicas existentes no local para desmontar, inspeccionar e voltar a montar os componentes da turbina a gás

Nota: Além da manutenção da turbina a gás de base, outras estações auxiliares • As práticas de operação e manutenção descritas neste documento baseiamse na utilização total de peças, reparações e serviços aprovados pela GE. • As discussão relativas ao funcionamento e à manutenção apresentadas são

requerem manutenção periódica, incluindo os dispositivos de controlo, equipamentos de medição de combustível, auxiliares de turbinas a gás, e um pacote de carga. O esforço primário de manutenção envolve cinco sistemas

geralmente aplicáveis a todas as turbinas de gás de alta resistência da GE;

básicos: controlos e acessórios, combustão, turbina, gerador e balanço de

i.e., Estruturas 3, 5, 6, 7, e 9. O anexo G fornece uma lista de turbinas a gás

fábrica. Controlos e acessórios são tipicamente servidos em interrupções de

de alta resistência de classe B/E e F com convenções de nomenclatura

curta duração, sempre que os outros quatro sistemas são mantidos através de

antigas e actuais. Apenas como ilustração, o GE GT-7E.03 foi escolhido pela

interrupções menos frequentes de duração mais longa. Este documento está

maioria dos sistemas de exaustão excepto componentes, que são ilustrados

focado no planeamento de manutenção para a turbina a gás de base, que

utilizando modelos de turbina a gás diferentes tal como indicado. Além

inclui os sistemas de combustão e turbinas. Os outros sistemas, embora fora

disso, as discussões operacionais e de manutenção apresentadas para todas

âmbito deste documento, também têm de ser considerados para a

as unidades de classe B/E são geralmente aplicáveis às unidades da

manutenção bem sucedida da central.

Estrutura 3 e Estrutura 5 salvo indicação em contrário. Consulte o Manual

Os requisitos de inspecção e reparação delineados no Manual de

de Funcionamento e Manutenção para questões específicas sobre uma

Funcionamento e Manutenção entregue a cada proprietário aconselha-os a

dada máquina, ou contacte o seu representante de atendimento da GE

estabelecerem um padrão de inspecções. Estes padrões de inspecção irão

local.

variar de um local para outro porque os factores como por exemplo qualidade de combustível e ar são utilizados para desenvolver um programa de

Planeamento de manutenção

manutenção e inspecção. Para além disso, é fornecida informação

O planeamento atempado da manutenção é necessário para os produtores de

suplementar através de um sistema de Cartas de Informação Técnica [TIL]

utilitários, os produtores industriais, os produtores independentes da central

associado a turbinas a gás específicas após o envio. Esta informação

energética e para os operadores de co-geração da central para manter a

actualizada, para além do Manual de Funcionamento e Manutenção, assegura

disponibilidade e fiabilidade. A implementação correcta da manutenção e

uma instalação óptima, operação e manutenção da turbina. (Ver a Figura 2.)

inspecção planeadas oferece vantagens directas para evitar paragens forçadas, reparações não planeadas e tempo de inactividade. Os principais

GE Power & Water | GER-3620M [02/15]

1

Programa de manutenção recomendado pelo fabricante

Recursos do projecto

Custo das Paragens

Ciclo de Trabalho

Sistemas diagn. e especialidade

Tipo de combustível

Planeamento de manutenção Investimento/Disponi bilidade de Peças de Substituição

Nece. fiabilidade

Capacidade de manutenção no local

Necessidade de utilização

Ambiente

Requisitos de Reserva

Figura 1. Factores principais que afectam o planeamento de

ajudar a resolver problemas e melhorar o funcionamento, manutenção,

Características da manutenção da concepção das turbinas a gás

segurança, fiabilidade ou disponibilidade da turbina. As recomendações

As turbinas a gás de alta resistência da GE foram concebidas para suportar

incluídas nas Cartas de Informações Técnicas deverão ser revistas e tidas em

trabalhos pesados e para receberem a sua manutenção no local, sendo a

conta no programa geral de planeamento da manutenção.

reparação fora do local necessária apenas para determinados componentes

Muitas das TILs contêm recomendações técnicas de aconselhamento para

da parte da combustão, peças do percurso do gás aquecido e conjuntos do • Manual de Funcionamento e Manutenção - Manual específico da turbina fornecido ao cliente - Inclui perfil de requisitos de Reparação e Inspecção recomendados - Ajuda os clientes a estabelecer um padrão de inspecções sistemáticas para o seu local

rotor que necessitam de serviços de oficina especializados. As características que se seguem foram concebidas para as turbinas a gás de alta resistência da GE para facilitar a manutenção no local: • Todos os compartimentos, cilindros e estruturas estão divididos na linha central horizontal da máquina. As metades superiores podem ser

Cartas de Informação Técnica (TIL)* levantadas individualmente para acesso às peças internas. - Emitido após envio da turbina - Fornece actualizações de Funcionamento e Manutenção relativas à instalação, manutenção e operação da turbina - Fornece recomendações técnicas de aconselhamento para ajudar a resolver potenciais problemas *São emitidas cartas de serviços conhecidas como Avisos Informação ao Cliente [NIC] em vez de TIL para turbinas de estrutura menores específicas

• Depois de remover as compartimentos do compressor da metade superior, todas as palhetas do estator podem ser deslizadas circularmente para serem retiradas dos compartimentos para inspecção ou substituição sem ser necessário remover o rotor. • Mantendo levantada a metade superior do cilindro da turbina, pode remover cada metade do conjunto do injector da primeira fase para

Figura 2. Documentos chave de referência técnica para incluir no planeamento de manutenção

inspecção, reparação ou substituição sem que seja necessário remover o motor. Em algumas unidades, a metade superior e respectivos conjuntos dos injectores das fases posteriores são levantados com o cilindro da turbina, permitindo também a inspecção e/ou remoção das cubas da turbina.

2

• Todas as cubas da turbina são pesadas no momento e colocadas em gráficos

As provisões foram incorporadas nas turbinas a gás de alta resistência da GE

no computador em conjuntos para a montagem da bobina do rotor para

para facilitar vários procedimentos de inspecção especiais. Estes

que possam ser substituídas sem necessidade de remover ou reequilibrar a

procedimentos especiais permitem a inspecção visual e a medição de folgas de

montagem do motor.

alguns dos componentes internos críticos sem remoção de compartimentos.

• Todas as caixas de rolamentos e revestimentos estão divididos na linha central horizontal para que possam ser inspeccionados e substituídos, quando necessário. É possível remover a metade inferior da camisa da chumaceira sem remover o rotor. • Todas as vedações e empanques são separados das caixas de rolamentos principais e estruturas dos compartimentos e podem ser removidos e substituídos imediatamente.

Estes procedimentos incluem a inspecção por boroscópio do percurso de gás (BI), medições de folga radial e medições de folga axial de mangueira da turbina. Uma turbina a gás da GE tem um design totalmente integrado composto por sistemas mecânicos imóveis e sistemas mecânicos rotativos, bem como por sistemas de líquidos, térmicos e eléctricos. O desempenho da turbina, bem como o desempenho de cada componente dentro da turbina, depende do inter-relacionamento de funcionamento entre os componentes internos. O

• Na maioria das concepções, é possível remover os injectores de combustível, as camisas de combustão e as mangas de fluxo para inspecção, manutenção ou substituição sem ser necessário levantar quaisquer compartimentos. Todos os principais acessórios, incluindo filtros e arrefecedores, são conjuntos separados preparados em termos de

processo de engenharia da GE avalia como é que novas concepções, mudanças de concepção ou reparações têm impacto em componentes e sistemas. Esta concepção, avaliação, testes e aprovação asseguram o equilíbrio e interacção adequados entre todos os componentes e sistemas para um funcionamento seguro, fiável e económico.

acessibilidade para inspecção ou manutenção. Podem também ser substituídos individualmente, se for necessário.

A introdução de peças novas, reparadas ou modificadas deve ser avaliada a fim de evitar efeitos negativos sobre o funcionamento e fiabilidade de todo o

• Os compartimentos podem ser inspeccionados durante qualquer corte ou fecho quando a caixa da unidade está fria o suficiente para uma entrada segura. O exterior da entrada, compartimento do compressor, compartimento de descarga do compressor, compartimento da turbina e estrutura da exaustão podem ser inspeccionados durante qualquer corte ou período em que o compartimento esteja acessível. Podem realizar-se diferentes graus de inspecção a estes compartimentos dependendo do tipo

sistema. A utilização das peças, reparações e práticas de manutenção não aprovadas pela GE poderão representar um risco significativo. No seguimento dos termos e condições em vigor, as garantias e as garantias de desempenho estão condicionadas ao armazenamento, instalação, funcionamento e manutenção adequados, bem como têm de estar em conformidade com os manuais de instruções de funcionamento e os procedimentos de reparação/modificação aprovados pela GE.

de corte realizado. Todas as superfícies interiores podem ser inspeccionadas durante um corte maior quando o rotor tiver sido removido. • Os difusores de exaustão podem ser inspeccionados durante qualquer corte ao introduzir o difusor através da pilha ou através das portas de acesso do Gerador de Vapor de Recuperação de Calor (HRSG). As superfícies do percurso de fluxo, vedações flex e outro equipamento de percurso do fluxo podem ser inspeccionados visualmente com ou sem o uso de um

Inspecções por boroscópio Um programa de inspecção por boroscópio eficaz monitoriza a condição dos componentes internos sem remoção do compartimento. As inspecções por boroscópio deverão ser agendadas tendo em consideração o funcionamento e ambiente da turbina a gás e as informações do Manual de Funcionamento e Manutenção e TIL.

boroscópio. Os difusores podem ser reparados com solda sem a

As concepções das turbinas a gás de alta resistência da GE incorporam

necessidade de remover a parte superior da estrutura do exaustor.

provisões nas compartimentos do compressor e nos cilindros da turbina para a

• As entradas podem ser inspeccionadas durante qualquer corte ou encerramento. Como alternativa para a manutenção no local, em alguns casos a disponibilidade da planta pode ser melhorada através da aplicação de substituições modulares da turbina a gás. Isto é realizado através da troca de módulos de motores ou mesmo da turbina a gás completa por unidades novas ou recondicionadas. Os módulos/motores removidos podem ser enviados

inspecção por boroscópio das fases do rotor do compressor intermédio, das cubas da turbina da primeira, segunda e terceira fases e das partições do injector da turbina. Estas provisões são orifícios alinhados radialmente através de compartimentos de compressor, cilindro da turbina e palhetas da turbina estacionária interna, que permitem a penetração de um boroscópio óptico para o compressor ou área de percurso do fluxo da turbina, como se mostra na Figura 3.

para um local alternativo para manutenção.

GE Power & Water | GER-3620M [02/15]

3

1º injector TE 1ª cuba LE

1ª cuba TE 2º injector LE

2º injector TE 2ª cuba LE

2ª cuba TE 3º injector LE

3º injector TE 3ª cuba LE

Compressor de 17ª fase Acesso de Inspecção Primária [Inspecção Normal]

Compressor de 12ª fase

Acesso de Inspecção Secundária [Estatores e injectores adicionais]

Compressor de 4ª fase

Acesso para corrente de Eddy e inspecção de deflexão de injector

Legenda LE = bordo de ataque TE = bordo de fuga

Figura 3. Localização dos acessos de inspecção por boroscópio nas turbinas a gás 7E.03

Os locais de acesso de inspecção por boroscópio para turbinas a gás Classe F podem ser encontrados no Anexo E. Boroscópio

A Figura 4 fornece um intervalo recomendado para um programa de planeamento de inspecção por boroscópio após as inspecções de linha de base iniciais. Deve ter-se em conta que estes intervalos de inspecção por boroscópio se baseiam em modos de funcionamento médios das unidades. Pode fazer-se um ajuste destes intervalos de inspecção por boroscópio com base na experiência de funcionamento, no modo de funcionamento, nos

Gás e Óleo Na inspecção da combustão ou anualmente, Combustíve o que surgir primeiro l Destilado Fuelóleo pesado

Na inspecção da combustão ou semianualmente, o que surgir primeiro

Figura 4. Planeamento de inspecção por boroscópio

Durante BI e inspecções similares, a condição dos componentes de ascensão deverá ser verificada, incluindo todos os sistemas da cobertura do filtro para a entrada do compressor.

combustíveis utilizados e nos resultados de inspecções anteriores por boroscópio.

A aplicação de um programa de monitorização por boroscópio irá ajudar com o agendamento de interrupções e pré-planeamento de requisitos de peças,

Em geral, uma inspecção anual ou semestral por boroscópio utiliza todos os pontos de acesso disponíveis para verificar o estado do equipamento interno. Isto deve incluir, mas não está limitado a, sujidade excessiva no percurso de gás, sintomas de degradação da superfície (como por exemplo erosão, corrosão ou riscos), componentes fora do sítio, deformação ou dano de impacto, perda de material, lascas, riscos, rachas, indicações de contacto ou fricção ou outras condições anómalas.

4

resultando em preparação de corte, custos de manutenção mais baixos e maior disponibilidade e fiabilidade da turbina a gás.

Factores principais que influenciam a manutenção e a vida útil do equipamento

critérios de arranques e horas. Estas recomendações para inspecção estão dentro da esperança de vida da concepção e são seleccionadas de forma a que os componentes aceites para utilização contínua no ponto de inspecção terão baixo risco de falha durante o intervalo de funcionamento subsequente.

Existem vários factores que podem influenciar a vida do equipamento. Estes factores têm de ser compreendidos e tidos em consideração no planeamento de manutenção do proprietário. O ciclo de início (horas por arranque), a definição de potência, o combustível, o nível de injecção de vapor ou água e as condições ambientais do local são alguns dos factores principais para determinar os requisitos do intervalo de manutenção uma vez que estes factores influenciam directamente a vida das peças mais importantes das turbinas a gás.

• Aplicação de serviço contínuo - Ruptura - Deflexão do desgaste - Corrosão - Oxidação - Erosão - Fadiga de ciclo elevado - Atrito/desgaste - Danos provocados por objectos estranhos Figura 5.

• Aplicação de serviço cíclico - Fadiga mecânica térmica - Fadiga de ciclo elevado - Atrito/desgaste - Danos provocados por objectos estranhos

Causas de desgaste – componentes do percurso do gás aquecido

Componentes não consumíveis e sistema, como por exemplo aerofólios do compressor, poderão ser afectados pelas condições ambientais do local assim

Uma alternativa à abordagem da GE, que é por vezes utilizada por outros

como os efeitos do sistema acessório. Outros factores que afectam o

fabricantes, converte cada ciclo de arranque num número equivalente de

planeamento da manutenção são apresentados na Figura 1. Os operadores

horas de funcionamento (EOH) com intervalos de inspecção baseados na

devem considerar estes factores externos para prevenir a degradação e a

contagem de horas equivalente. Pelas razões indicadas anteriormente, a GE

redução do ciclo de vida dos componentes não consumíveis. A GE fornece

não utiliza esta abordagem. Embora esta lógica possa criar a impressão de

documentação suplementar para ajudar no que diz respeito a este assunto.

intervalos mais longos, na realidade pode ter como resultado inspecções de

Na abordagem da GE ao planeamento de manutenção, uma unidade de combustível de gás natural que funciona a carga de base sem injecção de água ou vapor é estabelecida como o estado inicial, que estabelece os intervalos máximos recomendados de manutenção. Para o funcionamento que difere da linha de base, são estabelecidos factores de manutenção (MF) para quantificar o efeito sobre a vida útil dos componentes e proporcionar o aumento da frequência de manutenção necessária. Por exemplo, um factor

manutenção mais frequentes, uma vez que efeitos separados são considerados aditivos. Tendo novamente como referência a Figura 6 , o “rectângulo” da inspecção dos arranques e das horas é reduzido a metade, como definido pela linha diagonal que vai do limite de arranques no canto superior esquerdo ao limite das horas no canto inferior direito. As aplicações de serviço de médio alcance, com um valor de horas por relações de arranque de 30-50, são especialmente penalizadas por esta abordagem.

de manutenção de dois indicaria um intervalo de manutenção que é metade

Isto está ilustrado mais à frente na Figura 7 que nos mostra como exemplo a

do intervalo da linha de base.

turbina a gás 7E.03 a funcionar com combustível de gás natural, com condições de carga base sem injecção de vapor nem de água nem explosões

Critérios de arranques e horas

da carga. A unidade funciona 4000 horas e tem 300 arranques por ano.

As turbinas a gás sofrem diferentes tipos de desgaste numa aplicação

Segundo as recomendações da GE, o operador terá de realizar a inspecção do

contínua intensiva e cíclica, conforme ilustrado na Figura 5. A fadiga

percurso do gás aquecido após alguns anos de funcionamento sendo que os

mecânica térmica é o limitador dominante da vida útil das máquinas de pico,

arranques são a condição limitadora. Fazer manutenção nesta mesma

enquanto o desgaste, a oxidação e a corrosão são os limitadores dominantes

unidade com base em critérios de horas equivalentes exigirá uma inspecção

das máquinas de serviço contínuo. A interacção destes mecanismos é

do percurso do gás aquecido após 2,4 anos. Da mesma forma, para uma

considerada nos critérios de concepção da GE mas, em grande medida, são

aplicação de serviço contínuo a funcionar 8000 horas e 160 arranques por

efeitos de segunda ordem. Por essa razão, a GE baseia os requisitos de

ano, a recomendação da GE será de realizar a inspecção do percurso do gás

manutenção das turbinas a gás em contagens independentes de arranques e

aquecido após três anos de funcionamento com as horas de funcionamento a

de horas. Seja qual for o limite do critério atingido em primeiro lugar, é ele

serem a condição limitante para este caso. O critério equivalente das horas

que determina o intervalo de manutenção. A Figura 6 ilustra uma

colocaria a realização da inspecção do percurso do gás aquecido ao fim de 2,1

apresentação gráfica da abordagem da GE. Nesta figura o intervalo de

anos de funcionamento para esta aplicação.

inspecção recomendado é definido pelo rectângulo estabelecido pelos

GE Power & Water | GER-3620M (02/15)

5

Vida de limites da fadiga

Região de falha

Vida de limite de mecanismos diferentes

Vida de concepção

Arranques Oxidação Desgaste Corrosão e Vida de Limite de Desgaste

Recomendação de inspecção da GE

Vida de concepção

Recomendação de inspecção da concorrência (horas equivalentes por arranque)

Recomendação de inspecção da GE

Horas

Figura 6. A GE baseia os requisitos de manutenção das turbinas a gás em contagens independentes de arranques e de horas

GE vs. Abordagem de horas de funcionamento equivalentes (EOH)

Caixa 1 4000 horas/ano 300 arranques/ano GE cada 4 anos

Arranques

Método GE

EOH cada 2,4 anos

Caixa 2 8000 horas/ano 160 arranques/ano GE cada 3 anos EOH cada 2,1 anos

Milhares de horas de explosão Figura 7. Comparações dos intervalos de manutenção do percurso do gás aquecido. Método GE vs. método EOH

6

Factores de serviços

Quando estes factores de manutenção ou serviço estão envolvidos no perfil

Apesar de a GE não atribuir a equivalência dos arranques às horas, existem

de funcionamento de uma unidade, o “rectângulo” de manutenção do

equivalências no âmbito de um mecanismo de desgaste que têm de ser

percurso do gás aquecido que descreve os critérios de manutenção específicos

consideradas. Tal como indicado na Figura 8, são consideradas influências

para esta operação é reduzido a partir do caso ideal, como ilustrado na Figura 9.

como o tipo e a qualidade do combustível, a definição da temperatura de

A discussão que se segue analisará mais a fundo os factores chave de

explosão e a quantidade de vapor ou água injectados no que se refere ao

funcionamento e como podem afectar os intervalos de manutenção, bem como

critério baseado nas horas. São considerados a taxa de arranques e o número

os intervalos de reabastecimento/substituição de peças.

de explosões no que se refere ao critério baseado nos arranques. Em ambos os Factores de manutenção reduzem o intervalo de manutenção casos, estas influências podem reduzir os intervalos de manutenção. Intervalos de inspecção típicos de linha de base (6B.03/7E.03): 24.000 horas ou 1200 arranques

Inspecção-geral

48.000 horas ou 2400 arranques

O critério é de horas ou arranques (o que ocorrer primeiro)

Factores com base em horas  Tipo de arranque

Arranques

Inspecção do percurso do gás aquecido

 Carga de arranque  Explosões

Factores com base em horas • Tipo de combustível

Factores que afectam a manutenção: Factores com base em horas •

Tipo de combustível

•

Carga de pico

•

Diluente (injecção de água ou vapor)

•

Carga de pico

•

Diluente

Milhares de horas de explosão Figura 9. Intervalos de manutenção GE

Factores com base em horas • •

•

Tipo de arranque (convencional ou de emergência)

Combustível

Carga de arranque (carga máx. alcançada durante o ciclo de arranque,

Os combustíveis queimados nas turbinas a gás variam entre gás natural a

por exemplo, carga parcial, de base ou de pico)

óleos residuais e afectam a manutenção, conforme ilustrado na Figura 10.

Explosões

Embora a Figura 10 forneça a relação básica entre o factor de severidade do combustível e o teor de hidrogénio do combustível, há outros constituintes a

Figura 8. Factores de manutenção

considerar. A selecção do factor de severidade de combustível normalmente requer uma compreensão abrangente dos constituintes de combustível e

Factor de gravidade de combustível crescente

como afectam a manutenção do sistema.

Residual Destilados

Pesado

Figura 10. Efeito previsto do tipo de combustível na manutenção

GE Power & Water | GER-3620M (02/15)

Leve

Gás Natural

Teor de hidrogénio crescente em combustível

7

O factor de severidade de combustível seleccionado também deve ser

especificações de combustível da GE nas GEI-41040 e GEI-41047 para

ajustado com base nos resultados de inspecção e experiência operacional.

permitir o funcionamento adequado do sistema de combustão e para manter

Os combustíveis de hidrocarbonetos mais pesados possuem um factor de manutenção que varia de três a quatro para os combustíveis residuais até dois a três para os combustíveis de crude. Este factor de manutenção é ajustado com base na proporção de água-para-combustível nos casos em que a injecção de água para a redução de NOx é utilizada. Geralmente, estes combustíveis libertam uma quantidade mais elevada de energia térmica radiante, o que resulta numa subsequente redução na vida útil do equipamento de combustão, e frequentemente contêm elementos corrosivos como o sódio, o potássio, o vanádio e o chumbo que levam à corrosão por aquecimento acelerada dos injectores e cubas da turbina. Além disso, alguns elementos nestes combustíveis podem provocar depósitos directamente ou através de compostos formados com inibidores utilizados para evitar a corrosão. Estes depósitos afectam o desempenho e podem exigir uma manutenção mais frequente.

as garantias aplicáveis. A transferência de hidrocarbonetos líquidos pode expor o equipamento do percurso do gás aquecido a graves condições de sobre-temperatura que podem resultar em reduções significativas nas vidas das peças do percurso do gás aquecido ou intervalos de reparação. A transferência de hidrocarbonetos líquidos é também responsável pelo deslocamento a montante da chama na câmara de combustão, o que pode levar a danos graves no equipamento de combustão. Os proprietários podem controlar este potencial problema utilizando sistemas eficazes de depuração de gás e sobreaquecendo o combustível gasoso antes de utilizar para fornecer um sobreaquecimento nominal de 28 °C (50 °F) na ligação da válvula de controlo da turbina a gás. Para o cálculo dos requisitos de sobreaquecimento, consulte a Parte integrante do sistema GEI 41040, os filtros coalescentes instalados a montante dos aquecedores de gás de desempenho são uma boa prática e asseguram a remoção mais eficaz dos líquidos e constituintes da fase de vapor.

Os fuelóleos, por serem refinados, não contêm geralmente níveis elevados destes elementos corrosivos, mas os contaminantes prejudiciais podem estar presentes nestes combustíveis quando entregues no local. Duas formas comuns de contaminação do fuelóleo são: mistura de lastro de água salgada com a carga durante o transporte marítimo e a contaminação do fuelóleo quando transportado para o local em petroleiros, camiões cisterna ou

Um único lote de combustível contaminado pode provocar danos substanciais aos componentes do percurso do gás aquecido da turbina a gás, se não for detectado e tratado. Os custos de manutenção potencialmente elevados e a perda de disponibilidade podem ser minimizados ou eliminados: • Obrigando o fornecedor de combustível a cumprir com uma especificação

oleodutos previamente usados para transportar combustível e químicos

adequada do combustível. Para os combustíveis líquidos, cada lote deve

contaminados ou gasolina com chumbo. A experiência da GE com fuelóleos

incluir um relatório que identifique a densidade específica, o ponto de

indica que o factor de manutenção do percurso do gás aquecido pode ir de

inflamação, a viscosidade, o teor de enxofre, ponto de fluidez e o teor de

um factor tão baixo quanto um (equivalente a gás natural) até três. A não ser

cinza do combustível.

que a experiência de funcionamento sugira o contrário, recomendamos que se utilize um factor de manutenção do percurso do gás aquecido de 1,5 para funcionamento com fuelóleo. Tenha ainda em conta que os contaminantes nos combustíveis líquidos podem afectar a vida útil dos componentes auxiliares

• Fornecendo um programa de análise e amostragem regular de qualidade do combustível. Como parte deste programa, recomenda-se a monitorização contínua do teor de água no fuelóleo, porque é a análise de combustível que, no mínimo, monitoriza o vanádio, chumbo, sódio, potássio, cálcio e magnésio.

da turbina a gás, como as bombas de combustível e os divisores de fluxo. • Proporcionando a manutenção adequada do sistema de tratamento de Não apresentados na Figura 10 estão os combustíveis alternativos como o

combustível na queima de fuelóleos mais pesados.

gás de processo industrial, gás de síntese e biocombustível. Existe uma grande variedade de combustíveis alternativos, cada um com as suas próprias considerações para a combustão numa turbina a gás. Apesar de alguns combustíveis alternativos poderem ter um efeito neutro na manutenção de turbinas a gás, muitos combustíveis alternativos exigem intervalos específicos na unidade e factores de gravidade de combustível para explicar os seus constituintes de combustível ou requisitos de injecção de água/vapor. Como mostrado na Figura 10, , o combustível de gás natural que cumpre a especificação GE é considerado a linha de base, o combustível ideal no que respeita à manutenção da turbina. É necessária uma adesão adequada às 8

• Fornecendo equipamentos de limpeza para fuelóleos quando existir um potencial de contaminação. Para além da sua presença no combustível, os contaminantes também podem entrar na turbina por meio de ar de entrada, por injecção de vapor/água, e transferência de refrigeradores evaporativos. Em alguns casos, descobriu-se que estas fontes de contaminantes provocavam uma degradação do percurso do gás aquecido semelhante à degradação observada com os contaminantes relacionados com o combustível. As especificações da GE definem limites para as concentrações máximas dos contaminantes para o combustível, o ar e o vapor/água.

Além da qualidade do combustível, o funcionamento do sistema de

temperatura de explosão não diminui até a carga ser reduzida abaixo de

combustível também é um factor na manutenção do equipamento. O

aproximadamente 80% da saída nominal. Da mesma forma, uma turbina que

combustível líquido não deve permanecer sem ser purgado ou em contacto

funciona no modo cíclico simples mantém totalmente abertas as palhetas

com os componentes quentes da combustão após o encerramento e não

guia de entrada variável durante uma redução da carga para 80% e irá

deve ser deixado a estagnar no sistema de combustível quando se deixa a

registar uma redução de mais de 111 °C/200 °F na temperatura de explosão

correr apenas gás combustível durante um período alargado. Para minimizar

neste nível de potência. A vida das peças do percurso do gás aquecido muda

a acumulação de verniz e coque, as unidades de duplo combustível (com

para diferentes modos de funcionamento. Este efeito de controlo da turbina

capacidade para combustíveis gasosos e líquidos) devem ser encerradas

é ilustrado na Figura 12. As turbinas com sistemas de combustão DLN usam a

depois de utilizar gás combustível, sempre que possível. Do mesmo modo,

recessão das palhetas guia de entrada bem como o calor de purga de entrada

durante a operação alargada com gás, são recomendadas as transferências

para prolongar o funcionamento de pré-mistura de baixo NOx para condições

regulares de gás para líquido para “exercitar” os componentes do sistema e

de carga parcial.

minimizar a acumulação de coque. A contaminação e a acumulação podem impedir o sistema de remover o

Temp. de explosão

Classe B/E IGV fecha máx. para mín. a constante TF

fuelóleo e outros líquidos da secção de combustão, descargas do compressor, turbina e exaustão quando a unidade está encerrada ou durante

IGV Mín.

o arranque. O combustível líquido preso nas tubagens do sistema também

IGV Máx. (aberto)

cria um risco contra a segurança. Deve assegurar o funcionamento correcto Recuperação de calor

do sistema de drenagem do arranque falso (FSDS) através da manutenção

IGV fecha máx. para mín. a constante TX

adequada e da inspecção de acordo com os procedimentos da GE.

Ciclo simples Carga base Carga de pico

Temperatura de explosão % Carga

A carga de pico é definida como o funcionamento acima da carga de base e é conseguida através do aumento das temperaturas de funcionamento de

Figura 12. Relação da temperatura de explosão e a carga – recuperação de calor vs. funcionamento de ciclo simples

turbinas. O funcionamento significativo na carga de pico irá exigir a manutenção e substituição mais frequentes de componentes do percurso do

Efeitos de temperatura em disparo na manutenção de percursos de gás

gás aquecido e de combustão. A Figura 11 define o efeito da vida útil das

aquecidos, tal como descrito acima, são relativos aos combustíveis

peças correspondente a alterações na temperatura de explosão. Deve-se

queimados, como o gás natural e os fuelóleos líquidos, onde a ruptura por

notar que esta não é uma relação linear, e esta equação não deve ser

desgaste dos componentes do percurso do gás aquecido é o limitador

utilizada para diminuições na temperatura de explosão.

principal da vida útil das mesmas e é o mecanismo que determina o impacto

Classe B/E

do intervalo de manutenção do percurso do gás aquecido. Com os combustíveis pesados que transportam cinzas, a corrosão e os depósitos são

Classe F Ap = Factor de gravidade de explosão de pico ΔTf = Adicionador de temperatura de explosão de pico (em °F) Figura 11. Factores de severidade de explosão de pico – gás natural e destilados leves

a principal influência, existindo uma relação diferente com a temperatura de explosão.

Injecção de água/vapor A injecção de água ou vapor para controlo das emissões ou aumento de potência pode ter um impacto na vida útil das peças e nos intervalos de

É importante reconhecer que uma redução da carga nem sempre significa

manutenção mesmo quando a água ou o vapor estão em conformidade com

uma redução da temperatura de explosão. Por exemplo, nas aplicações de

as especificações da GE. Isto relaciona-se com o efeito da água adicionada às

recuperação do calor, quando a geração de vapor acciona a eficiência geral

propriedades de transporte do gás aquecido. A maior condutividade do gás,

da central, a carga é primeiro reduzida fechando as palhetas guia de entrada

em especial aumenta a transferência de calor para as cubas e injectores e

variável para reduzir o fluxo de ar de admissão mantendo a temperatura

pode levar a temperaturas mais elevadas do metal e a uma vida útil reduzida

máxima de exaustão. Para estas aplicações de ciclo combinado, a

das peças.

GE Power & Water | GER-3620M (02/15)

9

A redução da vida útil das peças de injecção de vapor ou de água é

A injecção de água para redução de NOx deve ser efectuada de acordo com o

directamente afectada pela forma como a turbina é controlada. O sistema de

agendamento de controlo implementado no sistema de controlo. Forçar o

controlo na maioria das aplicações de carga base reduz a temperatura de

funcionamento do sistema de injecção de água com cargas elevadas pode

explosão quando a água ou o vapor é injectado. Isto é conhecido como

levar à combustão e danos no equipamento HGP devido a choque térmico.

funcionamento de curva de controlo seco, que contraria o efeito de maior transferência de calor no lado do gás e não resulta em qualquer impacto bruto para a vida da cuba. Esta é a configuração padrão para todas as turbinas a gás, com ou sem injecção de água ou vapor. Em algumas instalações, no entanto, o

Efeitos cíclicos e arranques rápidos Na discussão anterior, foram descritos os factores de funcionamento que tinham um impacto nos critérios de manutenção baseados nas horas de funcionamento. Para os critérios de manutenção baseados na quantidade de

sistema de controlo é concebido para manter constante a temperatura de explosão com o nível de injecção da água ou combustível. Isto é conhecido como funcionamento da curva de controlo molhado, que resulta em potência

arranques, têm de se considerar os factores de funcionamento associados aos efeitos cíclicos induzidos durante o arranque, o funcionamento e o encerramento da turbina. As condições de funcionamento diferentes das da

adicional da unidade, mas reduz a vida útil das peças como descrito anteriormente. As unidades controladas desta forma estão geralmente em aplicações de pico onde as horas de funcionamento anuais são reduzidas ou

sequência de arranque e encerramento normais podem reduzir potencialmente a vida cíclica dos componentes da turbina a gás e podem necessitar de uma manutenção mais frequente, incluindo uma renovação

onde os operadores determinaram que as vidas reduzidas das peças são justificadas pela vantagem do aumento de potência. A Figura 13 ilustra a

e/ou substituição de peças.

curva de controlo molhado e seco e as diferenças de desempenho que

Os arranques rápidos são desvios comuns da sequência de arranque padrão.

resultam destes dois modos de controlo diferentes.

A GE introduziu uma série de diferentes sistemas de arranque rápido, cada

Um factor adicional associado com a injecção de água ou vapor refere-se ao carregamento aerodinâmico superior nos componentes da turbina, que resulta do fluxo injectado aumentando a razão de pressão do ciclo. Este carregamento adicional pode aumentar a velocidade de deformação a jusante dos injectores de segunda e terceira fase, o que reduzirá o intervalo de reparação para estes componentes. No entanto, a introdução de ligas (S2N/S3N) de injectores de TM

fase dois ou três de elevada resistência ao desgaste, tais como GTD-222

e

um aplicável a determinados modelos de turbinas a gás. Os arranques rápidos podem incluir qualquer combinação de purga de arranque antecipado, aceleração rápida (arranque para FSNL) e carregamento rápido. Alguns métodos de arranque rápido não afectam factores de manutenção do intervalo de inspecção. Os arranques rápidos que afectam factores de manutenção são referidos como arranques de emergência ou simplesmente arranques de pico.

GTD-241TM, reduziu este factor em comparação com materiais aplicados

O efeito dos arranques de emergência no intervalo de manutenção depende do

anteriormente como FSX-414 e N-155.

modelo de turbina a gás, configuração da unidade e características de arranque específicas. Por exemplo, as unidades 7F.03 de ciclo simples com capacidade de

Injecção de vapor para 25 pmm NOx

arranque rápido podem efectuar um arranque de pico em que a unidade é Temperatura de exaustão °F

3% Inj. vapor

levada do arranque à carga total em menos de 15 minutos. Reciprocamente, as

Controlo molhado Relação de carga = 1.10

unidades simples 6B de ciclo e outras unidades de estrutura mais pequenas

Controlo seco

podem realizar arranques convencionais que são inferiores a 15 minutos sem afectar quaisquer factores de manutenção. Para as unidades que têm

0% Inj. vapor 3% Inj. vapor

Relação de carga = 1.0

capacidade de arranque de emergência, a Figura 14 mostra factores conservadores de arranques de emergência que podem ser aplicados.

A curva de controlo molhado mantém constante TF

Relação de carga = 1.08

Porque os factores de arranque de emergência podem variar por unidade e por sistema, os factores de base podem não se aplicar a todas as unidades.

Pressão de descarga do compressor (psig)

Por exemplo, o último sistema 7F.03 de arranque de emergência tem os

Figura 13. Curva de controlo da temperatura de exaustão – controlo seco vs.

factores de arranque apresentados na Figura 15. Para comparação, o

controlo molhado 7E.03

arranque de emergência nominal 7F.03 que não afecta a manutenção também é listado. Consulte a documentação específica da unidade aplicável para o seu representante de serviço GE para verificar os factores de início que se aplicam.

10

Inspecção de combustão com base em arranques

Carga base

As = 4,0 para classe B/E As = 2,0 para classe F

Ps = 3,5 para classe B/E Ps = 1,2 para classe F

Temperatura

Inspecção do percurso do gás aquecido com base em arranques

Iluminação

Rampa de descarga

Aceleração Rampa de carga Velocidade total sem carga

Velocidade Aquecimento total sem carga

Encerramento accionado

Inspecção do rotor com base em horas

Explosão

Fs = 2,0 para classe F* Arranque

Encerramento Tempo

* Ver Figura 22 para detalhes

Figura 16. Ciclo de início/paragem da turbina – alterações nas temperaturas de explosão

Figura 14. Factores de arranque de emergência

Frio

Inspecção de combustão com base em arranques 7F.03 As = 1,0 para arranque rápido nominal 7F As = 1,0 para arranque de emergência 7F Inspecção do percurso do gás aquecido com base em arranques 7F.03 Ps = Não aplicável ao arranque rápido nominal 7F (contado como arranques normais) Ps = 0,5 para arranque de emergência 7F Quente

Inspecção do rotor com base em horas 7F.03 Fs = 1,0 para arranque rápido nominal 7F Fs = 2,0 para arranque de emergência 7F*

Figura 17. Distribuição da temperatura transitória da cuba da segunda fase

* Ver Figura 23 para detalhes

compressão produzida a partir dos gradientes de temperatura estável normal

Figura 15. Factores de arranque de emergência 7F.03

Peças do percurso do gás aquecido

A Figura 16 ilustra as mudanças de temperatura de explosão que ocorrem

que existem na parte arrefecida. No encerramento, as condições são invertidas no local onde as extremidades de resposta mais rápida arrefecem mais rapidamente do que a secção do volume, o que resulta numa força tensora no bordo de ataque.

num ciclo normal de arranque e encerramento. Arranque, aceleração, carga, descarga e encerramento todos produzem alterações de temperatura do gás

Os testes de fadiga mecânica térmica concluíram que o número de ciclos que

e metal. Para mudanças rápidas na temperatura do gás, os bordos da cuba ou

uma peça aguenta antes de rachar é fortemente influenciado pelo intervalo de

do injector respondem mais rapidamente do que a secção bruta mais espessa,

tensão total e a temperatura máxima do metal. Qualquer condição de

tal como ilustrado na Figura 17. Estes gradientes, por seu turno, produzem

funcionamento que aumente significativamente o intervalo de tensão e/ou a

tensões térmicas que, durante os ciclos, podem eventualmente conduzir à

temperatura máxima do metal ao longo das condições do ciclo normal irá

formação de rachas.

reduzir a vida da fadiga e aumentar o factor de manutenção com base nos

A Figura 18 descreve o histórico de temperatura/tensão de uma cuba 7E.03

arranques. Por exemplo, a Figura 19 compara um ciclo de funcionamento normal com outro que inclui uma explosão a partir da carga total.

de fase 1 durante um ciclo de arranque e encerramento normal. O arranque e a aceleração produzem tensões de compressão transitórias na cuba à medida que o bordo de ataque de resposta rápida aquece mais depressa que a secção mais espessa do volume do perfil aerodinâmico. Com condições de carga total, a cuba atinge a sua temperatura máxima do metal e uma tensão de

GE Power & Water | GER-3620M (02/15)

11

O aumento significativo no intervalo de tensão para um ciclo de

sem carga (FSNL) tem um factor de severidade de explosão de 2:1. Da

explosão resulta num efeito de vida útil equivalente a oito ciclos de

mesma forma, as explosões excessivas da unidade durante o funcionamento

início/paragem normais, como indicado. Os disparos de carga parcial

com de carga de pico conduzirão a um aumento das temperaturas dos

terão um impacto reduzido devido às temperaturas mais baixas do

componentes metálicos. Como resultado, uma explosão a partir da carga de

metal no início do evento de explosão. A Figura 20 ilustra que

pico tem um factor de gravidade de explosão de 10:1.

enquanto uma explosão de entre 80% a 100% da carga tem um factor de severidade de explosão de 8:1, uma explosão de velocidade máxima

Parâmetros-chave Intervalo de tensão máx.

•

Temperatura do metal máx.

Encerramento accionado

% Tensão

•

TMÁX Temperatura do metal

Carga base

ΔεMÁX

Aceleração Iluminação e aquecimento Figura 18. Fadiga do ciclo baixo (LCF) da cuba

Temperatura/Tensão do bordo de ataque

Arranque/Encerramento normal

Arranque normal e explosão

TMÁX

TMÁX Tensão

Tensão Temperatura

Temperatura ΔεMÁX

1 ciclo de explosões = 8 ciclos de encerramentos normais Figura 19. Sensibilidades da vida de fadiga do ciclo baixo – cuba da primeira fase

12

ΔεMÁX

Unidades sem calor de purga de entrada Nota:

Factor de Manutenção

Factor de severidade de explosão

Base Unidades de classe F e B/E com calor de purga de entrada

 Para explosões durante a aceleração do arranque assumir aT=2  Para explosões na carga de pico assumir que1=10

% Carga % Carga

Figura 21. Factor de manutenção – efeito do nível de carga máximo do ciclo de arranque

Figura 20. Factor de manutenção – explosões a partir de carga

Os cálculos dos factores de arranque baseiam-se na carga máxima atingida As explosões devem ser avaliadas além dos ciclos de arranque/encerramento normais como adicionadores de arranques. Como tal, tendo em consideração a equação dos arranques da Figura 43, é subtraído um do factor de severidade para que o resultado bruto da fórmula (Figura 43) seja o mesmo

durante o funcionamento. Assim sendo, se uma unidade é operada em carga parcial durante três semanas, e depois é levada à carga base durante os últimos dez minutos, o funcionamento total da unidade será descrito como um ciclo de arranque/paragem de carga base.

que o ditado pelo intervalo de tensão aumentado. Por exemplo, um arranque e explosão da carga base iria contar como oito ciclos completos (um ciclo do

Peças do rotor

arranque para a carga base mais 8-1=7 ciclos para a explosão a partir da carga

Os requisitos de manutenção e remodelação da estrutura de rotor, como os

base), tal como indicado pelo factor de manutenção 8:1.

componentes do gás aquecido, são afectados pelos efeitos cíclicos do

Semelhantes às explosões a partir de carga, os arranques de emergência terão

arranque, funcionamento e encerramento, bem como as características de

um impacto nos intervalos de manutenção com base nos arranques. Tal como

carregamento e descarga. Os factores de manutenção específicos do perfil de

as explosões, os efeitos de um arranque de emergência na máquina são

funcionamento e o design do rotor têm de ser incorporados no plano de

considerados separados de um ciclo normal e os seus efeitos têm de ser tidos

manutenção do operador. É necessária a desmontagem e inspecção de todos

em conta além do ciclo de arranque/paragem normal. No entanto, não existe -

os componentes do rotor quando os arranques ou horas de funcionamento

1 aplicado a estes factores, portanto um arranque de emergência 7F.03

acumuladas do rotor atingem o limite de inspecção. (Ver Figura 44 e Figura 45

durante o ciclo de carga de base teria um impacto total de 1,5 ciclos. Consulte

na secção dos Intervalos de Inspecção.)

o Anexo A para exemplos de factores de arranque, e consulte a documentação

A condição térmica quando se inicia a sequência de arranque é um factor

específica da unidade para determinar se um factor alternativo de arranque

importante para determinar o intervalo de manutenção do rotor e a vida dos

de emergência de percurso do gás aquecido se aplica.

componentes do rotor como peça individual. Os rotores que estão frios

Apesar de os factores descritos acima diminuírem o intervalo de manutenção

quando se inicia o arranque sofrem tensões térmicas transitórias quando a

com base nos arranques, os ciclos de funcionamento em carga parcial

turbina é colocada em linha. Os rotores grandes, com as suas constantes

permitem uma extensão do intervalo de manutenção. A Figura 21 pode ser

temporais térmicas mais longas, desenvolvem tensões térmicas mais elevadas

utilizada ao considerar este tipo de funcionamento. Por exemplo, dois ciclos

em comparação com os rotores mais pequenos que passam pela mesma

de funcionamento aos níveis de carga máximos de menos de 60% seria igual a

sequência de tempo de arranque. As tensões térmicas elevadas reduzem a

um arranque até uma carga superior a 60% ou, dito de outra forma, teria um

resistência à fadiga mecânica térmica e o intervalo de inspecção.

factor de manutenção de 0,5.

Apesar de o conceito de factores de manutenção do rotor ser aplicável aos rotores de todas as turbinas a gás, apenas falaremos em pormenor dos rotores da classe F. Para todos os outros rotores, consultar documentação específica da unidade para determinar os factores de arranque adicionais que podem aplicar-se.

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13

O factor de manutenção do rotor para um arranque é uma função do tempo de

• As unidades que funcionam em pico têm uma frequência de arranque

paragem após um período de funcionamento anterior. À medida que o tempo

relativamente alta e um número baixo de horas por arranque. O

de paragem aumenta, a temperatura do metal do rotor aproxima-se das

funcionamento segue um padrão sazonal. As unidades que funcionam em

condições ambientes e do impacto da fadiga térmica durante o aumento

pico registam geralmente uma percentagem elevada de arranques a frio.

subsequente dos arranques. Como tal, os arranques a frio recebem um factor de manutenção do rotor de dois e os arranques a quente recebem um factor de manutenção do rotor de menos de um devido ao facto de a tensão térmica ser mais reduzida em condições quentes. Este efeito varia de uma localização para outra na estrutura do rotor. A localização mais limitante determina o factor de manutenção geral do rotor.

• As unidades que funcionam por ciclos arrancam diariamente e são encerradas aos fins-de-semana. São típicos os arranques entre doze e dezasseis horas, o que resulta numa condição de rotor pouco quente numa grande percentagem dos arranques. Os arranques a frio são geralmente vistos apenas após um arranque depois de uma paragem para manutenção ou após uma paragem de dois dias de fim-de-semana.

A condição térmica inicial do rotor não é o único factor de funcionamento que influencia os intervalos de manutenção do rotor e a vida dos componentes. Os arranques de emergência, em que a turbina é inclinada para carregar rapidamente, aumentam os gradientes térmicos no rotor. As explosões de carga, especialmente explosões seguidas por rearranques imediatos e rearranques quentes reduzem o intervalo de manutenção do rotor. A Figura 22

• As aplicações de serviços contínuos têm um elevado número de horas por arranque. A maioria dos arranques são frios, porque as interrupções são geralmente devido à manutenção. Apesar de a percentagem de arranques a frio ser elevada, o número total de arranques é baixo. O intervalo de manutenção do rotor nas unidades com serviço contínuo é determinado pelas horas de funcionamento e não pelo número de arranques.

apresenta uma lista dos factores de funcionamento recomendados que devem ser utilizados para determinar o factor de manutenção geral de alguns rotores

A Figura 23 lista os perfis de funcionamento no extremo de cada uma destas três categorias gerais de aplicações de turbina a gás. Estes ciclos de trabalho

da classe F.

têm combinações diferentes de arranques a quente, mornos ou a frio tendo Rotores da classe F*

cada condição de arranque um impacto diferente no intervalo de manutenção Factores de manutenção do rotor

do rotor, como discutido anteriormente. Como resultado, os arranques

Arranque de emergência**

Arranque normal

baseados no intervalo de manutenção dependem do ciclo de trabalho

Factor de arranque quente 1 (0-1 Hora inactivo)

4,0

2,0

Factor de arranque quente 2 (1-4 Horas inactivo)

1,0

0,5

Factor de arranque morno 1 (4-20 Horas inactivo)

1,8

0,9

Factor de arranque morno 2 (20-40 Horas inactivo)

2,8

1,4

Factor de arranque frio (>40 Horas inactivo)

4,0

2,0

trabalho diferentes dos definidos na Figura 24 , particularmente, aqueles com

Explosão de factor de carga

4,0

4,0

mais arranques a frio ou um elevado número de explosões, terão um factor de

específico das aplicações. Na secção do Intervalo de inspecção do rotor, um método irá ser descrito para determinar um factor de manutenção que é específico para o ciclo de trabalho do funcionamento. O factor de manutenção integrada da aplicação usa os factores de manutenção do rotor acima descritos em combinação com o ciclo de trabalho real de uma aplicação específica e pode ser utilizado para determinar os intervalos de inspecção do rotor. Neste cálculo, o ciclo de trabalho de referência que produz um factor de manutenção baseado em arranques igual a um é definido na Figura 24. Os ciclos de

* Outros factores podem aplicar-se às primeiras unidades 9F.03 ** Um arranque de emergência de classe F é tipicamente um arranque em que a unidade é levada do arranque à carga total em menos de 15 minutos.

manutenção superior a um. O funcionamento da engrenagem rotativa ou do roquete após o encerramento, e antes do arranque/rearranque é uma parte essencial do

Figura 22. Factores de manutenção relacionados com o funcionamento

O significado de cada um destes factores é dependente do funcionamento da unidade. Existem três categorias de funcionamento típicas da maioria das aplicações das turbinas a gás. São elas o funcionamento de pico, cíclico e contínuo, como descrito em baixo:

14

procedimento normal de funcionamento. Após um encerramento, a rotação do rotor morno é essencial para evitar curvaturas ou dobras no rotor. Iniciando um arranque com o rotor numa condição curvada pode levar a altas vibrações e fricções excessivas.

Pico

Cíclico

Contínuo

unidades devem permanecer na engrenagem rotativa ou roquete após um

Arranque quente 2 (inactivo 1-4 horas)

3%

1%

10%

Arranque morno 1 (inactivo 4-20 horas)

10%

82%

5%

37%

13%

5%

50%

4%

80%

4

16

400

seja colocado na engrenagem rotativa durante uma hora após uma explosão

Horas/Ano

600

4800

8200

com carga, uma explosão a partir da velocidade máxima sem carga ou a partir

Arranques/Anos

150

300

21

Percentagem de explosões

3%

1%

20%

5

3

4

1,7

1,0

NA

Arranque morno 2 (inactivo 20-40 horas) Arranque frio (inactivo >40 horas)

encerramento planeado até as temperaturas nas cavidades das rodas terem estabilizado quase à temperatura ambiente. Se a unidade não tiver mais actividade durante 48 horas depois de concluído o arrefecimento, então pode ser removida da engrenagem rotativa.

A Figura F-1 também fornece linhas de orientação para rearranques quentes.

Horas/Arranques

Quando for necessário um rearranque imediato, recomendamos que o rotor

de um encerramento normal. Isto irá permitir que as tensões térmicas transitórias continuem a existir antes de se sobrepor um arranque transitório. Se tiver de reiniciar a máquina ao fim de menos de uma hora, aplicam-se

Explosões/Ano Factor de manutenção típica (com base em arranques)

então os factores de 2. Podem ser necessários períodos mais longos de funcionamento da engrenagem rotativa antes de um arranque frio ou um rearranque quente se

• Perfil operacional é específico da aplicação • Intervalo de inspecção é específico da aplicação

for detectada uma curvatura. Os dados de vibração registados durante a velocidade de arranque podem ser utilizados para confirmar se a curvatura do

Figura 23. Perfil operacional típico da turbina a gás 7F

rotor está em níveis aceitáveis e se a sequência de arranque pode ser iniciada. Os utilizadores devem ter como referência o Manual de Funcionamento e

Unidade de linha de base

Manutenção e as TIL apropriadas para obterem instruções e informações Serviço cíclico 6 16

específicas para as suas unidades. Arranques/Semana

Peças da combustão

Horas/Arranques

Um sistema de combustão normal contém peças de transição, revestimentos 4

Interrupção/Ano de Manutenção de combustão, mangas de fluxo, conjuntos de terminais de distribuição

50 4800

Semanas/Ano

contendo injectores e cartuchos de combustível, tampas das extremidades e

Horas/Ano

coberturas das extremidades, bem como outro equipamento incluindo tubos

Arranques/Anos

de fogo cruzado, velas e detectores de chama. Além disso, podem existir

0

Explosões/Ano

vários componentes de fornecimento de combustível e de ar, tais como

1

Factor de Manutenção

300

válvulas de purga ou retenção e mangueiras flexíveis. A GE oferece vários tipos de sistemas de combustão incluindo os combustores padrão, os combustores

12

Arranques Frios/Ano (inactivo >40 h)

4%

39

Arranques 2 morno/Ano (inactivo 20-40 h)

13%

gasificação integrada (IGCC) e os combustores de NOx seco baixo (DLN). Cada

246

Arranques 1 morno/Ano (inactivo 4-20 h)

82%

um destes sistemas de combustão tem características de funcionamento

Arranques 2 quente/Ano (inactivo 1-4 h)

1%

únicas e modos de operação com respostas diferentes a variáveis operacionais

3

silenciosos multi-injectores (MNQC), os combustores de ciclo combinado de

que afectam os requisitos de manutenção e renovação. Unidade de linha de base atinge factor de manutenção = 1 Os sistemas de combustão DLN usam vários modos de combustão para Figura 24. Linha de base para definição de factor de manutenção com base nos arranques

A Figura F-1 descreve as linhas de orientação de funcionamento e os cenários da engrenagem rotativa/roquete (ver Anexo). Deve seguir sempre as instruções

alcançar o funcionamento de carga de base. O sistema faz a transferência de um modo de combustão para o seguinte quando a temperatura de referência de combustão aumenta para o valor necessário ou transfere a temperatura para o próximo modo.

de operação relevante e as TIL quando aplicável. Como melhor prática, as

GE Power & Water | GER-3620M (02/15)

15

• O funcionamento em modo contínuo é definido como o funcionamento num

acústica suficientemente baixos para assegurar que as práticas de

modo de combustão durante mais tempo do que o que é necessário durante o

manutenção descritas aqui não sejam comprometidas. Para além disso, a GE

arranque/encerramento normal.

encoraja a monitorização e a combustão dinâmica durante a operação da

• O funcionamento em modo prolongado é definido como o funcionamento

turbina através de uma variedade de temperaturas e cargas ambientes.

num modo de combustão a uma temperatura de explosão superior à

A desmontagem de combustão é realizada no decurso de inspecções de

temperatura de transferência para o modo de combustão seguinte.

combustão agendadas (CI). As directivas do intervalo de inspecção estão

O modo de combustão DLN recomendado para o funcionamento em modo contínuo é o modo de combustão pré-misturada (PM), uma vez que atinge menores emissões possíveis e vida útil máxima das peças. O funcionamento em modo contínuo e prolongado nos modos de combustão não-PM não é recomendado devido ao efeito na vida do material de combustão, tal como ilustrado na Figura 25. O uso de modos não-PM tem os seguintes efeitos na

incluídas na Figura 39. Espera-se, e recomenda-se, que os intervalos sejam modificados com base na experiência específica. Os intervalos de substituição são geralmente definidos por um número recomendado de intervalos de combustão (ou reparação) e são geralmente específicos aos componentes da combustão. Em geral, o intervalo de substituição como função do número de intervalos de inspecção da combustão é reduzido se o intervalo de inspecção da combustão for alargado. Por exemplo, um componente que tem 8000

manutenção:

horas de intervalo de inspecção de combustão e um intervalo de substituição • O funcionamento lean-lean prolongado DLN-1/DLN-1+ resulta num factor de manutenção de 10 (excluindo as unidades do Quadro 5 em que MF = 2).

de seis CI, teria um intervalo de substituição de quatro intervalos CI se o intervalo de inspecção fosse alargado para 12.000 horas (para manter um

• O funcionamento pré-misturado pilotado prolongado DLN 2.0/DLN 2+ resulta num factor de manutenção de 10.

intervalo de substituição de 48.000 horas). Quanto às peças de combustão, as condições de funcionamento da linha de

• O funcionamento em modo contínuo nos modos lean-lean (L-L), pré-misturado

base que resultam num factor de manutenção de unidade são arranques de

sub-pilotado (sPPM) e pré-misturado pilotado (PPM) não é recomendado uma

explosão e encerramentos com a carga base com gás natural combustível sem

vez que irá acelerar a degradação do equipamento de combustão.

injecção de vapor ou água. Factores que aumentam o factor de manutenção baseado em horas incluem a operação de pico de carga, combustíveis

• Para além disso, o funcionamento cíclico entre os modos de pré-mistura

destilados ou pesados, e vapor ou injecção de água. Factores que aumentam

pilotada e de pré-mistura leva a cargas térmicas na linha de combustão e

o factor de manutenção baseado em arranques incluem início de ciclos de

peças de transição parecidas com as cargas durante o ciclo de

arranque/paragem de carga de pico, fuelóleos ou combustíveis pesados,

arranque/encerramento.

injecção de vapor ou água, explosões e arranques de emergência. Gravidade Carga total

Combustor

Alta

Efeito do modo de combustão na vida útil do material

A maioria das turbinas a gás GE tem entrada, compressor, descarga de

Pré-misturado Primário

Peças do Compressor compressor e caixas de turbina para além de estruturas de exaustão. Barreiras

L-L prolongado

interiores são tipicamente anexadas à caixa de descarga do compressor. Estas

Pré-misturado Difusão PPM prolongado

Baixa

Figura 25. O efeito de modo de combustão DLN na vida útil do equipamento

caixas fornecem um apoio primário para rolamentos, rotor e equipamento de percurso de gás. O exterior de todas as caixas deverá ser inspeccionado visualmente para

O funcionamento em modo contínuo de combustores DLN 2.6/DLN 2.6+ não

verificação de sinais de rachas, equipamento solto e deslizamento do

irá acelerar a degradação do equipamento de combustão.

compressor a cada combustão, percurso de gás quente e corte principal. O interior de todas as caixas deverá ser inspeccionado sempre que possível. O

Outro factor que pode afectar a manutenção do sistema de combustão é a dinâmica da acústica. A dinâmica da acústica são oscilações de pressão geradas pelo sistema de combustão, que, se tiver uma magnitude suficientemente elevada, pode levar a um desgaste significativo e ao aparecimento de rachas de combustão ou componentes do percurso do gás quente. É prática da GE afinar o sistema de combustão a níveis de dinâmica

16

nível de corte determina que interiores da caixa são acessíveis à inspecção visual. As inspecções por boroscópio são recomendadas para caixas de entrada, caixas do compressor e caixas de descarga do compressor durante inspecções por boroscópio de percurso de gás. Todas as superfícies de caixa interior deverão ser visivelmente inspeccionadas durante um corte maior.

As áreas de inspecção chave estão listadas abaixo.

Os difusores de exaustão GE vêm nas configurações radiais ou axiais como mostrado nas Figuras 26 e 27 abaixo. Ambos os tipos de difusores são

• Orifícios dos pernos • Pinos das palhetas e orifícios de boroscópio no cilindro da turbina (compartimento)

compostos de uma secção à frente e atrás. Os difusores à frente são normalmente difusores axiais, enquanto os difusores atrás podem ser axiais ou radiais. Os difusores axiais são utilizados em turbinas a gás de classe F, enquanto os difusores radiais são utilizados em turbinas a gás de classe E e B.

• Ganchos do estator do compressor Os difusores de exaustão estão sujeitos a temperaturas do percurso de gás • Ganchos de palhetas do cilindro da turbina

elevadas e vibração devido ao funcionamento normal da turbina a gás. Devido

• Escoras do caixa de descarga do compressor

ao ambiente operativo extremo e à natureza operativa cíclica das turbinas a gás, os difusores de exaustão poderão desenvolver rachas nas superfícies da chapa

• Barril interno e pernos do barril interno metálica e juntas soldadas utilizadas para a construção do difusor. Para além • Ganchos e superfícies do rolamento da caixa de entrada

disso, pode ocorrer erosão devido à operação alargada a altas temperaturas. Os

• Caixa de entrada e chavetas da estrutura de exaustão e munhões

difusores de exaustão deverão ser inspeccionados para verificação de rachas e erosão a cada combustão, percurso de gás quente e corte principal.

• Colectores de extracção (para objectos estranhos) Além disso, as vedações flex, vedações L e gaxetas de junta horizontais

Peças do Difusor do Exaustor

deverão ser inspeccionadas visualmente/através de boroscópio para sinais de desgaste ou danos a cada combustão, percurso do gás aquecido e corte principal. A GE recomenda que as vedações com sinais de desgaste ou danos sejam substituídas. Resumindo, as áreas chave a ser inspeccionadas estão listadas abaixo. Qualquer dano deverá ser reportado à GE para reparações recomendadas. • Flange de carga do difusor à frente (6F) • Bordo de fuga e bordo de ataque do aerofólio da escora do difusor • Palhetas rotativas e difusores radiais (classe B/E) • Conjuntos de isolamento em superfícies interiores e exteriores

Figura 26.

Difusor Axial de Classe F

• Pontos de fixação do anel de pressão para estrutura de exaustão (apenas corte principal) • Vedações flex e vedações L • Gaxetas de junta horizontais

Operação Sem Frequência As turbinas a gás de alta resistência de eixo único GE destinam-se a funcionar à velocidade de 100% com a capacidade de funcionamento numa faixa de velocidade de 95% a 105%. O funcionamento a outras velocidades além da indicada pode ter um impacto nos requisitos de manutenção. Dependendo dos requisitos do código Figura 27.

Difusor Radial de Classe E

da indústria, das especificidades do design da turbina e da filosofia de controlo da turbina utilizada, podem resultar condições de funcionamento que irão acelerar o consumo dos componentes do percurso de gás aquecido. Onde isto for verdade, o factor de manutenção associado a esta operação deve ser entendido. Estes eventos sem frequência devem ser analisados e registados, a fim de incluí-los no plano de manutenção para a turbina a gás. GE Power & Water | GER-3620M (02/15)

17

Algumas turbinas são obrigadas a cumprir requisitos operacionais que se

Tfire constante do funcionamento a alta velocidade

de capacidade. A maioria dos códigos requer que as turbinas permaneçam em linha caso haja uma perturbação da frequência. Para um funcionamento de sub-frequência, a potência da turbina pode diminuir com uma diminuição de velocidade e o efeito líquido na turbina é mínimo. Em alguns casos de funcionamento de sub-frequência, a potência da turbina deve ser aumentada, a fim de cumprir o requisito de potência definido pela

Factor de Manutenção (MF)

destinam a manter a estabilidade da rede sob súbitas mudanças de carga ou

especificação. Se esta queda de potência normal com velocidade resultar em cargas inferiores ao mínimo definido, a turbina deve compensar. A sobre% da velocidade

explosão da turbina é a opção de compensação mais óbvia, mas outros meios, como utilizar a lavagem da água, condensação da entrada ou refrigeração

Figura 28.

Factor de manutenção para funcionamento a alta velocidade constante T F

evaporativa, têm algum potencial como acção de compensação. Pode ter de ser aplicado um factor de manutenção a alguns destes métodos. Além disso, o

Condição e Desempenho do Compressor

funcionamento sem frequência, incluindo cortes de rede rápidos, podem

Os custos de manutenção e operação também são influenciados pela

expor as pás a excitações que podem resultar na resposta ressonante das pás

qualidade do ar que a turbina consome. Além dos efeitos negativos dos

e redução da vida de fadiga.

contaminantes atmosféricos nos componentes do percurso do gás aquecido, os contaminantes, como o pó, o sal e o óleo podem provocar erosão, corrosão

É importante compreender que o funcionamento em condições de sobree sujidade nas pás do compressor. frequência não troca um-para-um por períodos em condições de subA sujidade pode ser provocada pela entrada de partículas submicrónicas de frequência. Tal como foi discutido mais acima na secção da temperatura de sujidade no compressor bem como pela ingestão de vapores de óleo, fumos, explosão, o funcionamento em condições de explosão de pico tem um sal marinho e vapores industriais. A corrosão das pás do compressor provoca relacionamento logarítmico não linear com o factor de manutenção. corrosão na superfície da pá que, além de aumentar a irregularidade da O funcionamento de sobre-frequência ou a alta velocidade também pode superfície, também serve como local potencial para se iniciarem rachas introduzir condições que afectam a manutenção da turbina e intervalos de provocadas por fadiga. Estas irregularidades da superfície e alterações de substituição de peças. Se a velocidade for aumentada acima da velocidade contorno das pás irão reduzir o fluxo de ar e eficácia do compressor que, por nominal, os componentes rotativos vêm um aumento na tensão mecânica sua vez, reduz a potência da turbina a gás e a eficácia térmica geral. Em geral, proporcional ao quadrado do aumento de velocidade. Se a temperatura de a deterioração do compressor de fluxo axial é a causa principal da perda de explosão for mantida constante na condição de alta velocidade, a taxa de potência e eficácia na turbina. As perdas recuperáveis, atribuíveis à sujidade consumo da vida útil dos componentes rotativos do percurso do gás aquecido irá aumentar como ilustrado na Figura 28 onde uma hora de funcionamento a

da pá do compressor, são normalmente responsáveis por 70 a 85 por cento das perdas de desempenho vistas. Tal como ilustra a Figura 29 , a sujidade do

uma velocidade de 105% é equivalente a duas horas à velocidade nominal. compressor ao ponto de reduzir o fluxo de ar em 5%, irá reduzir a potência em Se o funcionamento a alta velocidade representar uma pequena fracção de um 8% e aumentar a taxa de calor em até 3%. Felizmente, muito pode ser feito perfil de funcionamento da turbina, este efeito na vida das peças pode, por através de um funcionamento adequado e procedimentos de manutenção, vezes, ser ignorado. No entanto, se esperar um funcionamento significativo a ambos para minimizar perdas como as provocadas pela sujidade e para limitar alta velocidade sendo mantida uma temperatura de explosão nominal, as o depósito de elementos corrosivos. Estão disponíveis sistemas de lavagem do horas acumuladas têm de ser registadas e incluídas no cálculo do factor de compressor em linha para manter a eficácia do compressor lavando-o quando manutenção geral da turbina e o programa de manutenção tem de ser está carregado, antes de ocorrer sujidade significativa. Os sistemas fora de ajustado para reflectir o funcionamento a alta velocidade. linha são utilizados para limpar compressores bastante sujos. Outros procedimentos incluem a manutenção do sistema de filtragem de entrada, os arrefecedores evaporativos de entrada e outros sistemas de entrada bem como a inspecção periódica e a reparação imediata das pás do compressor. Consulte os manuais de manutenção específicos do sistema.

18

Aumento de Taxa de Aquecimento

Entrada de humidade Uma das formas de alguns utilizadores aumentarem a potência da turbina é através da utilização de pulverizadores de entrada. Os pulverizadores injectam

Perda de Potência

Perda de Fluxo de Ar de 5%

uma grande quantidade de humidade na conduta de admissão, expondo as etapas à frente do compressor para potencial transferência de água. O funcionamento de um compressor em tal ambiente pode conduzir à degradação a longo prazo do compressor, devido à corrosão, erosão, incrustação, e degradação das propriedades do material. A experiência demonstrou que, dependendo da qualidade da água utilizada, o silenciador de entrada e o material das condutas, bem como do estado do silenciador de entrada, a sujidade do compressor pode ser grave sem os pulverizadores de entrada. Da mesma forma, a transferência superior ao recomendado pelos Diminuição de Rácio de Pressão

Figura 29. Deterioração do desempenho da turbina a gás devido a sujidade na pá do compressor

refrigeradores evaporativos e lavagem com água poderá degradar o compressor. A Figura 30 mostra a degradação das propriedades do material a longo prazo resultante do funcionamento do compressor num ambiente

Existem também perdas não recuperáveis. No compressor, estas são normalmente provocadas por irregularidades na superfície da pá não relacionadas com o reservatório, por erosão e atritos na extremidade das pás.

húmido. A norma da qualidade da água que se deve ter em consideração pode ser encontrada em GEK-101944, “Requisitos de Pureza da Água/Vapor em Turbinas a Gás”.

Na turbina, a área da garganta do injector altera-se, a folga na extremidade da cuba aumenta e as fugas são as causas possíveis. Deve esperar-se alguma percentagem de degradação de desempenho irrecuperável, mesmo nas turbinas a gás que têm uma boa manutenção. O proprietário, ao monitorizar e registar regularmente os parâmetros de desempenho da unidade, tem uma ferramenta realmente valiosa para diagnosticar uma possível deterioração do compressor.

Para turbinas com pás de compressor AISI 403, a presença de transferência de água irá reduzir a força da fadiga da pá num máximo de 30% e aumentar a velocidade de propagação de rachas numa pá se a pá apresentar algum defeito. A transferência também sujeita as pás à corrosão. Essa corrosão pode ser acelerada num ambiente salino (consulte GER-3419). Outras reduções na força da fadiga irão resultar se o ambiente for ácido e se existir corrosão na pá. As picadas são induzidas pela corrosão e o material das pás corroídas pode

Limpeza do óleo de lubrificação

ter uma resistência de apenas 40% do valor original. Esta condição é excedida

O óleo de lubrificação contaminado ou deteriorado pode provocar o desgaste

pelo tempo de paragem em ambientes húmidos, afectando a corrosão por

e danos nas superfícies dos revestimentos dos rolamentos. Podem levar a

humidade. Efeito de Ambiente Corrosivo

períodos de interrupção alargados e a reparações dispendiosas. A amostragem

• Reduz a força de resistência do material das palhetas

de rotina do óleo de lubrificação da turbina quanto a viscosidade adequada,

• A corrosão provoca fadiga causada pela tensão localizada

composição química e contaminação é uma parte essencial de um plano de Sensibilidade de Fadiga ao Ambiente

manutenção completo.

acordo com GEK-32568, “Recomendações de óleo lubrificante para turbinas a gás com Ambientes de Rolamentos acima de 500 °F (260 °C).” Além disso, o óleo lubrificante deve ser verificado periodicamente para existência partículas e contaminação da água, conforme descrito em GEK-110483, “Requisitos de Limpeza para Instalação, Comissionamento e Manutenção da Central

Rácio de Tensão Alternativa

Dever-se-á obter uma amostra do óleo lubrificante e realizar um teste de Vapor húmido ISO Ácido H2O 180 °F

Corroído no Ar

Eléctrica”. No mínimo, dever-se-á obter uma amostra do óleo lubrificante trimestralmente; no entanto, recomenda-se uma amostragem mensal. Estimativa de Resistência à Fadiga (107 ciclos) para pás AISI 403 Figura 30. Degradação das propriedades do material num ambiente húmido

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O material não revestido da GTD-450TM é relativamente resistente à corrosão

A inspecção de desmontagem requer a abertura da turbina para a

ao passo que a AISI 403 não revestida é bastante susceptível. A

inspecção dos componentes internos. As inspecções de desmontagem vão

susceptibilidade relativa de vários materiais das pás do compressor e dos

da inspecção de combustão à inspecção do percurso do gás aquecido à

revestimentos é apresentada na Figura 31. Conforme indicado na GER-3569,

inspecção principal, como mostrado na Figura 32. Os detalhes de cada

os revestimentos com base de alumínio (Al) são susceptíveis a danos ou erosão

uma dessas inspecções são descritos abaixo.

que conduzem a secções desprotegidas das pás. Por causa disto, foi criado o revestimento GECC-1TM que combina os efeitos de um revestimento Al, para

Inspecções de emergência

evitar a corrosão, e uma camada superior de cerâmica para evitar a erosão. As

As inspecções de emergência são realizadas em todas as turbinas a gás,

gotículas de água irão provocar a erosão no bordo de ataque nas primeiras

mas mantêm-se específicas às turbinas a gás utilizadas em serviços de

fases do compressor. Esta erosão, se estiver suficientemente desenvolvida,

trabalho de pico e intermitentes onde a fiabilidade do arranque é uma

pode levar a um aumento do risco de falha das pás.

preocupação principal. Esta inspecção inclui a assistência de rotina ao sistema da bateria, a mudança de filtros, a verificação dos níveis de óleo e

Sem revestimento

água, relés de limpeza e verificação das calibrações do dispositivo. A assistência pode ser realizada nos períodos fora de pico sem interromper

Revestimentos de Pastas de Al

a disponibilidade da turbina. Um teste de arranque periódico é uma parte

NiCd+ Revestimentos Superiores

essencial da inspecção de emergência.

Cerâmica

O Manual de Funcionamento e Manutenção, bem como os Livros de Instruções do Manual de Serviço contêm informações e desenhos necessários para realizar estas verificações periódicas. Entre os desenhos mais úteis nos Livros de Instruções do Manual de Serviço para a Pior

Melhor Resistência à Corrosão Relativa

manutenção de emergência encontram-se as especificações de controlo, os esquemas das tubagens e os elementos eléctricos. Estes desenhos

Figura 31. Susceptibilidade dos materiais e revestimentos da pá do compressor

fornecem as calibrações, os limites de funcionamento, as características A utilização da condensação da entrada ou da refrigeração evaporativa também pode introduzir a transferência de água ou a penetração de água no compressor, resultando em erosão da pá. Apesar de a finalidade do design dos arrefecedores evaporativos e dos pulverizadores de entrada ser o de vaporizar completamente toda a água de arrefecimento antes da sua ingestão no compressor, as provas sugerem que, nos sistemas que não sejam comissionados, mantidos ou operados, a água pode não ser totalmente vaporizada. Isto pode ser visto por estrias de descoloração na conduta de entrada ou boca de sino. Se este for o caso, são necessárias inspecções e manutenções adicionais, conforme apresentado na TIL e GEKs aplicáveis.

de funcionamento e sequenciação de todos os dispositivos de controlo. Estas informações devem ser utilizadas regularmente pelo pessoal de utilização de manutenção. A adesão cuidadosa à mais pequena manutenção de inspecção de emergência pode ter um efeito significativo na redução dos custos gerais de manutenção e na manutenção da elevada fiabilidade da turbina. É essencial manter-se um bom registo de todas as inspecções realizadas e dos trabalhos de manutenção realizados para assegurar um programa de manutenção saudável.

Inspecções de funcionamento As inspecções de funcionamento são compostas pela observação geral e

Inspecções de manutenção

continuada feita durante o funcionamento de uma unidade. Isto começa

Os tipos de inspecções de manutenção podem ser vastamente classificados

durante o arranque de uma nova unidade e depois de qualquer trabalho

como inspecções em modo standby, em modo de execução e de

de desmontagem de maior. Esta linha de base serve então como

desmontagem. A inspecção de emergência é realizada durante os períodos

referência a partir da qual pode ser medida a deterioração subsequente

fora de pico, quando a unidade não está a funcionar, e inclui assistência de

da unidade.

rotina dos sistemas acessórios e calibração do dispositivo. A inspecção em funcionamento é realizada observando os parâmetros-chave do funcionamento enquanto a turbina está a funcionar.

20

pelo estabelecimento de dados de funcionamento de linha de base

Inspecção-geral

Inspecções de desmontagem

Inspecção do percurso do gás aquecido

• Combustão • Percurso do gás aquecido • Maior

Inspecção de combustão

Figura 32. Turbina a gás de alta resistência 7E.03 – inspecções de desmontagem

Devem ser recolhidos dados para estabelecer os parâmetros de arranque normais do equipamento, bem como os parâmetros estáveis principais do

• Velocidade • Carga

funcionamento. O estado estável é definido sob condições, mediante as • Arranques de explosão quais não ocorre uma variação de mais de 5 °F/3 °C na temperatura da • Horas de explosão cavidade entre as rodas num período de tempo de 15 minutos. Os dados devem ser recolhidos a intervalos regulares e devem ser registados para permitir uma avaliação dos requisitos de desempenho e manutenção da turbina como função do tempo de funcionamento. Estes dados de inspecção do funcionamento, resumidos na Figura 33, incluem: temperatura de carga versus exaustão, nível de vibração, fluxo e pressão de combustível, a temperatura do metal do rolamento, pressão do óleo lubrificante, temperaturas de gás da exaustão, variação da propagação da temperatura de exaustão, tempo de arranque e tempo de desaceleração. Esta lista apresenta apenas o mínimo e devem ser usados outros

• Temperaturas - Ambiente de entrada - Descarga do compressor - Exaustão da turbina - Espaço entre as pás da turbina - Colector do óleo lubrificante • Pressões - Descarga do compressor - Bomba(s) de lubrificação - Colector do rolamento - Barométrica

• Gerador

a fornecer uma base para julgar as condições do sistema. Os desvios à

- Voltagem de saída - Corrente de fase - VARS - Carga • Tempo de arranque

componentes danificados.

- Água de refrigeração - Combustível - Filtros (combustível, lubrificação, ar de admissão)

• Vibração

parâmetros, conforme necessário. Um gráfico destes parâmetros irá ajudar

norma ajudam a realçar problemas iminentes, alterações na calibração ou

- Reservatório do óleo lubrificante - Metal do rolamento - Drenagem dos rolamentos - Propagação da exaustão

- Tensão de campo - Corrente de campo - Temp. Estator - Vibração

Uma alteração anormal súbita nas condições de funcionamento ou um • Tempo de desaceleração evento de explosão grave pode indicar danos nos componentes internos. As condições que podem indicar danos na turbina incluem alta vibração,

Figura 33.

Parâmetros dos dados de inspecção em funcionamento

propagações de alta temperatura de exaustão, explosão do compressor, alterações anormais nos sistemas de monitorização de funcionamento e alterações anormais noutros sistemas de monitorização. Recomenda-se a realização de uma inspecção com boroscópio após tais eventos sempre que se suspeitar de danos nos componentes.

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Carga vs. Temperatura de exaustão

Uma observação e monitorização atentas destes parâmetros de operação

A relação geral entre a carga e a temperatura de exaustão deve ser observada e

servirão de base para o planeamento eficaz dos trabalhos de manutenção e

comparada com dados anteriores. A temperatura ambiente e a pressão

dos requisitos de material necessários para os períodos de inactividade

barométrica terão algum efeito sobre o nível de temperatura de exaustão. Uma

subsequentes.

elevada temperatura de exaustão pode ser uma indicação de deterioração de peças internas, fugas em excesso ou um compressor de ar avariado. Para aplicações com accionamento mecânico, pode também ser uma indicação da necessidade de mais potência por parte do equipamento accionado.

Arrefecimento rápido Antes de uma inspecção, uma prática comum é arrefecer rapidamente a unidade para acelerar o processo de arrefecimento e encurtar o tempo de inactividade. O arrefecimento forçado implica fazer a unidade rodar a

Nível de vibração

velocidade de ralenti durante um período prolongado para continuar a fazer

A assinatura vibratória da unidade deve ser observada e registada. Poderão

fluir ar ambiente através da máquina. Isto é permitido, embora um ciclo

ocorrer alterações insignificantes sempre que houver alteração nas condições

normal de arrefecimento na engrenagem rotativa ou roquete seja preferível

de funcionamento. No entanto, alterações significativas ou uma tendência

para encerramentos normais quando não está pendente nenhuma

manifesta para um aumento constante são indicativos de que é necessário

inactividade.

tomar medidas de correcção.

Fluxo e pressão do combustível

A refrigeração forçada deverá ser limitada uma vez que impõe stresses térmicos adicionais na unidade que podem resultar numa redução da vida das peças.

O sistema de combustível deve ser observado quanto à relação entre o fluxo

Abrir as portas do compartimento durante qualquer operação de

de combustível vs. a carga. As pressões do combustível através do sistema

arrefecimento é proibido, a menos que uma situação de emergência exija a

devem ser observadas. Alterações na pressão do combustível podem indicar

inspecção imediata do compartimento. Os tempos de arrefecimento não

que a passagem no injector de combustível está entupida ou que os

devem ser acelerados abrindo as portas do compartimento ou atrasando os

elementos de medição de combustível estão avariados ou mal calibrados.

painéis, uma vez que o arrefecimento desigual das caixas exteriores pode resultar na distorção excessiva da caixa e fricções pesadas das pás.

Temperatura de exaustão e variação da propagação

Inspecção de combustão A mais importante função de controlo a observar é o sistema de anulação de

A inspecção de combustão é uma inspecção relativamente curta de

combustível da temperatura de exaustão e o sistema de explosão auxiliar

desmontagem para inspecção dos injectores de combustível, revestimentos,

devido à temperatura. Uma verificação rotineira do funcionamento e da

peças de transição, tubos de interconexão e retentores, conjunto de velas,

calibração destas funções minimizará o desgaste das peças no percurso do

detectores de chama e mangas de fluxo do combustor. A inspecção

gás aquecido.

concentra-se nas revestimentos de combustão, peças de transição, injectores

Tempo de Arranque O tempo de arranque é uma referência em relação à qual se podem comparar e avaliar os parâmetros de funcionamento subsequentes. Uma curva dos parâmetros de velocidade, sinal de combustível, temperatura de exaustão e marcadores de sequências críticas inicias versus tempo fornecerá

de combustível e tampas das extremidades que se sabe de antemão serem os primeiros a necessitar de substituição e reparação num bom programa de manutenção. Uma inspecção, manutenção e reparação adequadas (Figura 34) destas peças contribuirá para uma vida útil mais prolongada das peças a jusante, tais com os injectores e cubas das turbinas.

uma boa indicação do estado do sistema de controlo. Os desvios à norma

A Figura 32 ilustra a secção de uma unidade 7E.03 que está desmontada para

podem indicar problemas iminentes, alterações na calibração ou

uma inspecção de combustão. Os conjuntos de revestimentos de combustão,

componentes danificados.

peças de transição e injector de combustível devem ser retirados e substituídos por outros novos ou por componentes reparados para minimizar

Tempo de desaceleração

o tempo de paragem. Os revestimentos, peças de transição e injectores de

O tempo de desaceleração é um indicador do alinhamento e do estado dos

combustível retirados podem ser limpos e reparados depois da unidade ter

rolamentos. Pode comparar-se e avaliar-se o período de tempo a partir de

voltado a ser posta em funcionamento, ficando assim disponíveis para o

quando o combustível é cortado durante uma sequência normal de

próximo intervalo de inspecção da combustão. Os requisitos de inspecção de

encerramento até o rotor atingir a velocidade de engrenagem rotativa.

combustão típicos são:

22

• Inspeccionar os componentes da câmara de combustão.

• Inspeccionar todas as passagens de fluidos, ar e gás no conjunto dos injectores relativamente a entupimento, erosão, queimadura, etc.

• Inspeccionar cada tubo de interconexão, retentor e revestimento de • Inspeccionar o conjunto das velas relativamente à liberdade de ligação; combustão.

verificar o estado dos eléctrodos e isolantes.

• Inspeccionar o revestimento de combustão quanto a lascagem de TBC,

• Substituir todos os consumíveis e artigos de desgaste normal como vedações, placas de bloqueio, porcas, pernos e juntas de vedação, etc.

desgaste e rachas.

• Efectuar inspecção visual das partições da primeira fase dos injectores da

• Inspeccionar o sistema de combustão e caixa de descarga relativamente a

turbina e inspeccionar com o boroscópio (Figura 3) as cubas da turbina para

resíduos e objectos estranhos.

marcar a evolução do desgaste e deterioração destas peças. Esta inspecção

• Inspeccionar as soldaduras das mangas de fluxo quanto a rachas.

ajudará a estabelecer o intervalo para a inspecção do percurso do gás • Inspeccionar peça de transição quanto a desgaste e rachas.

aquecido.

• Inspeccionar injectores de combustível quanto a entupimento nas

• Efectuar a inspecção do compressor com o boroscópio.

extremidades, erosão dos orifícios das extremidades e bloqueio de segurança das extremidades. • Inspeccionar mangas de impacto quanto a rachas (quando aplicável).

Inspecção de combustão Equipamento principal

Inspeccionar Por

Acção Potencial

Cubas de combustão Tampas da extremidade da combustão

Danos provocados por objectos estranhos (FOD) Desgaste anormal

Substituir/renovar/reparar • Injectores de combustível • Peças de transição

Injectores de combustível

Peças de transição Tubos de interconexão

Rachas Entupimento do orifício de refrigeração da camisa Condição de revestimento TBC Oxidação/corrosão/erosão

Manga do fluxo

Pontos quentes/queimaduras

Válvulas de purga

Equipamento em falta

Verificar válvulas

Limites de folga

Tampas

- Decapagem e repintura

- Reparação de soldadura

- Reparação de soldadura

- Teste de fluxo

- Reparação de desgaste

- Teste de fuga

• Revestimentos - Decapagem e repintura - Reparação de soldadura - Substituição de vedações circulares - Reparação de deformação circular

Velas de ignição Detectores de chama Mangueiras Flexíveis IGV e casquilhos Compressor e turbina (boroscópio) Difusor de exaustão

Rachas

Reparação de soldadura

Isolamento do difusor de exaustão

Peças em falta/soltas

Substituir/apertar peças

Vedação flex do difusor dianteiro

Partes rachas/gastas

Substituir vedações

Caixa de descarga do compressor

Rachas

Reparar ou monitorizar

Caixas – exteriores

Rachas

Reparar ou monitorizar

Critérios

Métodos de inspecção

• Manual de Funcionamento e Manutenção • Engenheiro de campo da GE

• TILs

• Visual • Boroscópio

• Penetrante líquido

A disponibilidade de peças sobresselentes no local é essencial para minimizar os tempos de inactividade

Figura 34. Inspecção de combustão – elementos chave

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●

●

Inspeccionar visualmente as áreas de admissão do compressor,

Depois de concluída a inspecção de combustão e de a unidade estar

verificando o estado das palhetas guia de entrada (IGV), casquilhos IGV e

novamente em funcionamento, os revestimentos de combustão e peças de

pás rotativas de primeira fase.

transição retirados podem ser inspeccionados e reparados, se necessário,

Verificar o estado dos actuadores IGV e engrenagem por cremalheira e pinhão.

quer por pessoal competente no local ou fora, num Centro de Assistência de Combustão GE qualificado. Recomenda-se que as reparações e o teste de fluxo do injector de combustível sejam realizados em centros de serviço

●

Verificar a calibragem das IGV.

●

Inspeccione visualmente as escoras da caixa de descarga do compressor

qualificados da GE. Veja o Manual de Funcionamento e Manutenção para recomendações

em busca de sinais de rachas.

adicionais e guia específico da unidade. ●

Inspeccione visualmente o barril interior de descarga do compressor, se

Inspecção do percurso do gás aquecido

acessível.

A finalidade de uma inspecção ao percurso do gás aquecido é examinar as ●

Inspeccione visualmente as cubas e palhetas da última fase.

●

Inspeccione visualmente o difusor de exaustão em busca de quaisquer

descarregados, derivados do processo de combustão. A inspecção do percurso

rachas nas superfícies do percurso de fluxo. Inspeccione superfícies

do gás aquecido delineado na Figura 35 inclui todo o âmbito da inspecção de

isoladas relativamente a perda ou falha de isolamento e/ou equipamento

combustão e, adicionalmente, uma inspecção detalhada dos injectores das

anexo em locais externos ou internos. Em máquinas de classe B e E,

turbinas, da palhetas do estator e das cubas da turbina. Para efectuar esta

inspeccione o isolamento no difusor radial e dentro das juntas plenas de

inspecção, a metade superior do cilindro da turbina tem que ser removida.

exaustão também.

Antes da remoção do invólucro, é necessário um suporte adequado pela linha

Inspeccione vedações flex da estrutura de exaustão, vedações L e gaxetas

central utilizando macacos pneumáticos e os procedimentos da sequência de

de junta horizontais em busca de quaisquer sinais de desgaste ou danos.

elevação para assegurar o alinhamento adequado do rotor com o estator,

peças expostas a temperaturas elevadas devidas aos gases quentes

●

para se obterem folgas precisas entre as metades do cilindro e para evitar ●

Verifique o funcionamento adequado da purga e válvulas de retenção. Confirme a regulação e calibração correctas dos controlos de combustão.

●

torcer as caixas do estator. Consultar o Manual de Funcionamento e Manutenção para os procedimentos de elevação específicos da unidade.

Inspeccione os sistemas de admissão da turbina, incluindo filtros, refrigeradores evaporativos, silenciadores, etc. quanto a corrosão, rachas e peças soltas.

INSPECÇÃO DO PERCURSO DO GÁS AQUECIDO Combustion Inspection Scope—Plus: Equipamento principal Injectores (1, 2, 3) Cubas (1, 2, 3) Palhetas do estator Pás do compressor (boroscópio)

Cilindro da turbina

Critérios • Manual de Funcionamento e Manutenção • Engenheiro de campo da GE

• TILs

Inspeccionar Por Danos provocados por objectos estranhos

Acção Potencial Substituir/renovar/reparar

Oxidação/corrosão/erosão Rachas Entupimento do orifício de refrigeração Vida útil restante do revestimento Deflexão/Distorção dos injectores Deflexão/Distorção Anormal Desgaste anormal Equipamento em falta Limites de folga Evidência de desgaste Rachas

• Injectores - Reparação de soldadura - Reposicionamento - Repintura

Métodos de inspecção • Visual • Penetrante líquido • Boroscópio

A disponibilidade de peças sobresselentes no local é essencial para minimizar os tempos de inactividade

Figura 35. Inspecção do percurso do gás aquecido – elementos chave

24

• -

• Cubas - Decapagem e repintura - Reparação de soldadura

- Mistura

Palhetas do estator Reparação de soldadura

Mistura Repintura

Reparar ou monitorizar

Aplicam-se procedimentos especiais de inspecção a componentes específicos, por forma a assegurar que as peças atinjam a vida útil prevista. Estas inspecções podem incluir, mas não se limitam a, inspecções dimensionais, Inspecção Fluorescente Penetrante (FPI), Inspecção de Corrente Eddy (ECI) e

• Inspeccionar e registar o estado dos injectores da primeira, segunda e terceira fases. • Inspeccionar vedações e ganchos dos injectores e diafragmas da turbina quanto a atrito, erosão, desgaste ou deterioração térmica.

outras formas de testes não destrutivos (NDT). O tipo de inspecção necessária para equipamento específico é determinado num número de peça e com base na história operacional, e pode ser obtida num representante de assistência

• Inspeccionar e registar o estado dos empanques do diafragma dos injectores da fase posterior.

técnica.

• Verificar as vedações quanto a fricção e deterioração da folga.

De forma semelhante, as medidas de reparação são tomadas com base no

• Registar as folgas da extremidade das cubas.

número de peça, história operacional da unidade e estado da peça. Também podem ser necessárias reparações que incluam (mas não se limitem a)

• Inspeccionar as vedações das hastes das cubas relativamente a folga, fricção e deterioração.

decapagem, limpeza química, HIP, tratamento por calor e repintura para • Realizar inspecções em dentes de corte de blindagens da ponta da cuba. assegurar a vida útil total das peças. Recomendar-se-á uma reparação de Considere a renovação de blindagens com dentes de corte gastos, soldaduras sempre que necessário, tipicamente conforme determinar a particularmente se renovação concorrente do favo da colmeia das blindagens inspecção visual e NDT. A não realização das reparações necessárias pode estacionárias correspondentes. Consulte o seu representante de assistência GE conduzir à reforma da peça antes de terminar o tempo de vida útil prevista. Em para confirmar que a cuba sob consideração não pode ser reparada. contraste, reparações não necessárias são dispêndio desnecessário de tempo e recursos. Para verificar os tipos de inspecção e reparação necessários, contacte o seu representante de assistência técnica GE antes de qualquer suspensão da actividade. Para a inspecção do percurso do gás aquecido (Figura 32), todas as peças de

• Verificar as blindagens fixas da turbina quanto a folga, rachas, erosão, oxidação, fricção e acumulação de detritos. • Inspeccionar o rotor de turbina quanto a rachas, danos provocados por objectos ou fricções.

transição da combustão e os conjuntos de injectores da turbina da primeira fase têm de ser retirados. A remoção dos conjuntos de segmentos de injectores da segunda e da terceira fase é opcional, dependendo dos resultados de observação visual, medições de folgas e outras inspecções necessárias. As cubas podem normalmente ser inspeccionadas no local. Pode ser necessária a FPI das secções das varetas das cubas para detectar quaisquer rachas. Adicionalmente, tem que ser feito um conjunto completo de medições da folga radial e axial interna da turbina (abertura e fecho) durante qualquer inspecção ao percurso do gás aquecido. A remontagem tem que cumprir os requisitos do diagrama de folgas para evitar fricções e manter o desempenho da unidade. Além dos requisitos de inspecção de combustão, os requisitos típicos de inspecção do percurso do gás quente são: • Inspeccionar e registar o estado das cubas da primeira, segunda e terceira

• Verificar e substituir quaisquer termopares avariados no espaço entre rodas. • Efectuar a inspecção por boroscópio do compressor. • Inspeccionar visualmente a área da turbina de exaustão quanto a quaisquer sinais de rachas. O conjunto dos injectores da turbina da primeira fase está exposto a descarga directa de gases quentes do processo de combustão e está sujeito às temperaturas mais elevadas do gás na secção da turbina. Tais condições causam frequentemente rachas e oxidação nos injectores o que, de facto, é de esperar. Os injectores da segunda e terceira fases estão expostos a cargas elevadas de ligação do gás, o que, em combinação com as temperaturas de funcionamento, pode conduzir a deflexão e fecho a jusante de folgas axiais críticas. Os danos nos injectores são tolerados até certo ponto e foram

fases. Se se determinar que as cubas da turbina devem ser retiradas, cumpra

estabelecidos critérios para determinar quando é necessária uma reparação.

as instruções de remoção e de registo do estado das cubas. Cubas com

Critérios mais comuns são descritos nos Manual de Funcionamento e

revestimento de protecção devem ser avaliadas quanto à vida útil restante

Manutenção. No entanto, e regra geral, os injectores da primeira fase irão

do revestimento.

necessitar de reparação no momento da inspecção do percurso do gás aquecido. Os injectores da segunda e da terceira fases podem necessitar de renovação para repor as folgas axiais adequadas. Normalmente, os injectores da turbina podem ser reparados várias vezes para prolongar a sua vida útil e é geralmente o custo da reparação vs. o custo da substituição que dita a decisão.

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Os revestimentos desempenham um papel crítico na protecção das cubas que

repintura das cubas de primeira fase seja feita a cada inspecção do percurso

funcionam a temperaturas de metal elevadas. Estes garantem que a capacidade

do gás aquecido. Exame visual e com boroscópio das peças do percurso do gás

total da superliga de alta resistência é mantida e que a vida de ruptura das cubas

aquecido durante as inspecções de combustão, bem como medições da

atende às expectativas do projecto. Isto é particularmente verdade no que se

deflexão dos injectores, vão permitir ao operador monitorizar os padrões e a

refere a concepções de cubas refrigeradas que funcionam a uma temperatura

evolução dos danos. Isto torna as previsões da vida útil das peças mais exactas

de explosão superior a 1985 °F (1085 °C). Uma exposição significativa do metal

e permite planear atempadamente a substituição ou renovação a realizar no

da base ao ambiente vai acelerar a velocidade de desgaste e pode conduzir a

momento da inspecção do percurso do gás aquecido. É importante reconhecer

substituição prematura através duma combinação de temperaturas mais

que, para evitar prolongar a inspecção do percurso do gás aquecido, as peças

elevadas e esforço e uma redução da força do material, tal como descrito na

de substituição necessárias deverão estar no local antes de pôr a unidade fora

Figura 36.Este processo de degradação é impulsionado pela oxidação da liga de

de serviço.

base desprotegida. Em concepções não refrigeradas de séries mais antigas, a degradação da superfície devido a corrosão ou oxidação era considerada uma

Veja o Manual de Funcionamento e Manutenção para recomendações adicionais e guia específico da unidade.

questão de desempenho e não um factor da vida útil da cuba. Já não é o caso, às temperaturas de explosão mais altas de concepção das séries actuais. Tendo em conta a importância dos revestimentos, é preciso reconhecer que até mesmo os melhores revestimentos disponíveis terão uma vida útil finita e o estado do revestimento desempenhará um papel importante na determinação da vida útil da cuba até à sua substituição. A renovação através

Inspecção-geral A finalidade da inspecção-geral é examinar todos os componentes internos rotativos e imóveis desde a entrada da máquina até ao exaustão. Dever-se-á programar uma inspecção-geral de acordo com as recomendações no Manual de Funcionamento e Manutenção do proprietário ou conforme modificado pelos resultados de inspecções anteriores no percurso do gás aquecido ou nas

da decapagem e repintura é uma opção para alcançar a vida

inspecções por boroscópio. A finalidade do trabalho apresentado na Figura 37

esperada/projectada da cuba, mas se optar pela repintura, esta deverá ser levada a cabo antes da quebra do revestimento para exposição do metal de base. Normalmente, para turbinas da classe 7E.03, isto significa que a repintura será necessária na altura da inspecção do percurso do gás aquecido. Se a nova repintura não for realizada na inspecção do percurso do gás aquecido, a vida útil das cubas será geralmente um intervalo de inspecção adicional do percurso do gás aquecido, altura em que as cubas

envolve a inspecção de todos os componentes principais de flange-a-flange da turbina a gás, que estão sujeitos a deterioração durante o funcionamento normal da turbina. Esta inspecção inclui os elementos anteriores da combustão e as inspecções do percurso do gás aquecido, além de manter aberta a turbina a gás completa de flange-a-flange até às juntas horizontais, como indicado na Figura 32.

serão substituídas. Para turbinas a gás da classe F, recomenda-se que a Oxidação e vida da cuba Oxidação de metal de base Oxidação da superfície do orifício de arrefecimento

Orifício de arrefecimento TE

Revestimento desgastado Oxidação da superfície do aerofólio

Aumenta a tensão • Corte transversal de capacidade de carga reduzida Aumenta a temperatura do metal • Efeitos de irregularidade da superfície Diminui a resistência do desgaste da liga • Efeitos ambientais

Superfície lateral de pressão

Reduz a vida do desgaste da cuba Figura 36. Oxidação de cuba de Fase 1 e vida útil da cuba

26

 Verificar todas as folgas radiais e axiais em relação aos seus valores

A remoção de todas as caixas superiores permite o acesso ao rotor do compressor e às pás imóveis do compressor, bem como aos conjuntos de rolamentos. Antes de remover

originais (abertura e fecho).  Inspeccionar todas as caixas, cilindros e estruturas/difusores quanto a

as caixas, os cilindros e as estruturas, a unidade tem de estar adequadamente suportada. É necessário um suporte adequado pela linha central utilizando macacos

rachas e erosão.  Inspeccionar a entrada do compressor e o percurso do fluxo no

pneumáticos e os procedimentos da sequência de elevação para assegurar o alinhamento adequado do rotor com o estator, para se obterem folgas precisas entre

compressor quanto a sujidade, erosão, corrosão e fugas.  Inspeccionar as pás do rotor e estator do compressor quanto a folga da

as metades do cilindro e para evitar torcer as caixas nas metades do cilindro. Consultar o Manual de Funcionamento e Manutenção para os procedimentos de elevação

ponta, atrito, danos provocados por objectos, corrosão e rachas.  Retira as cubas das turbinas e realizar uma verificação não destrutiva

específicos da unidade. Além dos requisitos de combustão e de inspecção do percurso do gás quente, os principais requisitos típicos de inspecção são:

das cubas e encaixes das rodas. As molduras dos encaixes da roda, as superfícies de pressão, as extremidades e as características de intersecção têm de ser examinadas de perto quanto a condições de desgaste, imperfeição, formação de rachas ou desgaste.  Inspeccionar o rotor da unidade quanto a rachas, danos provocados por objectos ou fricções.  Inspeccionar o revestimento dos rolamentos e vedações quanto a folgas e desgaste.

Inspecção-geral Intervalo de Inspecção do Percurso do Gás Aquecido-Mais: Acção Potencial

Equipamento principal

Inspeccionar Por

Pás do compressor Rotor da unidade

Danos provocados por objectos estranhos Oxidação/corrosão/erosão

Mancais e superfícies de selagem

Rachas

- Limpar

Vedações do rolamento

Fugas

- Avaliar condição do óleo

Sistema de exaustão

Desgaste anormal

- Revestir novamente com metal antifricção

Reparar/Remodelação/Substituição • Rolamentos/vedações

Equipamento em falta Limites de folga Desgaste do revestimento Desgaste

• Pás do compressor - Limpar - Mistura • Sistema de exaustão - Reparação de soldadura - Substituir vedações flex/vedações L

Escoras da caixa de descarga do compressor

Desgaste

Reparação

Todas as caixas – exteriores e interiores

Rachas

Reparar ou monitorizar

Caixas – exteriores

Deslizamento

Alinhamento das caixas

Critérios

Métodos de inspecção

•

Manual de Funcionamento e Manutenção • Engenheiro de campo da GE

•

TILs

• •

Visual Boroscópio

• •

Penetrante líquido Ultrassónico

Figura 37. Inspecção-geral da turbina a gás – elementos chave

GE Power & Water | GER-3620M (02/15)

27

• Inspeccione visualmente as escoras da caixa de descarga do compressor para sinais de desgaste. • Inspeccione visualmente o barril interior da caixa de descarga do compressor se acessível. • Inspeccione vedações flex da estrutura de exaustão, vedações L e gaxetas de junta horizontais em busca de quaisquer sinais de desgaste ou danos. Inspeccione vedações do bucim de vapor quanto a desgaste e oxidação.

Os intervalos reais de reparação e substituição de qualquer turbina a gás específica devem basear-se nos procedimentos de funcionamento do utilizador, na experiência, práticas de manutenção e de reparação. Os factores de manutenção descritos anteriormente podem ter um impacto enorme tanto no intervalo de reparação dos componentes como na sua vida útil de serviço. Por esta razão, os intervalos indicados no Anexo D só devem ser utilizados como linhas de orientação e não como certezas para planeamento da vida das peças a longo prazo. Os proprietários podem querer

• Verifique valores de binário para pernos do bucim de vapor e volte a

incluir contingências no seu planeamento das peças.

apertar aos valores totais. Os valores do intervalos de reparação e substituição estimados reflectem o • Verifique o alinhamento – turbina a gás para gerador/turbina a gás para engrenagem acessória. • Inspeccione as caixas quanto a sinais de deslizamento das flanges das caixas.

equipamento de produção actual (o caso típico), com melhorias na concepção, tais como revestimentos avançados e tecnologia de arrefecimento. Com o equipamento de produção mais antigo, podem não ser atingidos alguns destes tempos de vida. Os factores de funcionamento e a

A GE desenvolveu linhas de orientação abrangentes de inspecção e experiência adquirida durante o curso dos procedimentos de inspecção e manutenção, linhas de orientação essas que são fornecidas no Manual de manutenção recomendados, irão prever de forma mais precisa os intervalos Funcionamento e Manutenção para ajudar os utilizadores a realizarem actuais. cada uma das inspecções descritas anteriormente. Os intervalos de reparação e substituição estimados baseiam-se nos

Planeamento das peças

intervalos recomendados de inspecção indicados na Figura 39. Para

Antes de uma inspecção de desmontagem agendada, as peças de reposição

determinados modelos, existem actualizações tecnológicas que prolongam os

adequadas devem estar no local. A falta de peças de reposição adequadas no

intervalos de inspecção de manutenção. A aplicação de intervalos de

local pode ter um efeito importante sobre a disponibilidade da central. Uma

inspecção (ou reparação) diferentes daqueles mostrados na Figura 39 pode

paragem planeada para, por exemplo, como uma inspecção de combustão,

resultar em intervalos de substituição diferentes daqueles mostrados no

que só deve demorar entre dois a cinco dias, pode demorar semanas se as

Anexo D. Consulte o seu representante de assistência técnica da GE para

peças adequadas não estiverem no local. A GE irá fornecer as recomendações

obter detalhes sobre um sistema específico.

referentes aos tipos e quantidades de peças de substituição necessárias. No

Deve reconhecer-se que, em determinados casos, a vida de serviço de um

entanto, é obrigação do proprietário adquirir estas peças de substituição

componente é atingida quando já não é económico reparar a deterioração

numa base planeada, permitindo os tempos de paragem adequados.

em oposição à substituição num intervalo fixo. Isto está ilustrado na Figura 38

A identificação atempada dos requisitos de peças de substituição assegura

para um injector de primeira fase, no qual são realizadas reparações até já

a sua disponibilidade no momento em que as inspecções planeadas são realizadas. Tenha em conta o Manual de Esquemas de Referência fornecido

não ser possível voltar a restaurar o injector de acordo com os padrões de aceitação mínimos ou até o custo de reparação exceder ou se aproximar do

como parte do conjunto de Manuais de Funcionamento e Manutenção

custo de substituição. Noutros casos, como as cubas da primeira fase, as

para ajudar na identificação e encomendar peças para turbina a gás.

opções de reparação são limitadas por factores como danos irreversíveis no material. Em ambos os casos, os utilizadores devem seguir as recomendações

Os benefícios adicionais disponíveis relativamente ao sistema de dados do

da GE referentes à substituição ou à reparação destes componentes.

catálogo de peças de renovação são a capacidade de preparar as listas das peças de substituição recomendadas para a inspecção de combustão, do

Também deve ser reconhecido que o consumo de vida de qualquer peça

percurso do gás aquecido e da inspecção-geral, bem como das peças de

individual do conjunto de peças pode ter variações. Isto pode conduzir a uma

substituição de importância capital e operacional.

certa percentagem de “refugo”, ou fragmentos, de peças a ser reparadas. Essas peças consideradas como “refugo” durante o processo de reparação

Os intervalos de reparação e substituição estimados para alguns dos principais componentes são mostrados no Anexo D. Estas tabelas assumem que o funcionamento, inspecções e reparações da unidade foram feitos de acordo com todas as especificações e instruções do fabricante. 28

têm de ser substituídas por peças novas. A quantidade de peças de refugo depende do historial do ambiente de funcionamento da unidade, do design específico da peça e da tecnologia actual para a sua reparação.

Novo injector

Injector reparado Padrão de aceitação mínimo

1ª reparação

2ª reparação

3ª reparação

Sem Reparação

Custo de reparação excede o custo de reposição

Construção de injector

Padrões de aceitação

Deterioração grave

Horas de funcionamento Figura 38. Programa de reparação de injector de primeira fase: gás natural de explosão – contínuo seco – carga base

Tipo de inspecção

Tipo de horas/ arranques

Combustão (Não-DLN)

Enquadrado

Horas/Arranques 6B

7E

MS3002K

MS5001PA

MS5002C,D

6B.03

12000/400 (3)

12000/800 (1)(3)(5)

12000/800 (1)(3)(5)

12000/600 (2)(5)

8000/400

(3)(5)

8000/400

(3)(5)

12000/450

9E (6)

9E.03(7)

7E.03

(5)

8000/900 (2)(5)

8000/900 (2)(5)

(5)

12000/450 (5)

Combustão (DLN)

Enquadrado

12000/450

Percurso do gás aquecido

Enquadrado

24000/1200 (4)

24000/1200 (4)(5)

24000/1200 (4)(5)

24000/1200 (5)

24000/1200 (5)

24000/900 (5)

Maior

Real

48000/2400

48000/2400 (5)

48000/2400 (5)

48000/2400 (5)

48000/2400 (5)

48000/2400 (5)

Tipo de inspecção

Tipo de horas/ arranques

Combustão (Não-DLN)

Enquadrado

8000/400

Combustão (DLN)

Enquadrado

Percurso do gás aquecido Maior

Horas/Arranques 6F

7F

6F.03

7F.03

7F.04

7FB.01

9F 9F.03

9F.05

12000/450 (5)

24000/900

32000/900 (5)

12000/450

24000/900

12000/450

Enquadrado

24000/900

24000/900

32000/1250

24000/900

24000/900

24000/900

Real

48000/2400

48000/2400

64000/2400

48000/2400

48000/2400

48000/2400

Factores que podem reduzir 1. As unidades com lean head end têm um intervalo de inspecção da combustão de 400 os intervalos de arranques. manutenção: 2. Existem várias configurações não DLN (Padrão, MNQC, IGCC). É apresentado o caso mais limitador, no entanto, podem existir limites de cotação diferentes numa base da máquina e • Combustível do respectivo hardware. Contacte um representante de assistência técnica da GE para obter • Definição de carga mais informações. • Injecção de água/vapor 3. Inspecção de combustão sem remoção da peça de transição. Inspecção de combustão com a • Operação de explosão da remoção de peças de transição a ser realizada a cada 2 intervalos de inspecção de carga de pico combustão. • Explosões 4. Inspecção do percurso do gás aquecido para horas trabalhadas eliminada em unidades que funcionam a combustível de gás natural sem injecção de vapor ou água. • Ciclo de arranque 5. A tecnologia actualizada (Extensor*, PIP, DLN 2.6+, etc.) pode ter intervalos de inspecção mais • Design de hardware longos. • Operação Sem Frequência 6. Também aplicável a modelos 7121(EA). 7. Aplicável apenas a unidades não-AGP.

Nota: Os intervalos de inspecção de linha de base reflectem o equipamento de produção actual, a menos que exista uma indicação em contrário, e o funcionamento de acordo com as especificações do fabricante. Eles representam os intervalos iniciais recomendados na ausência de experiência de condição e operativa. Para intervalos de Reparação/Substituição ver Anexo D.

* Marca comercial da General Electric Company

Figura 39. Intervalos de inspecção de linha de base recomendados: carga base – combustível de gás natural - seco

GE Power & Water | GER-3620M (02/15)

29

Intervalos de inspecção Na ausência de experiência operativa e condições de peça resultantes, a Figura 39 lista os intervalos de manutenção recomendados para a combustão, percurso do gás aquecido e inspecção-geral para as turbinas de produção actuais da GE funcionarem de acordo com as condições ideais de gás natural combustível, carga base e sem injecção de água ou vapor. Estes intervalos recomendados representam horas fabricadas ou arranques calculados utilizando

ou planeamento de recursos, ou indicar a necessidade de alterar o período de uma inactividade futura. A Inspecção Boroscópica deve utilizar todos os pontos de acesso disponíveis para verificar o estado do equipamento interno. O âmbito do trabalho da inspecção-geral deverá, tanto quanto for possível, ser realizado utilizando uma inspecção visual sem desmontagem. Consulte a Figura 4 para frequência de Inspecção Endoscópica recomendada. Preocupações específicas poderão garantir IE subsequentes de modo a operar a unidade para o próximo corte agendado sem desmontagem.

factores de manutenção para contar para a aplicação de condições operativas específicas. Inicialmente, esta determinação baseia-se no funcionamento esperado de uma instalação de turbina, mas isto deve ser revisto e ajustado uma vez que os dados de funcionamento e manutenção estão acumulados. Enquanto as reduções nos intervalos resultarem dos factores descritos anteriormente, os aumentos no intervalo máximo também podem ser considerados quando a experiência de funcionamento tiver sido favorável.

Intervalo de inspecção da combustão Foram desenvolvidas equações que representam os factores mencionados anteriormente que afectam os intervalos de manutenção de combustão. Estas equações representam um conjunto genérico de factores de manutenção que fornecem orientações sobre o planeamento de manutenção. Como tal, estas equações não representam a capacidade específica de qualquer sistema de

O estado das peças do percurso de gás aquecido fornece uma boa

combustão específico. Quanto às peças de combustão, as condições

base para personalizar um programa de inspecção e manutenção. No

de funcionamento da linha de base que resultam num factor de

entanto, o estado do compressor e conjuntos de rolamentos é o

manutenção de unidade são arranques de explosão e encerramentos

accionador chave para o planeamento de uma Inspecção-geral.

normais (sem explosão) com a carga base com gás natural combustível

Funcionamento histórico e condições da máquina podem ser utilizados

sem injecção de vapor ou água.

para adequar programas de manutenção à medida tal como a operação optimizadas e os critérios de inspecção para máquinas/locais específicos. A GE recorre a estes princípios e experiência acumulada de local e frota num programa de “Manutenção de Condição Baseada” como a base para a manutenção das unidades sob os Acordos de Serviço Contratual. Esta experiência foi acumulada em unidades que operam com as reparações aprovadas pela GE, serviços de campo, monitorização e adequação total às recomendações técnicas da GE.

Um factor de manutenção da combustão com base nas horas pode ser determinado a partir das equações apresentadas na Figura 40 como a relação entre as horas trabalhadas em horas fabricadas e as horas de funcionamento efectivas. As horas decompostas em horas fabricadas consideram os efeitos do tipo de combustível, a definição de carga e a injecção de água/vapor. Os factores de manutenção superiores a um reduzem os intervalos de inspecção de combustão recomendados dos indicados na Figura 39 representando as condições de funcionamento

A GE pode ajudar os operadores na determinação dos intervalos de

da linha de base. Para obter o intervalo de inspecção recomendado

manutenção apropriados para a sua aplicação específica. Foram

para uma aplicação específica, o factor de manutenção é dividido no

desenvolvidas equações que têm em conta os factores descritos

intervalo de inspecção de linha de base recomendado.

anteriormente e podem ser utilizadas para determinar os intervalos de inspecção específicos para a aplicação, nomeadamente para o percurso de gás aquecido e para a inspecção-geral.

Intervalo de Inspecção por Boroscópio Além dos intervalos de manutenção planeados, que realizam inspecções programadas ou reparações ou substituições de componentes, devem ser realizadas inspecções com boroscópio para identificar quaisquer acções adicionais, como discutido nas secções “Recursos de Manutenção da Turbina a Gás.” Essas inspecções podem identificar áreas adicionais a serem abordadas numa inactividade de manutenção programada no futuro, ajudar com peças

30

Um factor de manutenção da combustão com base nos arranques pode ser determinado a partir das equações dadas na Figura 41 e considera o efeito do tipo de combustível, definição de carga, arranques de emergência, explosões e injecção de água ou vapor. Um intervalo de inspecção recomendado específico de uma aplicação poderá ser determinado a partir do intervalo de inspecção da linha de base na Figura 39 e o factor de manutenção na Figura 41. Anexo B ilustra seis exemplos de cálculos do factor de manutenção utilizando as horas acima e as equações dos factores de manutenção baseados nos arranques.

As unidades de gás de síntese exigem intervalos específicos da

Inspecção de combustão com base em arranques

unidade para explicar constituintes de combustível específicos da

Intervalo de manutenção

Cl de linha de base (Figura 39) Factor de Manutenção

unidade e horários de injecção de água/vapor. Como tal, as equações dos intervalos de inspecção de combustão podem não se

Arranques de factor Factor de Manutenção

aplicar a essas unidades.

Arranques reais

Factores de arranque = Σ (Ki • Afi • Ati • Api • Asi • Ni ), i = 1 a n ciclos de Inspecção de combustão com base em horas

Intervalo de manutenção

Cl de linha de base (Figura 39) Factor de Manutenção

Horas trabalhadas

arranque/paragem Arranques reais = Σ (Ni ), i = 1 a n em ciclos de arranque/paragem Em que: i

Factor de Manutenção Horas reais

Horas trabalhadas = Σ (Ki ࣭ Afi ࣭ Api ࣭ ti ), i = 1 para n nos Modos de funcionamento

=

Ciclo de arranque/paragem discreto (ou prática operativa)

Ni =

Ciclos de arranque/paragem num determinado modo de

Asi =

Factor de severidade do tipo de arranque

funcionamento

As = 1,0 para arranque normal

Horas efectivas = Σ (ti ), i = 1 a n nos Modos de funcionamento Em que: i = Modo de funcionamento discreto (ou práticas de funcionamento do intervalo de tempo) ti

=

Api =

Horas em funcionamento em carga num determinado modo de funcionamento

Ap = exp (0,009 x adicionador de temperatura de explosão de pico em °F) para carga de pico Ati = Factor de severidade de explosão At = 0,5 + exp(0,0125*%carga) para explosão At = 1 para sem explosão Afi = Factor de severidade de combustível Af = 1,0 para combustível de gás natural

Factor de severidade de combustível Af = 1,0 para gás natural combustível

Af = 1,25 para não-DLN (ou 1,5 para DLN) para combustível

(1)

destilado

Af = 1,5 para combustível destilado, não-DLN (2,5 para DLN)

Ki =

Factor de severidade de carga Ap = 1,0 até carga de base

Factor de severidade de carga Ap = 1,0 até carga de base Ap = Para o factor de carga de pico consulte a Figura 11

Afi =

As = Para arranques de emergência consulte a Figura 14 Api =

Af = 2,5 para crude (não-DLN)

Af = 2,0 para crude (não-DLN)

Af = 3,5 para residual (não-DLN)

Af = 3,0 para residual (não-DLN)

Factor de severidade de injecção de água/vapor

Ki =

Factor de severidade de injecção de água/vapor (% vapor

(% vapor referenciado para fluxo de ar de entrada do

referenciado para fluxo de ar de entrada do compressor, w/f =

compressor, w/f = proporção de água para combustível)

proporção de água para combustível)

K = Max(1,0, exp(0,34(%vapor - 2,00%))) para vapor, curva

K = Max(1,0, exp(0,34(%vapor- 1,00%))) para vapor, curva de

de controlo seco K = Max(1,0, exp(0,34(%vapor - 1,00%))) para vapor, curva de controlo molhado K = Max(1,0, exp(1,80(w/f - 0,80))) para água, curva de controlo seco K = Max(1,0, exp(1,80(w/f - 0,40))) para água, curva de controlo molhado (1) Af = 10 para lean-lean prolongada DLN 1/DLN 1+, e modos de funcionamento pré-misturados pilotados prolongados DLN 2.0/DLN 2+.

controlo seco K = Max(1,0, exp(0,34(%vapor- 0,50%))) para vapor, curva de controlo molhado K = Max(1,0, exp(1,80(w/f - 0,40))) para água, curva de controlo seco K = Max(1,0, exp(1,80(w/f - 0,20))) para água, curva de controlo molhado Figura 41. Factores de manutenção com base nos arranques da inspecção de combustão

Figura 40. Factores de manutenção com base nas horas da inspecção de combustão

GE Power & Water | GER-3620M (02/15)

31

Intervalo de inspecção do percurso do gás aquecido O critério do percurso de gás aquecido baseado nas horas de funcionamento é determinado a partir das equações apresentadas na

O critério do percurso de gás aquecido baseado nas horas de funcionamento é determinado a partir das equações apresentadas na Figura 43.

Figura 42. Com estas equações, é determinado um factor de

Como descrito anteriormente, o critério de limitação (horas ou

manutenção que corresponde à relação entre as horas de

arranques) determina o intervalo de manutenção. Incluímos exemplos

funcionamento trabalhadas e as horas de funcionamento efectivas. As

destas equações no Anexo A.

horas trabalhadas consideram as especificidades do ciclo de trabalho relacionado com o tipo de combustível, a definição de carga e a injecção

Inspecção de HGP com base em arranques Intervalo de manutenção (Arranques)

de vapor ou água. Os factores de manutenção maiores do que um reduzem o intervalo de inspecção do percurso de gás aquecido a partir da caixa da linha de base (normalmente 24.000 horas). Para determinar o intervalo de manutenção específico da aplicação, o factor de

Em que: Arranques de factor Factor de Manutenção Arranques reais

manutenção é dividido no intervalo de inspecção do percurso de gás aquecido de linha de base, conforme mostrado na Figura 42.

Factor de Manutenção

Arranques de factor

Arranques reais = (NA + NB + NP) Inspecção de HGP com base em horas

S =

Ps =

Intervalo de manutenção com base em arranques de linha de base (Figura 39) Número anual de ciclos de arranque/paragem de carga de pico (100% carga) Factor de arranques de emergência (consulte a Figura 14)

F =

Número anual de arranques de emergência

T =

Número anual de explosões Factor de severidade de explosão = f(carga) (consulte a Figura 20) Número de categorias de explosão (ou seja, carga total, carga parcial, etc.)

Na = Intervalo de manutenção (Horas)

HGPI de linha de base (Figura 39)

Nb =

Factor de Manutenção

NP = Horas trabalhadas Factor de Manutenção Horas reais Horas trabalhadas Horas reais

aT =

i

=

1 a n Modos de funcionamento discreto (ou práticas de funcionamento do intervalo de tempo)

n =

ti

=

Horas de explosão num determinado modo de funcionamento

Api =

Factor de severidade de carga para um determinado modo de

Figura 43. Intervalo de manutenção do percurso de gás aquecido: factores com base no arranque

funcionamento Ap = 1,0 até ao factor de carga de base Ap = Para factor de carga de pico consulte a Figura 11. Afi =

Factor de severidade de combustível para um determinado modo de funcionamento

o rotor da unidade tem um intervalo de manutenção que envolve a remoção, desmontagem e inspecção. Este intervalo indica a vida com assistência do rotor e é geralmente considerado como sendo a inspecção para destruição e reparação/substituição do rotor. A

Af = 1,5 para destilado

inspecção de desmontagem é tradicionalmente concorrente com o

Af = 2 a 3 para crude Af = 3 a 4 para residual

percurso de gás aquecido e inspecções maiores, no entanto, deverá notar-se que os factores de manutenção para os intervalos de manutenção do rotor são distintos daqueles da combustão e

Factor de severidade de injecção de água/vapor = Ki + (Mi • Ii)

componentes do percurso de gás aquecido. Sendo assim, o cálculo da

I =

Percentagem da injecção água/vapor referenciada para o

vida consumida no percurso do rotor varia dos componentes de

fluxo de ar de entrada do compressor

percurso de gás aquecido e combustão. Os clientes devem contactar a

M&K = Constantes de injecção de água/vapor M K Controlo Inj. água/vapor Material S2N/S3N 0 1 Seco 2,2% Não-FSX-414 0,18 0,6 Seco >2,2% FSX-414 0,18 1 Molhado >0% Não-FSX-414 0,55 1 Molhado >0% FSX-414 Figura 42. Intervalo de manutenção do percurso de gás aquecido: factores com base em horas

32

Tal como acontece com os componentes do percurso do gás aquecido,

Af = 1,0 para gás natural

(=1,0 quando Ap > 1, no mínimo Af • Ap = 1,5)

Si =

Intervalo de inspecção do rotor

GE quando o rotor da turbina estiver a atingir o final da sua vida útil de utilização com reparações para obterem assessoria técnica.

A Figura 44 descreve o procedimento para determinar o critério de

equivalentes totais são divididos pelo número real de arranques para

manutenção com base nas horas. O funcionamento com carga de pico

produzir o factor de manutenção.

é o factor de manutenção para os rotores de Classe F e irá servir para

O intervalo de manutenção do rotor com base nos arranques é

aumentar o factor de manutenção com base nas horas e para reduzir o

determinado dividindo-se o intervalo de manutenção da linha de base

intervalo de manutenção do rotor. Para as unidades de classe B/E, o

do rotor de 5000 arranques pelo factor de manutenção calculado. O

tempo de rodar a engrenagem também afecta a vida do rotor.

intervalo de manutenção do rotor da linha de base é igualmente o

O intervalo de manutenção do rotor com base nos arranques é

intervalo máximo, uma vez que os factores de manutenção calculados

determinado pelas equações fornecidas na Figura 45. Os ajustes ao

inferiores a um não são considerados.

intervalo de manutenção do rotor são determinados por factores de

Quando o rotor atinge o próximo intervalo de inspecção descrito nas

funcionamento baseados no rotor, como descrito anteriormente. Nos

Figuras 44 e 45, , é necessária uma desmontagem do rotor para que

cálculos para o intervalo de manutenção do rotor com base nos

possa ser efectuada uma inspecção completa dos componentes do

arranques, são determinados intervalos equivalentes com base nos

rotor tanto no compressor como na turbina. Será de esperar que alguns

arranques a frio, mornos e a quente ao longo de um período de tempo

componentes do rotor tenham atingido o final da sua vida de serviço ou

definido multiplicando os factores de funcionamento apropriados a frio,

tenham uma quantidade mínima de vida residual restante e necessitem

mornos e a quente pelo número de arranques a frio, mornos e a quente,

de substituição no ponto de inspecção. Dependendo do que se refere à

respectivamente. Além disso, são adicionados os arranques

renovação ou substituição de peças, podem ser necessárias

equivalentes para as explosões a partir da carga. Os arranques

inspecções subsequentes num intervalo reduzido.

Inspecção do rotor com base em horas

Inspecção do rotor com base em horas

Intervalo de manutenção (Horas)

MF =

Factor de Manutenção

Horas trabalhadas

MF para classe B/E

Horas reais

H = horas de funcionamento de carga de não-pico P = horas de funcionamento de carga de pico TG = Horas a girar engrenagem

Intervalo de manutenção (Arranques)

Factor de Manutenção

Factor de Manutenção

Arranques de factor Arranques reais

Para unidades com factores de arranque publicados: Factor de Manutenção

Para unidades da classe B/E R = intervalo de inspecção rotor da linha de base Factor de Manutenção

Máquina Classe F Todos os outros

R(3) 144 000 200.000

Para todas as outras unidades, factores de arranque adicionais podem ser aplicados. (2) Factores de arranque Número de arranques Nh1 = Número de arranques quente 1

Fhl = Factor de arranque quente 1 (inactivo 0-1 h)

(1) Equação de factor de manutenção a ser usada a menos que notificado em contrário na documentação específica da unidade.

Nh2 = Número de arranques quente 2

Fh2 = Factor de arranque quente 2 (inactivo 1-4 h)

Nw1 = Número de arranques morno 1

Fw1 = Factor de arranque morno 1 (inactivo 4-20 hr)

(2) Para diminuir o potencial impacto de viragem da engrenagem, as inspecções principais devem incluir um exame visual e dimensional completo dos encaixes do rotor da turbina do percurso de gás aquecido quanto a sinais de desgaste, deformações, imperfeições ou rachas. Se nenhum problema for encontrado durante a inspecção ou após as reparações serem realizadas nos encaixes, o tempo de viragem da engrenagem pode ser omitido do factor de manutenção baseado em horas.

Nw2= Número de arranques morno 2

Fw2 = Factor de arranque morno 2 (inactivo 20-40 hr)

Nc = Número de arranques frio

Fc = Factor de arranque frio (inactivo >40 hr)

(3) Intervalos de inspecção do rotor de linha de base a serem usados a menos que notificado em contrário na documentação específica da unidade. Figura 44. Intervalo de manutenção do rotor: factores com base em horas

Nt = Número de explosões da carga Ft = Explosão de factor de carga Ns = Número total de arranques de explosão (1) Intervalo de inspecção do rotor de linha de base é 5.000 arranques de explosão a menos que notificado em contrário na documentação específica da unidade. (2) Os factores de arranque para algumas unidades de classe F são indicados na Figura 22. Para todas as outras máquinas, consulte a documentação específica da unidade para determinar se os factores de arranque se aplicam. Figura 45. Intervalo de manutenção do rotor: factores com base no arranque

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33

A vida útil do rotor de linha de base é prevista mediante os resultados

forma a reduzir o tempo de paragem e os custos de trabalho. Esta

saudáveis da inspecção na inspecção-geral. Para rotores da classe F,

abordagem planeada vai destacar as peças de substituição que podem

os intervalos da linha de base são tipicamente 144.000 horas e 5000

ser necessárias e o âmbito projectado do trabalho, revelando que

arranques. Para rotores que não da classe F, os intervalos da linha de

tarefas podem ser executadas em paralelo e que tarefas têm que ser

base são tipicamente 200.000 horas e 5000 arranques. Consulte a

sequenciais. As técnicas de planeamento podem ser utilizadas para

documentação específica da unidade para determinar se os intervalos

reduzir custos de manutenção, optimizando as necessidades de

de referência alternativos ou factores de manutenção podem ser

equipamento de elevação e de trabalho.

aplicados.

Pode obter estimativas exactas da duração do tempo de inactividade,

Planeamento do pessoal É essencial que o planeamento do pessoal se faça antes de uma

da programação do percurso crítico, peças de substituição recomendadas e dos custos associados à inspecção de uma instalação específica junto dos serviços de campo locais da GE.

suspensão de actividade. Deve compreender-se que, em todo o mundo, existe uma ampla experiência, produtividade e condições de

Conclusão

trabalho. No entanto, pode ser feita uma estimativa com base nas

As turbinas a gás de alta resistência da GE são concebidas para terem

previsões de trabalho de inspecção de manutenção, tais como o uso

uma elevada disponibilidade. Para obter a máxima disponibilidade da

de um grupo de trabalhadores com habilidade comercial (mas não

turbina a gás, o proprietário tem que compreender não apenas o

necessariamente experiência directa com turbinas a gás), com todas

equipamento mas também os factores que o afectam. Isto inclui a

as ferramentas necessárias e peças de substituição (sem tempo de

formação dos operadores e do pessoal que faz a manutenção, seguir

reparação) disponíveis. Estas horas de trabalho especializado

as recomendações do fabricante, inspecções periódicas regulares e o

calculadas deverão incluir controlos/acessórios e o gerador. Para

armazenamento de peças sobressalentes para substituição imediata. O

além do trabalho especializado, são necessários recursos adicionais

registo dos dados de operação e uma análise destes dados são

para a direcção técnica, ferramentas especializadas, relatórios de

também essenciais para uma manutenção preventiva e planeada. Um

engenharia e mobilização/desmobilização no local.

factor essencial para se alcançar este objectivo é o empenho por parte

A frequência das inspecções e a quantidade de tempo de inactividade varia dentro da frota de turbinas a gás devido a diferentes ciclos de serviço e a necessidade económica de que uma unidade esteja em

do proprietário de fornecer uma gestão eficaz das paragens, para seguir as instruções de manutenção publicadas e utilizar as facilidades de apoio de assistência disponíveis.

estado de prontidão operacional. Contacte o seu representante de

Deve reconhecer-se que, enquanto o fabricante fornece

assistência técnica local GE para saber o número estimado de horas

recomendações de manutenção de carácter geral, é o utilizador do

de trabalho e o tamanho da equipa recomendada para a sua unidade

equipamento que controla a manutenção e funcionamento do

em particular.

equipamento. Intervalos de inspecção para o serviço da turbina ideal

Dependendo da extensão do trabalho a ser realizado durante cada tarefa de manutenção, pode ser necessário um tempo de arrefecimento de 4 a 24 horas antes de se poder efectuar a assistência. Este tempo pode ser utilizado produtivamente para entrar no trabalho, etiquetar e trancar equipamento que vai ficar fora de serviço e preparativos gerais para o trabalho. Ao concluir o trabalho

não são fixados para cada instalação, mas são desenvolvidos com base no funcionamento e experiência. Além disso, através da aplicação de um Acordo de Assistência Contratual para uma turbina específica, a GE pode negociar com o utilizador para estabelecer um programa de manutenção que pode diferir das recomendações gerais mas que será consistente com as responsabilidades contratuais.

de manutenção e a verificação final dos sistemas, atribui-se

O nível e a qualidade de uma manutenção rigorosa têm um efeito

normalmente um tempo de arranque da engrenagem de duas a oito

directo na fiabilidade e disponibilidade do equipamento. Portanto, um

horas, antes de por a unidade em funcionamento. Este tempo pode

programa de manutenção rigorosa que reduz custos e tempo de

ser utilizado para limpeza após o trabalho e para organizar o

inactividade, melhorando a fiabilidade e ganhando capacidade é a

arranque.

solução de utilizador ideal para a turbina a gás GE.

Os representantes locais de trabalho de campo da GE estão disponíveis para o ajudar a planear o trabalho de manutenção por 34

Referências Jarvis, G., “Maintenance of Industrial Gas Turbines”, GE Gas Turbine State of the Art Engineering Seminar, paper SOA-24-72, Junho de 1972. Patterson, J. R., “Heavy-Duty Gas Turbine Maintenance Practices”, GE Gas Turbine Reference Library, GER-2498, Junho de 1977. Moore,W. J., Patterson, J.R, and Reeves, E.F., “Heavy-Duty Gas Turbine Maintenance Planning and Scheduling”, GE Gas Turbine Reference Library, GER-2498; Junho de 1977, GER 2498A, Junho de 1979. Carlstrom, L. A., et al., “The Operation and Maintenance of General Electric Gas Turbines”, numerous maintenance articles/authors reprinted from Power Engineering magazine, General Electric Publication, GER3148; Dezembro de 1978. Knorr, R. H., and Reeves, E. F., “Heavy-Duty Gas Turbine Maintenance Practices”, GE Gas Turbine Reference Library, GER-3412; Outubro de 1983; GER- 3412A, Setembro de 1984; e GER-3412B, Dezembro de 1985. Freeman, Alan, “Gas Turbine Advance Maintenance Planning”, paper presented at Frontiers of Power, conference, Oklahoma State University, Outubro de 1987. Hopkins, J. p, and Osswald, R. F, “Evolution of the Design, Maintenance and Availability of a Large Heavy-Duty Gas Turbine”, GE Gas Turbine Reference Library, GER-3544, Fevereiro de 1988 (nunca impresso). Freeman, M. A., and Walsh, E. J., “Heavy-Duty Gas Turbine Operating and Maintenance Considerations”, GE Gas Turbine Reference Library, GER-3620A. GEI-41040, “Fuel Gases for Combustion ih Heavy – Duty Gas Turbines.” GEI-41047, “Gas Turbine Liquid Fuel Specifications.” GEK-101944, “Requirements for Water/Steam Purity in Gas Turbines.” GER-3419A, “Gas Turbine Inlet Air Treatment.” GER-3569F, “Advanced Gas Turbine Materials and Coatings.” GEK-32568, “Lubricating Oil Recommendations for Gas Turbines with Bearing Ambients Above 500 °F (260 °C).” GEK-110483, “Cleanliness Requirements for Power Plant Installation, Commissioning and Maintenance.”

GE Power & Water | GER-3620M (02/15)

35

Anexo Portanto, o factor de severidade de vapor para os modos 1, 2 e 3 é = S1 = S2 = S3 = K + (M ࣭ I) = 1

A.1) Exemplo 1 – Cálculo do intervalo de manutenção do percurso do gás aquecido Um utilizador de uma 7E.03 acumulou dados de operação desde a última inspecção do percurso do gás aquecido e gostaria de calcular

Considerando os factores com base em horas, o factor de manutenção é determinado a partir da Figura 42.

para quando deve marcar a próxima. O utilizador sabe, das publicações da GE, que o intervalo de linha de base do percurso do gás aquecido é de 24.000 horas se estiver a trabalhar com gás natural, sem injecção de água ou vapor e com carga base. Sabe-se também que o intervalo de linha de base de arranques é 1200, com base nos arranques normais, sem explosões e sem arranques de emergência. O real funcionamento da unidade desde a última inspecção do percurso do gás aquecido é muito diferentes do caso base. A unidade funciona em quatro modos diferentes de funcionamento: 1. A unidade funciona 3200 horas/ano no seu primeiro modo de funcionamento, que é gás natural na base ou carga parcial sem injecção de vapor/água. 2. A unidade funciona 350 horas/ano no seu segundo modo de funcionamento, que é combustível destilado na base ou carga parcial sem injecção de vapor/água. 3. A unidade funciona 120 horas/ano no seu terceiro modo de funcionamento, que é gás natural na carga de pico (+100 °F) sem injecção de vapor/água. 4. A unidade funciona 20 horas/ano no seu quarto modo de funcionamento, que é gás natural na carga de base com injecção de vapor de 2,4% numa curva de controlo molhado. Os parâmetros de intervalo de manutenção do percurso do gás aquecido baseado em

horas para estes

quatro modos

de

funcionamento estão resumidos abaixo:

Factor de severidade de combustível Factor de severidade de carga Taxa de injecção de água/vapor (%)

Ciclos normais Ciclos de carga parcial, Na Ciclos de carga de base, Nb Ciclos de carga de pico, NP

Ciclos Arranques de terminando em pico, °F explosão, T

40

0

0

40

100

5

20

125

5

0

0

5

Considerando os critérios baseados em arranques, o factor

1

2

3

4

t

3200

350

120

20

Af

1

1,5

1

1

Ap

1

1

[e (0,018*100]] = 6

1

I

0

0

0

2,4

Para esta unidade em particular, os injectores da segunda e da

O intervalo de inspecção ajustada com base em arranques

terceira fases são material FSX-414. A partir da Figura 42, , a uma

é o intervalo de inspecção ajustada = 1200/1,8 = 667

taxa de injecção de vapor de 2,4%, numa curva de controlo molhado,

arranques

M4 = 0,55, K4 = 1 O factor de severidade de vapor para o modo 4 é, por conseguinte, = S4 = K4 + (M4 • I4) = 1 + (0,55 • 2,4) = 2,3 A uma taxa de injecção de vapor de 0%, M = 0, K = 1 36

Total

de manutenção é determinado a partir da Figura 43.

Modo de funcionamento (i)

Horas de explosão (hrs/ano)

O intervalo de inspecção ajustado com base em horas é, assim, de, Intervalo de inspecção ajustado = 24.000/1,22 = 19.700 horas [Nota, uma vez que o total anual de horas de funcionamento é 3690, o tempo calculado para atingir 19.700 horas é 19.700/3690 = 5,3/anos.] Adicionalmente, desde a última inspecção do percurso do gás aquecido a unidade fez uma média de 145 ciclos de paragem/arranque normais por ano, 5 ciclos de arranque de emergência por ano, e 20 ciclos de carga de base terminando em explosão (aT = 8) por ano. Os parâmetros de intervalo de manutenção do percurso do gás aquecido baseado em arranques para estes quatro modos de funcionamento estão resumidos abaixo:

[Nota, uma vez que o número total anual de arranques é 170, o tempo calculado para atingir 667 arranques é 667/170 = 3,9 anos.] Neste caso, a unidade atinge o intervalo do percurso do gás aquecido com base em arranques antes de atingir o intervalo de percurso de gás aquecido com base em horas. O intervalo de inspecção do percurso do gás aquecido é assim 667 arranques (ou 3,9 anos).

A.2) Exemplo 2 – Percurso do gás aquecido, cálculo dos factores de arranque

Total de disparos 5. 50% carga (aT1 = 6,5), T = 5 + 1 = 6

Um utilizador de uma 7E.03 acumulou dados de funcionamento ao

6. Carga de base (aT2 = 8), T2 = 35 + 2 = 37

longo do último ano de funcionamento. Estes dados indicam o número

7. Carga de pico (aT3 = 10), T3 = 10

de explosão em carga parcial, base e máxima, bem como arranques de

Ciclos adicionais

emergência. O utilizador gostaria de calcular o número total de factores

Arranques de emergência, F = 7

de arranque para planear a próxima paragem para inspecção do Considerando os critérios baseados em arranques, o número total de

percurso do gás aquecido. A Figura 43 é utilizada para calcular o

factores de arranque (FS) e arranques reais (AS) é determinado a partir

número total de factores de arranque conforme indicado abaixo.

da Figura 43.

Histórico operacional: Ciclos normais Ciclos de carga parcial, NA Ciclos de carga de base, NB Ciclos de carga de pico, NP

Arranques Arranques de pico com de pico com encerramen explosões tos normais

Arranques normais com explosões

Total

35

0

1

5

41

25

4

2

35

66

40

0

0

10

50

GE Power & Water | GER-3620M (02/15)

Factor de Manutenção

37

B) Exemplos – Cálculos do intervalo de manutenção da combustão (referência Figuras 40 e 41) Carga de pico DLN 1 com aumento de potência

Carga de base de comburente de referência em petróleo bruto

+50F de aumento de Tfire Combustível de gás natural Aumento de vapor de 3,5% 6 Horas/Arranque Arranque de pico Curva de controlo molhado Encerramento normal (sem explosão) Horas trabalhadas = Ki * Afi * Api * ti = 34,5 horas Factor de manutenção de horas = 5,8 (34,5/6) Onde Ki = 2,34 Max (1,0, exp (0,34(3,50-1,00))) Molhado Afi = 1,00 Combustível de gás natural Api = Carga de pico 2,46 exp (0,018(50)) ti = 6.0 Horas/Arranque Arranques de factor = Ki * Afi * Ati * Api * Asi * Ni = 17,4 Arranques Factor de manutenção de arranques = 17,4 (17,4/1) Onde Ki = 2,77 Max (1,0, exp (0,34(3,50-0,50))) Molhado Afi = 1,00 Combustível de gás natural Ati = 1,00 sem explosão na carga Api = Carga de pico 1,57 exp (0,009(50)) Asi = 4,0 Arranque de pico Ni = 1,0 considerando cada arranque

Nenhum aumento de Tfire Combustível de petróleo bruto Rácio de água/combustível 1,0 220 Horas/Arranque Arranque normal Curva de controlo seco Encerramento normal (sem explosão) Horas trabalhadas = Ki * Afi * Api * ti = 788,3 horas Factor de manutenção de horas = 3,6 (788,3/220) Onde Ki = 1,43 Max (1,0, exp (1,80(1.00-0,80))) Seco Afi = 2,50 petróleo bruto, Std (Não-DLN) Api = 1,00 Carga de base ti = 220,0 Horas/Arranque Arranques de factor = Ki * Afi * Ati * Api * Asi * Ni = 5,9 Arranques Factor de manutenção de arranques = 5,9 (5,9/1) Onde Ki = 2,94 Max (1,0, exp (1,80(1.00-0,40))) Seco Afi = 2,00 petróleo bruto, Std (Não-DLN) Ati = 1,00 sem explosão na carga Api = 1,00 Carga de base Asi = 1,00 Arranque normal Ni = 1,0 considerando cada arranque

2,6 carga de base DLN em destilado Nenhum aumento de Tfire Combustível destilado Rácio de água/combustível 1,1 220 Horas/Arranque Arranque normal Curva de controlo seco Encerramento normal (sem explosão) Horas trabalhadas = Ki * Afi * Api * ti = 943,8 horas Factor de manutenção de horas = 4,3 (943,8/220) Onde Ki = 1,72 Max (1,0, exp (1,80(1.10-0,80))) Seco Afi = 2,50 combustível destilado, DLN Api = 1,00 Carga de base ti = 220,0 Horas/Arranque Arranques de factor = Ki * Afi * Ati * Api * Asi * Ni = 5,3 Arranques Factor de manutenção de arranques = 5,3 (5,3/1) Onde Ki = 3,53 Max (1,0, exp (1,80(1.10-0,40))) Seco Afi = 1.50 combustível destilado, DLN Ati = 1,00 sem explosão na carga Api = 1,00 Carga de base Asi = 1,00 Arranque normal Ni = 1,0 considerando cada arranque

2,6 Carga de base DLN em gás natural com explosão na carga Nenhum aumento de Tfire Combustível de gás natural Sem injecção de água/vapor 168 Horas/Arranque Arranque normal Curva de controlo seco Explosão a 60% da carga Horas trabalhadas = Ki * Afi * Api * ti = 168,0 horas Factor de manutenção de horas = 1,0 (168,0/168) Onde Ki = 1,00 sem injecção Afi = 1,00 Combustível de gás natural Api = 1,00 Carga de base ti = 168,0 Horas/Arranque Arranques de factor = Ki * Afi * Ati * Api * Asi * Ni = 2,6 Arranques Factor de manutenção de arranques = 2,6 (2,6/1) Onde Ki = 1,00 sem injecção Afi = 1,00 Combustível de gás natural Ati = 2,62 0,5+exp(0,0125*60) para explosão Api = 1,00 Carga de base Asi = 1,00 Arranque normal Ni = 1,0 considerando cada arranque

1 carga de base de comburente DLN em destilado Nenhum aumento de Tfire Combustível destilado Rácio de água/combustível 0,9 500 Horas/Arranque Arranque normal Curva de controlo seco Encerramento normal (sem explosão)

2,6 Carga de pico DLN em gás natural com arranque de pico +35F de aumento de Tfire Combustível de gás natural Aumento de vapor de 3,5% 4 Horas/Arranque Arranque de pico Curva de controlo seco Encerramento normal (sem explosão) Horas trabalhadas = Ki * Afi * Api * ti = 12,5 horas Factor de manutenção de horas = 3,1 (12,5/4) Onde Ki = 1,67 Max(1,0, exp(0,34(3,50-2,00))) Afi = 1,00 Combustível de gás natural Api = Carga de pico 1,88 exp (0,018(35)) ti = 4,0 Horas/Arranque Arranques de factor = Ki * Afi * Ati * Api * Asi * Ni = 12,8 Arranques Factor de manutenção de arranques = 12,8 (12,8/1) Onde Ki = 2,34 Max (1,0, exp (0,34(3.50-1,00))) Seco Afi = 1,00 Combustível de gás natural Ati = 1,00 sem explosão na carga Api = Carga de pico 1,37 exp (0,009(35)) Asi = 4,0 Arranque de pico Ni = 1,0 considerando cada arranque

Horas trabalhadas = Ki * Afi * Api * ti = 1496,5 horas 3,0 Factor de manutenção de horas = (1496,5/500) Onde Ki = 1,20 Max (1,0, exp (1,80(0.90-0,80))) Seco Afi = 2,50 combustível destilado, DLN 1 Api = 1,00 Carga parcial ti = 500,0 Horas/Arranque Arranques de factor = Ki * Afi * Ati * Api * Asi * Ni = 3,7 Arranques Factor de manutenção de arranques = 3,7 (3,7/1) Onde Ki = 2,46 Max (1,0, exp (1,80(0.90-0,40))) Seco Afi = 1.50 combustível destilado, DLN Ati = 1,00 sem explosão na carga Api = 1,00 Carga parcial Asi = 1,00 Arranque normal Ni = 1,0 considerando cada arranque

38

C) Definições

Disponibilidade equivalente: a probabilidade de ter

Fiabilidade: a probabilidade de não ser forçado a

disponível uma central energizada de ciclo combinado e

sair de serviço quando a unidade é necessária –

multi-eixos para geração de energia – independentemente

inclui horas de paragem forçada (FOH) durante o

do facto de a unidade ser ou não necessária – inclui todas

serviço, durante o encerramento de reserva e durante

as horas indisponíveis – inclui o efeito de contribuição de

as tentativas de arranques normalizados por períodos

potência do ciclo MW do gás e vapor para a potência da

de horas (PH) – as unidades são uma %.

central; as unidades são uma %.

Fiabilidade = (1-FOH/PH) (100) FOH

= horas de paragem total forçada

PH

= período de horas

Disponibilidade equivalente =

Disponibilidade: probabilidade de estar disponível, independentemente do facto de a unidade ser necessária – inclui todas as horas indisponíveis (UH) – normalizadas por

GT UH

= Horas de indisponibilidade da turbina a gás

GT PH

= Horas de período da turbina a gás

HRSG UH

= Horas totais de indisponibilidade HRSG

ST UH

= Horas de indisponibilidade da turbina a vapor

ST PH

= Horas de período da turbina a vapor

B

= Contribuição de saída MW do ciclo de vapor (normalmente 0,30)

período de horas (PH) – as unidades são uma %: Disponibilidade = (1-UH/PH) (100) UH

= horas indisponíveis totais (paragem forçada, falha no arranque, horas de manutenção programada, horas de manutenção não programada)

MTBF-Falha entre tempo médio: Medida de probabilidade de PH

= período de horas

completar a execução actual. Eventos de falha restritos a paragens forçadas (FO) durante o serviço – as unidades são

Fiabilidade equivalente: a probabilidade de uma central

horas de funcionamento.

energizada de ciclo combinado e multi-veios não ser MTBF

= OH/FO

inclui o efeito de contribuição de potência do ciclo MW do

OH

= Horas de funcionamento

gás e vapor para a potência da central; as unidades são

FO

= Eventos de paragem forçada de uma

totalmente forçada a parar quando a unidade é necessária

uma %.

condição de execução (online)

Fiabilidade equivalente = Factor de serviço: Medida de utilização operacional, normalmente expressa anualmente – as unidades são uma %. SF = OH/PH x 100 GT FOH

= Horas de paragens forçadas da Turbina a Gás

GT PH

= Horas de período da turbina a gás

OH = Horas de serviço anualmente PH = Período de horas (8760 horas por ano)

HRSG FOH = Horas de Corte Forçadas HRSG B PH

= Horas do Período HRSG

ST FOH

= Horas de Paragens Forçadas da Turbina a Vapor

ST PH

=

B

=

Horas de Período da Turbina a Vapor Contribuição de saída MW do ciclo de vapor (normalmente 0,30)

Definição do serviço de funcionamento: Serviço Stand-by

Horas/Arranque de explosão

< 1%

1a4

Pico

1%-17%

3 a 10

Cíclico

17%-50%

10 a 50

> 90%

>> 50

Contínuo

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Factor de serviço

39

D) Estimativa de intervalos de reparação e substituição (apenas gás natural) Os intervalos de reparação/substituição reflectem o equipamento de

6B.03 Intervalo de reparação

produção actual, a menos que exista uma indicação em contrário, e o funcionamento de acordo com as especificações do fabricante. Consulte as revisões anteriores da GER 3620 ou outra documentação específica da unidade para estimativas de intervalos de reparação/substituição de modelos de turbina a gás de geração anterior e equipamento. Consulte o seu representante de assistência técnica GE para obter mais informações.

Peças MS3002K Intervalo de reparação Cubas de CI combustão Peças de transição CI(1)

Intervalo de substituição (Horas)

Intervalo de substituição (Arranques)

4 (CI)

4 (CI)

Intervalo de substituição (Horas)

Intervalo de substituição (Arranques)

Cubas de combustão

Cl

4 (CI)

4 (Cl) / 5 (Cl)(1)

Tampas

Cl

4 (CI)

5 (Cl)

Peças de transição Cl

4 (CI)

4 (Cl) / 5 (Cl)(1)

Injectores de combustível

Cl

2 (Cl)

2 (Cl) / 3 (Cl)(4)

Tubos de interconexão

Cl

1 (CI)

1 (CI)

Ganchos de Retenção do Tubo CI de Interconexão

1 (CI)

1 (CI)

Divisor de Caudal Cl (Destilado)

3 (Cl)

3 (Cl)

Bomba de combustível (fuelóleo)

Cl

3 (Cl)

3 (Cl)

Bocais da fase 1

HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Bocais da fase 2

HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

4 (CI)

4 (CI)

Bocais da fase 1

(2)

(HGPI)

4 (HGPI)

2 (HGPI)

Bocais da fase 2

(HGPI)(2)

4 (HGPI)

4 (HGPI)

Difusores da fase 1 (HGPI)(2)

4 (HGPI)

4 (HGPI)

Difusores da fase 2 (HGPI)(2)

4 (HGPI)

4 (HGPI)

Bocais da fase 3

HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Cubas Fase 1

- (3)

2 (HGPI) (3)

2 (HGPI)

Difusores da fase 1 HGPI

3 (HGPI)

2 (HGPI)

Cubas Fase 2

(HGPI)(2)

4 (HGPI)

4 (HGPI)

Difusores da fase 2

HGPI

3 (HGPI)

4 (HGPI)

Difusores da fase 3

HGPI

3 (HGPI)

4 (HGPI)

Cubas Fase 1

HGPI

3 (HGPI) (2)

3 (HGPI)

Cubas Fase 2

HGPI

3 (HGPI)

4 (HGPI)

Cubas Fase 3

HGPI

3 (HGPI)

4 (HGPI)

Nota: Os intervalos de reparação/substituição reflectem o equipamento de produção actual, a menos que exista uma indicação em contrário, e o funcionamento de acordo com as especificações do fabricante. Eles representam os intervalos iniciais recomendados na ausência de experiência de condição e operativa. Para horas trabalhadas e arranques de intervalos de reparação, tenha em conta a Figura 39. Cl = Intervalo de inspecção da combustão HGPI = Intervalo de inspecção do percurso do gás aquecido (1) Intervalo de reparação é a cada 2 intervalos de inspecção de combustão. (2) Intervalo de reparação é a cada 2 intervalos de inspecção do percurso do gás aquecido, com excepção do intervalo de reparação do injector de primeira fase com base em arranques onde o intervalo de reparação é um intervalo de inspecção. (3) Sem necessidade de reparação. A GE aprovou que a reparação às 24.000 horas trabalhadas pode estender o intervalo de substituição para 72.000 horas trabalhadas.

Figura D-1.

Estimativa de intervalos de reparação e substituição

MS5001PA/ MS5002C, peças D

Nota: Os ciclos de reparação/substituição reflectem o equipamento de produção actual (6B.03), a menos que exista uma indicação em contrário, e o funcionamento de acordo com as especificações do fabricante. Eles representam os intervalos iniciais recomendados na ausência de experiência de condição e operativa. Para horas trabalhadas e arranques de intervalos de reparação, tenha em conta a Figura 39. Cl = Intervalo de Inspecção de Combustão HGPI = Intervalo de Inspecção do Percurso do Gás Aquecido (1) 4 (CI) para não-DLN/5 (Cl) para DLN (2) 3 (HGPI) com decapagem e novo revestimento na primeira HGP (3) 3 (HGPI) apenas para o design actual. Consulte o seu representante GE Energy para obter informações sobre os intervalos de substituição de acordo com o número da peça. (4) 2 (CI) para não-DLN/3 (Cl) para DLN

Figura D-3. Intervalo de reparação Cubas de combustão

CI

Intervalo de substituição (Horas)

Intervalo de substituição (Arranques)

4 (CI)

3 (CI)

Peças de transição CI(1)

4 (CI)

4 (CI)(5)

Bocais da fase 1

HGPI(2)

4 (HGPI)

2 (HGPI)

Bocais da fase 2

HGPI(2)

4 (HGPI)

4 (HGPI)

Difusores da fase 1 HGPI(2)

4 (HGPI)

4 (HGPI)

Difusores da fase 2

- (3)

4 (HGPI)

4 (HGPI)

Cubas Fase 1

- (4)

2 (HGPI)(4)

2 (HGPI)

Cubas Fase 2

HGPI(2)

4 (HGPI)

4 (HGPI)

Nota: Os ciclos de reparação/substituição reflectem o equipamento de produção actual, a menos que exista uma indicação em contrário, e o funcionamento de acordo com as especificações do fabricante. Eles representam os intervalos iniciais recomendados na ausência de experiência de condição e operativa. Para as horas trabalhadas e arranques dos intervalos de reparação, consulte Figura 39. CI = Intervalo de inspecção de combustão HGPI = Intervalo de percurso do gás aquecido (1) Intervalo de reparação é a cada 2 intervalos de inspecção de combustão. (2) Intervalo de reparação é a cada 2 intervalos de inspecção do percurso do gás aquecido, com excepção do intervalo de reparação do injector de primeira fase com base em arranques onde o intervalo de reparação é um intervalo de inspecção. (3) Sem necessidade de reparação. (4) Sem necessidade de reparação. A GE aprovou que a reparação às 24.000 horas trabalhadas pode estender o intervalo de substituição para 72.000 horas trabalhadas. (5) 6 intervalos de substituição (com base em arranques) para unidades DLN e lean head end (LHE).

Figura D-2.

40

Estimativa de intervalos de reparação e substituição

(3)

Estimativa de intervalos de reparação e substituição

7E.03 (7)

9E.03 Intervalo de reparação

Intervalo de substituição (Horas)

(6)

Intervalo de substituição (Arranques)

Intervalo de reparação

Intervalo de substituição (Horas)

Intervalo de substituição (Arranques)

Cubas de combustão

Cl

3 (Cl)/5 (Cl)(1)

5 (Cl)

Cubas de combustão

Cl

3 (Cl)/5 (Cl)(1)

5 (Cl)

Tampas

Cl

3 (Cl)

5 (Cl)

Tampas

Cl

3 (Cl)

5 (Cl)

Cl

4 (Cl)/6 (Cl)(4)

6 (Cl)

Cl

2 (Cl)/3 (Cl)

(5)

3 (Cl)

Cl

1 (Cl)

1 (Cl)

CI

1 (CI)

1 (CI)

Cl

3 (Cl)

3 (Cl)

Cl

3 (Cl)

3 (Cl)

Peças de transição Injectores de combustível Tubos de interconexão Ganchos de Retenção do Tubo de Interconexão Divisor do fluxo (fuelóleo) Bomba de combustível (fuelóleo)

Peças de transição Injectores de combustível Tubos de interconexão Ganchos de Retenção do Tubo de Interconexão Divisor do fluxo (fuelóleo) Bomba de combustível (fuelóleo)

Cl

4 (Cl)/6 (Cl)(5)

6 (Cl)

Cl

2 (Cl)/3 (Cl)(6)

3 (Cl)

Cl

1 (Cl)

1 (Cl)

CI

1 (CI)

1 (CI)

Cl

3 (Cl)

3 (Cl)

Cl

3 (Cl)

3 (Cl)

Bocais da fase 1

HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Bocais da fase 1

HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Bocais da fase 2

HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Bocais da fase 2

HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Bocais da fase 3

HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Bocais da fase 3

HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Difusores da fase 1 HGPI

2 (HGPI)

2 (HGPI)

Difusores da fase 1 HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Difusores da fase 2 HGPI

3 (HGPI)

4 (HGPI)

Difusores da fase 2 HGPI

3 (HGPI)

4 (HGPI)

Difusores da fase 3 HGPI

3 (HGPI)

4 (HGPI)

Difusores da fase 3 HGPI

3 (HGPI)

4 (HGPI)

Cubas Fase 1

HGPI

3 (HGPl)

(2)(3)

(4)

3 (HGPI)

Cubas Fase 1

HGPI

3 (HGPl)

(2)

3 (HGPI)

(3)

4 (HGPI)

Cubas Fase 2

HGPI

3 (HGPl)

4 (HGPI)

Cubas Fase 2

HGPI

3 (HGPl)

Cubas Fase 3

HGPI

3 (HGPl)

4 (HGPI)

Cubas Fase 3

HGPI

3 (HGPl)

Nota: Os intervalos de reparação/substituição reflectem o equipamento (7121(EA) ou 7E.03) de produção actual, a

4 (HGPI)

Nota: Os intervalos de reparação/substituição reflectem o equipamento de produção actual (9171(E)), a menos que

menos que exista uma indicação em contrário, e o funcionamento de acordo com as especificações do fabricante.

exista uma indicação em contrário, e o funcionamento de acordo com as especificações do fabricante. Eles

Eles representam os intervalos iniciais recomendados na ausência de experiência de condição e operativa. Para

representam os intervalos iniciais recomendados na ausência de experiência de condição e operativa. Para horas

horas trabalhadas e arranques de intervalos de reparação, tenha em conta a Figura 39.

trabalhadas e arranques de intervalos de reparação, tenha em conta a Figura 39.

Cl = Intervalo de Inspecção de Combustão HGPI = Intervalo de Inspecção do Percurso do Gás Aquecido

Cl = Intervalo de Inspecção de Combustão HGPI = Intervalo de Inspecção do Percurso do Gás Aquecido

(1)

3 (CI) para DLN/5 (Cl) para não-DLN

(1) 3 (CI) para DLN/5 (Cl) para não-DLN

(2)

Decapagem e novo revestimento são necessários no primeiro HGPI para alcançar um intervalo de

(2) Decapagem e novo revestimento são necessários no primeiro HGPI para alcançar um intervalo de substituição de 3 HGPI.

substituição de 3 HGPI.

(3) O intervalo 3 (HGPI) deve cumprir critérios de encaixe de blindagem de pontas em intervalos de reparação HGP

(3)

Máquinas actualizadas 7E (2055 Tfire) requerem o rejuvenescimento HIP no primeiro HGP para chegar ao

(4)

O intervalo 3 (HGPI) deve cumprir critérios de encaixe de blindagem de pontas em intervalos de reparação

(4) 4 (CI) for DLN/6 (CI) para não-DLN

HGP anteriores. Consulte o seu representante de assistência técnica GE para mais detalhes.

(5) 2 (CI) para DLN/3 (CI) para não DLN

(5)

4 (CI) para DLN/6 (Cl) para não-DLN

(6) Aplicável apenas a unidades não AGP

(6)

2 (CI) para DLN/3 (Cl) para não-DLN

(7)

Também aplicável a modelos 7121(EA).

intervalo de substituição 3 HGPI.

Figura D-4.

anteriores. Consulte o seu representante de assistência técnica GE para mais detalhes.

Figura D-5.

Estimativa de intervalos de reparação e substituição

Estimativa de intervalos de reparação e substituição

GE Power & Water | GER-3620M (02/15)

41

6F.03

7F.04 Intervalo de reparação

Cubas de combustão Tampas Peças de transição Injectores de combustível Tubos de interconexão Ganchos de Retenção do Tubo de Interconexão Tampas de extremidade Bocais da fase 1

Intervalo de substituição (Horas)

Intervalo de substituição (Arranques)

Intervalo de reparação

Intervalo de substituição (Horas)

Intervalo de substituição (Arranques)

HGPI

2 (HGPI)

2 (HGPI)

Cubas de combustão Tampas Peças de transição Injectores de combustível Tubos de interconexão Ganchos de Retenção do Tubo de Interconexão Tampas de extremidade Bocais da fase 1

HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Bocais da fase 2

HGPI

2 (HGPI)

2 (HGPI)

Bocais da fase 2

HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Bocais da fase 3

HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Bocais da fase 3

HGPI

4 (HGPI)

4 (HGPI)

Difusores da fase 1 HGPI

2 (HGPI)

2 (HGPI)

Difusores da fase 1 HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Difusores da fase 2 HGPI

2 (HGPI)

2 (HGPI)

Difusores da fase 2 HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Difusores da fase 3 HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Difusores da fase 3 HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Cubas Fase 1

HGPI

3 (HGPI)

2 (HGPI)

Cubas Fase 1

HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Cubas Fase 2

HGPI

3 (HGPI)

2 (HGPI)

Cubas Fase 2

HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Cubas Fase 3

HGPI

2 (HGPI)

3 (HGPI)

Cubas Fase 3

HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

CI

2 (CI)

2 (CI)

CI CI

3 (CI) 3 (CI)

2 (CI) 2 (CI)

CI

2 (CI)

2 (CI)

CI

1 (CI)

1 (CI)

CI

1 (CI)

1 (CI)

CI

4 (CI)

2 (CI)

Cl

2 (Cl)

2 (Cl)

Cl Cl

2 (Cl) 2 (Cl)

2 (Cl) 2 (Cl)

Cl

2 (Cl)

2 (Cl)

Cl

1 (Cl)

1 (Cl)

CI

1 (CI)

1 (CI)

CI

2 (Cl)

2 (Cl)

Nota: Os intervalos de reparação/substituição reflectem o equipamento de produção actual (6F.03 DLN 2.6), a

Nota: Os intervalos de reparação/substituição reflectem o equipamento de produção actual (7F.04 DLN 2.6), a

menos que exista uma indicação em contrário, e o funcionamento de acordo com as especificações do fabricante.

menos que exista uma indicação em contrário, e o funcionamento de acordo com as especificações do fabricante.

Eles representam os intervalos iniciais recomendados na ausência de experiência de condição e operativa. Para

Eles representam os intervalos iniciais recomendados na ausência de experiência de condição e operativa. Para

horas trabalhadas e arranques de intervalos de reparação, tenha em conta a Figura 39.

horas trabalhadas e arranques de intervalos de reparação, tenha em conta a Figura 39. CI = Intervalo de inspecção da combustão HGPI = Intervalo de inspecção do percurso do gás aquecido

Cl = Intervalo de inspecção da combustão HGPI = Intervalo de inspecção do percurso do gás aquecido

Figura D-6. Estimativa de intervalos de reparação e substituição

7F.03

7FB.01 Intervalo de reparação

Cubas de combustão Tampas

Figura D-8. Estimativa de intervalos de reparação e substituição

Intervalo de substituição (Horas)

Intervalo de substituição (Arranques)

Intervalo de reparação

Cl

2 (Cl)

2 (Cl)

Cl

2 (Cl)

2 (Cl)

Cubas de combustão Tampas

Peças de transição Cl

2 (Cl)

2 (Cl)

Injectores de combustível Tubos de interconexão Ganchos de Retenção do Tubo de Interconexão Tampas de extremidade Bocais da fase 1

Intervalo de substituição (Horas)

Intervalo de substituição (Arranques)

Cl

2 (Cl)

3 (Cl)

Cl

2 (Cl)

3 (Cl)

Peças de transição Cl

2 (Cl)

3 (Cl)

Cl

2 (Cl)(1)

3 (Cl)(1)

Cl

1 (Cl)

1 (Cl)

CI

1 (CI)

1 (CI)

CI

3 (Cl)

3 (Cl)

HGPI

2 (HGPI)

2 (HGPI)

Cl

2 (Cl)

2 (Cl)

Cl

1 (Cl)

1 (Cl)

CI

1 (CI)

1 (CI)

CI

2 (Cl)

2 (Cl)

HGPI

2 (HGPI)

2 (HGPI)

Injectores de combustível Tubos de interconexão Ganchos de Retenção do Tubo de Interconexão Tampas de extremidade Bocais da fase 1

Bocais da fase 2

HGPI

2 (HGPI)

2 (HGPI)

Bocais da fase 2

HGPI

1 (HGPI)

1 (HGPI)

Bocais da fase 3

HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Bocais da fase 3

HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Difusores da fase 1 HGPI

2 (HGPI)

2 (HGPI)

Difusores da fase 1 HGPI

2 (HGPI)

2 (HGPI)

Difusores da fase 2 HGPI

2 (HGPI)

2 (HGPI)

Difusores da fase 2 HGPI

2 (HGPI)

2 (HGPI)

Difusores da fase 3 HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Difusores da fase 3 HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Cubas Fase 1

HGPI

3 (HGPI)(2)

2 (HGPI)(4)

Cubas Fase 1

HGPI

1 (HGPI)

1 (HGPI)

Cubas Fase 2

HGPI

3 (HGPI)(1)

3 (HGPI)(1)

Cubas Fase 2

HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Cubas Fase 3

HGPI

3 (HGPI)(3)

3 (HGPI)

Cubas Fase 3

HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Nota: Os intervalos de reparação/substituição reflectem o equipamento de produção actual (7F.03 DLN 2.6 24k

Nota: Os ciclos de reparação/substituição reflectem o equipamento de produção actual (7251(FB) DLN 2.0+

Super B e não-AGP), a menos que exista uma indicação em contrário, e o funcionamento de acordo com as

intervalo prolongado), a menos que exista uma indicação em contrário, e o funcionamento de acordo com as

especificações do fabricante. Eles representam os intervalos iniciais recomendados na ausência de experiência de

especificações do fabricante. Eles representam os intervalos iniciais recomendados na ausência de experiência de

condição e operativa. Para horas trabalhadas e arranques de intervalos de reparação, tenha em conta a Figura 39.

condição e operativa. Para horas trabalhadas e arranques de intervalos de reparação, tenha em conta a Figura 39.

Cl = Intervalo de Inspecção de Combustão HGPI = Intervalo de Inspecção do Percurso do Gás Aquecido

CI = Intervalo de inspecção da combustão

(1)

3 (HGPI) para a concepção actual. Consulte o seu representante de assistência técnica GE para obter

HGPI = Intervalo de inspecção do percurso do gás aquecido

informações sobre os intervalos de substituição de acordo com o número da peça.

(1) Cartuchos de combustível líquido e branco a ser substituídos a cada CI

(2)

Procedimento de reparação aprovado pela GE necessário no primeiro HGPI para designs sem arrefecimento da

Figura D-9. Estimativa de intervalos de reparação e substituição

plataforma. (3)

O procedimento de reparação aprovado pela GE é necessário para se ir ao encontro da vida de substituição 3 (HGPI).

(4)

2 (HGPI) para o design actual com a reparação aprovada pela GE no primeiro HGPI. É possível 3 (HGPI) para a cuba redesenhada com corte inferior da plataforma e modificações de arrefecimento.

Figura D-7. Estimativa de intervalos de reparação e substituição 42

42

9F.03

9F.05 Intervalo de reparação

Intervalo de substituição (Horas)

Intervalo de substituição (Arranques)

Cubas de combustão

Cl

2 (Cl)

3 (Cl)

Tampas

Cl

2 (Cl)

3 (Cl)

Peças de transição Injectores de combustível Tubos de interconexão Ganchos de Retenção do Tubo de Interconexão Tampas de extremidade

Intervalo de reparação

Intervalo de substituição (Horas)

Intervalo de substituição (Arranques)

Cubas de combustão

CI

4 (CI)

4 (CI)

Tampas

CI

4 (CI)

4 (CI)

CI

4 (CI)

4 (CI)

CI

2 (Cl)(1)

2 (CI)(1)

CI

1 (Cl)

1 (Cl)

CI

1 (CI)

1 (CI)

CI

4 (CI)

4 (CI)

Peças de transição Injectores de combustível Tubos de interconexão Ganchos de Retenção do Tubo de Interconexão Tampas de extremidade

Cl

2 (Cl)

3 (Cl)

Cl

2 (Cl)(1)

3 (Cl)(1)

Cl

1 (Cl)

1 (Cl)

CI

1 (CI)

1 (CI)

CI

2 (Cl)

3 (Cl)

Bocais da fase 1

HGPI

2 (HGPI)

2 (HGPI)

Bocais da fase 1

HGPI

1 (HGPI)

1 (HGPI)

Bocais da fase 2

HGPI

2 (HGPI)

2 (HGPI)

Bocais da fase 2

HGPI

2 (HGPI)

2 (HGPI)

Bocais da fase 3

HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Bocais da fase 3

HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Difusores da fase 1 HGPI

2 (HGPI)

2 (HGPI)

Difusores da fase 1 HGPI

2 (HGPI)

2 (HGPI)

Difusores da fase 2 HGPI

2 (HGPI)

2 (HGPI)

Difusores da fase 2 HGPI

2 (HGPI)

2 (HGPI)

Difusores da fase 3 HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Difusores da fase 3 HGPI

3 (HGPI)

3 (HGPI)

Cubas Fase 1

HGPI

2 (HGPI)(2)

2 (HGPI)(4)

Cubas Fase 1

HGPI

1 (HGPI)(2)

1 (HGPI)(2)

Cubas Fase 2

HGPI

3 (HGPI)(5)

3 (HGPI)(3)

Cubas Fase 2

HGPI

1 (HGPI)(2)

1 (HGPI)(2)

Cubas Fase 3

HGPI

3 (HGPI)(5)

3 (HGPI)

Cubas Fase 3

HGPI

1 (HGPI)(2)

1 (HGPI)(2)

Nota: Os intervalos de reparação/substituição reflectem o equipamento de produção actual (9F.03 DLN 2.6+), a

Nota: Os intervalos de reparação/substituição reflectem o equipamento de produção actual (9F.05), a menos que

menos que exista uma indicação em contrário, e o funcionamento de acordo com as especificações do fabricante.

exista uma indicação em contrário, e o funcionamento de acordo com as especificações do fabricante. Eles

Eles representam os intervalos iniciais recomendados na ausência de experiência de condição e operativa. Para

representam os intervalos iniciais recomendados na ausência de experiência de condição e operativa. Para horas

horas trabalhadas e arranques de intervalos de reparação, tenha em conta a Figura 39.

trabalhadas e arranques de intervalos de reparação, tenha em conta a Figura 39.

Cl = Intervalo de Inspecção de Combustão HGPI = Intervalo de Inspecção do Percurso do Gás Aquecido

Cl = Intervalo de inspecção da combustão

(1)

Cartuchos de combustível líquido e branco a ser substituídos a cada CI

HGPI = Intervalo de inspecção do percurso do gás aquecido

(2)

2 (HGPI) para o design actual com a reparação aprovada pela GE no primeiro HGPI. É possível 3 (HGPI) para

(1) Cartuchos de combustível líquido e branco a ser substituídos a cada CI

a cuba redesenhada com corte inferior da plataforma e modificações de arrefecimento. (3)

O re-revestimento no primeiro HGPI pode ser necessário para se atingir a vida de substituição 3 HGPI.

(4)

O procedimento de reparação aprovado pela GE em 1 (HGPI) é necessário para se ir ao encontro da vida de

Figura D-11. Estimativa de intervalos de reparação e substituição

substituição 2 (HGPI). (5)

O procedimento de reparação aprovado pela GE é necessário para se ir ao encontro da vida de substituição 3 (HGPI).

Figura D-10. Estimativa de intervalos de reparação e substituição

GE Power & Water | GER-3620M (02/15)

43

E)

Portas de inspecção por boroscópio 1ª fase LE

1ª fase TE

2ª fase LE

2ª fase TE

3ª fase turbina LE

Compressor de 15ª, 16ª e 17ª fase

Acesso de Inspecção Primária (Inspecção Normal) Acesso de Inspecção Secundária (Estatores e injectores adicionais) Compressor de 0-6ª fase

Figura E-1. Localizações de acesso de inspecção com o boroscópio para as máquinas 6F 1ª fase LE

1ª fase TE

2ª fase LE

2ª fase TE

3ª fase turbina LE

Compressor de 14ª, 15ª e 16ª fase

Acesso de Inspecção Primária (Inspecção Normal) Acesso de Inspecção Secundária (Estatores e injectores adicionais) Compressor de 0-5ª fase

Figura E-2.

44

Localizações de acesso de inspecção com o boroscópio para as máquinas 7F e 9F

F) Linhas de orientação para engrenagem rotativa/roquete em funcionamento Cenário

Duração da engrenagem rotativa (ou roquete)

Após o encerramento: Caso A.1 – Normal. Reinício antecipado para