PT Training Manual PDF [PDF]

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GE Power

Construção e manutenção da turbina a gás Futila ISOLUX Ingeneria Company Angola Turbinas 850136, 850142 Geradores 446X282, 446X283

2018

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.

© 2018 General Electric Company

GE Power

Construção e manutenção da turbina a gás Futila ISOLUX Ingeneria Company Angola Turbinas 850136, 850142 Geradores 446X282, 446X283

2018 Separador 1

Separador 2

Descrição geral da turbina a gás Cartaz da turbina a gás MS6001 Unidade da turbina a gás MS6001 Noções básicas da turbina a gás Características de desempenho da turbina a gás Descrição de carga e mecânica da turbina a gás (ML 0306) Guia do utilizador O&MM Área de perigo Resumo dos riscos residuais

6b03-poster_PT B00392C_ps_PT GT Basics_6B_rev0_PT GER 3567_PT e0719 000-ga 001_c_PT 389A9186_PT 143E8015_PT 403A2301_PT

Descrição da unidade B MS6001 MS6001 _ Descrição de GT de combustível duplo Questões sobre a construção de 6B GT6B_Overview

ommd_gt_6b_e0719_PT 6B Construction Questions_PT GT6B_Overview_GT019477_PT

Secção do compressor Conjunto do rotor do compressor GT

GT6B_Compressor_ 61BCOMP_03-98_PT

Secção da turbina Secção da turbina MS6001

GT6B_TurbineSect_ TSMC&A_10-96_PT

Conjunto do rotor da turbina MS6001 Métodos de montagem do disco da turbina e cuba Conj. Do Bocal, Turb. STG1 Bocal Traseiro STG1 (ML 1401) Bocal traseiro da turbina de 2 fases Bocal traseiro STG2 (ML 1402) Bocal traseiro da turbina de 3 fases Bocal traseiro STG3 (ML 1409) Fluxos de ar de vedação e arrefecimento MS6001

61BTURB_PT GT6B_BucketAssy_PT GTNOZ1_PT ge-112E6044_PT GTNOZ2_PT ge-119E2094_PT GTNOZ3_PT ge-112E6642_PT B00368_PT

Secção de combustão Bocal de combustível traseiro, duplo (0512) Bocal de combustível duplo

202D8204_PT FNOZ11_ps_PT

Rolamentos Rolamento de encosto de segmento basculante Rolamento radial

B00363_PT GFD51S, fig 9_PT

Construção e manutenção da turbina a gás Futila

1

GE Power Separador 3

Considerações de manutenção

GER 3620_PT

Separador 4

Práticas padrão

OMMM_STD_PRACTICES_V2 _A_PT_A_1_PT

Separador 5

Inspecções com boroscópio

OMMM_BI_6B_A_PT

Separador 6

Limpeza do compressor e turbina

GEI 41042_PT

Separador 7

Inspecção de combustão

ommm_ci_6b_v1_a_PT

Separador 8

Inspecção do percurso do gás aquecido

ommm_hgpi_6b_v1_a_PT

Separador 9

Inspecção-geral

ommm_mi_6b_v1_a_PT

Separador 10

Inspecção da caixa

til 1628_gt shell external surface_PT

Separador 11

Guia do programa de manutenção de dispositivos auxiliares

ommm_gt_auxiliaries_v1_e_PT

Separador 12

Desenhos de referência

Separador 13

Separador 14

Disposição da turbina a gás (MLI0 406)

ommm_117E8297_6b_ PT_v1_a

Pesos e CG (MLI 0407)

ommm_117e8151_6b_ en_v1_c_PT

Unidade de autorização (MLI 0404)

ommm_ge-119e2552-6b_ en_v1_a_PT

Instruções de alinhamento básico em campo

ommm_113a6113_6b_ en_v1_f_PT

Sistema de dispositivos de controlo da turbina Diagrama esquemático - Turbina e dispositivos de controlo PP (ML 0415)

202D8906_PT

Disposição de recolha magnética (ML 0546)

214D1159_PT

Diagrama esquemático - Monitorização de desempenho PP (ML 0492)

205D4850_PT

Sistemas de ar Sistema de escape e de admissão de fluxo Diagrama esquemático - Fluxo de admissão e escape PP (ML 0471)

209D7126_PT

Sistema de Ar de Vedação e Arrefecimento Diagrama esquemático - Ar de vedação de arrefecimento PP (ML 0471) 219D2330_PT

Construção e manutenção da turbina a gás Futila

2

GE Power

Separador 15

Sistema de aquecimento e ventilação Diagrama esquemático - Ventilação e aquecimento PP (ML 0436)

219D2683_PT

Sistema de Varetas da Guia de Admissão do Compressor Diagrama esquemático - IGV/VSV PP (0469)

202D8988_PT

Sistemas de Óleo Óleo lubrificante Diagrama esquemático - Óleo de lubrificação PP (ML 0416)

227D1317_PT

Hidráulico Diagrama esquemático - Fornecimento de óleo hidráulico PP (ML 0434) 202D8939_PT Servoválvula MOOG2_PT

Separador 16

Separador 17

Sistema de engrenagem de carga do acessório Diagrama esquemático - Engrenagem de carga de acessórios PP (ML 0495)

209D7718_PT

Sistema de Meios de Arranque Diagrama esquemático - Dispositivos de arranque PP (ML 0421)

206D6145_PT

Sistemas de gás combustível Sistema de gás combustível Diagrama esquemático - Gás combustível PP (ML 0422)

219D1251_PT

Alimentação de Gás Combustível Diagrama esquemático - Fornecimento de gás combustível PP (RML 2G0)

223D5761_PT

Sistema de purga do combustível Diagrama esquemático - Purga de combustível PP (ML477)

219D1250_PT

Detecção de gases perigosos Diagrama esquemático - Detecção de gases perigosos PP (ML474)

205D5906_PT

Sistemas de combustível líquido Sistema de combustível líquido P&ID Geral do sistema de combustível líquido Diagrama esquemático - Combustível líquido PP (ML 0424)

223D6272_PT 219D1029_PT

Sistema de encaminhamento de combustível destilado Calço dianteiro do óleo destilado ligeiro (RML 2C1)

223D6273_PT

Sistema de filtragem de combustível destilado Calço de filtragem do óleo destilado ligeiro (RML 2C1)

223D6274_PT

Construção e manutenção da turbina a gás Futila

3

GE Power

Separador 18

Separador 19

Separador 20

Separador 21

Tanque colector G.T. Ligações de tubagens diversas (RML 270)

223D5757_PT

Sistema de ar pulverizado Diagrama esquemático - Ar de atomização PP (ML 0425)

219D2672_PT

Sistema de detecção e protecção contra incêndios Diagrama esquemático - Protecção contra incêndios PP (ML 0426) Diagrama esquemático - Protecção contra incêndios PP (RML 240)

206D7524_PT 223D5759_PT

Sistemas de água Sistema de arrefecimento de Água Diagrama esquemático - Água de arrefecimento PP (ML 0420) P&ID De refrigeradores da pá da ventoinha GT (RML 811)

209D7630_PT 223D5762_PT

Sistema de lavagem de água do compressor Diagrama esquemático - Lavagem do compressor PP (ML 0442) Diagrama esquemático - Calço WW (RML280)

206D7754_PT 223D5760_PT

Desenhos e manutenção do gerador Descrição do gerador 9A5 Descrição mecânica Diagrama esquemático (0440) Placa de dados IEC do gerador (B7F0) Dados eléctricos (C902) Resumo do dispositivo gerador Criação de um programa de manutenção eficaz Limpeza e produtos de limpeza

GEK 95192_PT 132E3666_PT 361B3379_PT 137C1572_PT 237A7240_PT 365A2621_PT GEK 103566_PT GEI 85802_PTML

Manutenção e cuidados para gerador Manutenção e cuidados para gerador

GEK 95122_PT

Manutenção Montagem e desmontagem do rotor 5A4, 6A6 & LM6000 Pesos de peças do gerador

GEK 95130_PT GEK 103667_PT 358A6608_A_1_PT

Resumo do dispositivo Resumo do dispositivo (ML 0414)

403A1791_PT

Construção e manutenção da turbina a gás Futila

4

GE Power Documentos de referência (estas informações apenas são fornecidas em USB) Definições Especificações e definições do MK Vie (ML A010)

365A3574_PT

Especificações do Fluido Nomenclatura ANSI

A00029b_ ANSI Device Numbers_PT

Recomendações do óleo de lubrificação com base em hidrocarbonetos

GEK 28143_PT

Recomendações para água de refrigeração Especificações do combustível gasoso Especificações do combustível líquido Recomendações de limpeza de compostos líquidos e sólidos Requisitos de Pureza da Água/Vapor em Turbinas a Gás Sistema de Ar do Instrumento de Instalação

GEI 41004_PT GEI 41040_PT GEI 41047_PT GEI 41042_PT GEK 101944_PT GEK 106689_PT

Construção e manutenção da turbina a gás Futila

5

Separador 1

GE Power & Water

Turbina a Gás de Alta Resistência 6B.03 Fiabilidade comprovada de resistência industrial

imagination at work © 2014 General Electric Company. Todos os direitos de autor reservados. GED-788D (05/2014)

Secções principais da montagem da turbina a gás MS6001B

IGNIÇÃO REVESTIMENTO

BOCAIS DE COMBUSTÍVEL

PEÇA DE TRANSIÇÃO

EMBRAIAGEM E CAIXA DE TRANSMISSÃO DO DISPOSITIVO DE ARRANQUE

CARGA

ENTRADA DE AR

COMPRESSOR

TURBINA COMBUSTÃO

B00392C_PT

6/97

EXAUSTÃO



GE Power Systems

Noções básicas da turbina a gás 6B

Data de revisão: 02/10/2000

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GE Power Systems

Data de revisão: 02/10/2000

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GE Power Systems

COMPRESSOR ENTRADA

COMBUSTÃO TURBINA DE EXPANSÃO

EXAUSTÃO

Data de revisão: 02/10/2000

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GE Power Systems

AR ATMOSFÉRICO

IGNIÇÃO (PARA ARRANQUE)

AR COMPRIMIDO

CÂMARA DE COMBUSTÃO

EXAUSTÃO

GASES QUENTES

COMBUSTÍVEL SAÍDA DE BINÁRIO PARA ACESSÓRIOS ACCIONADOS

SAÍDA DE BINÁRIO PARA CARGA ACCIONADA

COMPRESSOR ENTRADA DE BINÁRIO DO DISPOSITIVO DE ARRANQUE

BOCAL FIXO BOCAL FIXO

TURBINA ROTOR DA UNIDADE

Diagrama de fluxo da turbina a gás de eixo único, ciclo simples

Data de revisão: 02/10/2000

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GE Power Systems

ADMISSÃO DE AR

GÁS DE DESCARGA

EIXO DE ACCIONAMENTO INTERNO ACESSÓRIOS

TURBINA

COMPRESSOR

POTÊNCIA ÚTIL

COMBUSTOR COMBUSTÍVEL ADMISSÃO DE AR

COMPRESSÃO

COMBUSTÃO DA INJECÇÃO DE COMBUSTÍVEL

EXPANSÃO (POTÊNCIA)

EXAUSTÃO

CICLO SIMPLES DA TURBINA A GÁS

Data de revisão: 02/10/2000

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GE Power Systems

Admissão de ar

Ciclo simples da turbina a gás

Gás de descarga Eixo de accionamento interno

Compressor

Turbina Potência útil

Combustível

Ciclo de Brayton

Pressão

Temp.

Volume

Data de revisão: 02/10/2000

Combustor

Entropia

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GE Power Systems

Nota: apenas para fins educativos

ENTRADA DE AR

COMPRESSOR

TURBINA

EXAUSTÃO

COMBUSTÃO

PRESSÃO TEMPERATURA

ALTA

AMBIENTE

Data de revisão: 02/10/2000

TURBINA A GÁS Níveis de temperatura e pressão na carga base!

TEMPERATURA

PRESSÃO

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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

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GE Power Systems

Disposição do compressor axial

Lâminas do rotor do compressor Caixas do compressor Palhetas do estator do compressor

Palhetas da guia de entrada variável

Data de revisão: 02/10/2000

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GE Power Systems

Palhetas da guia de saída

Data de revisão: 02/10/2000

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GE Power Systems

Rácio do compressor Parâmetro de design fixo, alcançado pela construção física O rácio do compressor apenas muda se o compressor estiver danificado ou for modificado O rácio de compressão é apenas real quando o compressor estiver limpo, novo e a funcionar de acordo com as condições ISO

Data de revisão: 02/10/2000

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GE Power Systems

Relação de Pressão do Compressor Rácio de pressão =

pressão de descarga absoluta do compressor pressão de entrada absoluta do compressor

Pressão absoluta = pressão medida + 14,7 PSIA Exemplo: Pressão de entrada = - 0,60 psig Pressão de descarga = 200 psig PR = (200+14,7) / (- 0,60+14,7) = 214,7/14,1 = 15,23

Data de revisão: 02/10/2000

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Disposição de combustão DLN1

Data de revisão: 02/10/2000

GE Power Systems

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Disposição de combustão DLN1



Conjunto do bocal de combustível principal e tampa de combustão

Conjunto do isolamento de combustão

Conjunto da cápsula e corpo central Câmara de pré-mistura

Conjunto Venturi

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Manga de fluxo

Capa

1.ª fase Copo piloto Conjunto do bocal de combustível secundário

2.ª fase

Subpilo to XFire

Peça de Transição Caixa, combustão

Data de revisão: 02/10/2000

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GE Power Systems

Secção da turbina (Caminho de gás quente) Êmbolos: 1.ª fase

1.ª fase Data de revisão: 02/10/2000

2.ª fase Bocais

2.ª fase

3.ª fase

3.ª fase Propriedade da Power Systems University - Informações confidenciais apenas para fins de formação!



GE Power Systems CONJUNTOS DE PINOS DE RETENÇÃO DOS SEGMENTOS DE BOCAIS

CAIXA DA TURBINA (CARCAÇA)

PAREDE LATERAL EXTERIOR

PAREDE LATERAL EXTERIOR

MONTAGEM DO PINO EXCÊNTRICO

BLOCO(S) DE BLINDAGEM DA 3.ª FASE

BLOCO(S) DE BLINDAGEM DA 2.ª FASE

ANEL DE RETENÇÃO PERFIL AERODINÂMIC O DO BOCAL DA 3.ª FASE

PAREDE LATERAL EXTERIOR

PAREDE LATERAL INTERIOR

PERFIL AERODINÂMI CO DO BOCAL DA 1.ª FASE

BLOCO(S) DE BLINDAGEM DA 1.ª FASE

PÁ MÓVEL DA TURBINA

PAREDE LATERAL INTERIOR

PERFIL AERODINÂMICO DO BOCAL DA 2.ª FASE

PÁ MÓVEL DA TURBINA

PAREDE LATERAL INTERIOR

PÁ MÓVEL DA TURBINA

1.ª FASE 2.ª FASE

PINO E CASQUILHOS DE SUPORTE ANEL DE SUPORTE DAS PÁS ESTÁTICAS DA TURBINA

3.ª FASE

SEGMENTO DO DIAFRAGMA DO BOCAL DISCO DE 1 A 2 ESPAÇADORES

MONTAGEM E COMPONENTES PRINCIPAIS DA SECÇÃO DA TURBINA MS6001 Data de revisão: 02/10/2000

SEGMENTO DO DIAFRAGMA DO BOCAL DISCO DE 2 A 3 ESPAÇADORES

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GE Power Systems

Fluxo Gasoso

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

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GE Power Systems Ventilador da estrutura de exaustão

Extracção do compressor AE-13 ou Descarga do compressor (específico da unidade)

Respiradouro para a atmosfera

Compressor de Descarga

Escora

Compressor de 17 fases (interno) Compressor de 16 fases (interno)

Cubas, bocais e espaços do disco de passagem de ar da turbina a gás MS6001B

Revisto em 2/2006

Data de revisão: 02/10/2000

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GE Power Systems

ENTRADA

N.º 2 Rolamentos N.º 1 Rolamentos

ENTRADA

Ar frio e de vedação do rolamento

Data de revisão: 02/10/2000

Ar de Combustão

Arrefecimento

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GE Power Systems

Organização Internacional de Normalização (International Standards Organization) Para padronizar o desempenho da turbinas a gás em diversas condições atmosféricas, foram estabelecidos os seguintes critérios como referência para condições do ar ambiente:

59° F 15°C 14,7 P.S.I.A. 101,35 KpaA (1,013 bar) Humidade relativa 60%

Data de revisão: 02/10/2000

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Desenho de Percentagem

GE Power Systems

Taxa de aquecimento

Data de revisão: 02/10/2000

Fluxo de exaustão

Consumo de Calor

Saída

Temp. de entrada do compressor (Grau F)

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Desenho de Percentagem

GE Power Systems

Taxa de aquecimento

Data de revisão: 02/10/2000

Fluxo de exaustão

Perm Cons.

Saída

Temp. de entrada do compressor (Grau F)

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GE Power Systems

Observação: Apenas para fins educativos.

Percentagem do design

Limite típico de 40 ° quando o IBH é activado

Taxa de aquecimento Temperatura de exaustão

Fluxo de exaustão Perm Cons. Saída

Temperatura de entrada do compressor (graus F)

Data de revisão: 02/10/2000

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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 atmosférica PSIA

Factor de correcção

Altitude - mil pés

Data de revisão: 02/10/2000

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GE Power Systems

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

Taxa de aquecimento

Factor de correcção

Saída de Energia

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

Data de revisão: 02/10/2000

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GE Power Systems

Temperatura de explosão GE • Temperatura de entrada da turbina de referência • Não é uma temperatura medida de forma física • Sempre inferior à temperatura de accionamento, conforme definido pela GE Data de revisão: 02/10/2000

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GE Power Systems

Bocal de1ª fase

Temperatura de explosão GE Temp. útil mais alta quando o mecanismo é extraído Chama de combustão

Temp. mais alta na turbina a gás

Data de revisão: 02/10/2000

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 Estágios do combustível DLN1 Modos operacionais de DLN1: Modo Primário: Chama de difusão 100% de combustível primário Ignição - 19% de carga

GE Power Systems

Modo de transferência Chama de difusão 100% de combustível secundário 50% de carga

Difusão Difusão/Pré-mistura

Modo 'Lean-Lean Chama de difusão ~ 60% de combustível primário/40% de combustível secundário 19% - 50% de carga

Modo de pré-mistura Chama de pré-mistura/piloto de difusão 81% de combustível primário/19% de combustível secundário 50% - 100% de carga Mistura F/A

Difusão Difusão/Pré-mistura

Pré-mistura

Zona primária de finalidade dupla 1. Difusão de carga baixa de chama 2. Câmara de campo de carga alta imaginação em funcionamento

Data de revisão: 02/10/2000

GE Proprietary 11/1/2012

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GE Power Systems

Efeitos de queda de pressão - 6B

Entrada de água de 4 pol. (10 mbar) Escape de água de 4 pol. (10 mbar)

% de efeito na saída taxa de aquecimento -1,45 0,45 -0,45 0,45

Efeito na temp. de exaustão 2. °F (1,1 °C) 2. °F (1,1 °C)

544HA875-1

Data de revisão: 02/10/2000

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GE Power Systems

Nota: apenas para fins educativos

% de aumento da taxa de aquecimento

5% Perda de fluxo de ar

Efeitos do entupimento e/ou danos no desempenho do compressor

% de diminuição da saída

Diminuição Relação Pressão - %

Data de revisão: 02/10/2000

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GE Power Systems

Data de revisão: 02/10/2000

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GE Power Systems

FINAL

Data de revisão: 02/10/2000

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GER-3567H

GE Power Systems

Características de desempenho da turbina a gás GE Frank J. Brooks Sistemas de potência GE Schenectady, NY

Características de desempenho da turbina a gás GE Sumário Introdução ............................................................................................................................................................ 1 Princípios de termodinâmica .......................................................................................................................... 2 O ciclo Brayton ................................................................................................................................................... 3 Análise termodinâmica ..................................................................................................................................... 6 Ciclo combinado ................................................................................................................................................ 7 Fatores que afetam o desempenho da turbina a gás ................................................................................. 8 Temperatura do ar e elevação do local ............................................................................................8 Umidade .......................................................................................................................................... 8 Perdas na admissão e exaustão ...................................................................................................... 9 Combustíveis ................................................................................................................................. 10 Aquecimento do combustível .........................................................................................................11 Injeção de diluente ......................................................................................................................... 12 Extração de ar ................................................................................................................................ 12 Melhorias do desempenho .............................................................................................................12 Resfriamento da admissão ............................................................................................................13 Injeção de vapor e água para aumento de potência ..................................................................... 14 Valores nominais de pico ...............................................................................................................14 Degradação do desempenho ........................................................................................................................ 14 VVerificação do desempenho da turbina a gás ........................................................................................ 15 Resumo .............................................................................................................................................................. 15 Lista de figuras .............................................................................................................................. 16 Lista de tabelas .............................................................................................................................. 16

GE Power Systems „ GER-3567H „ (10/00)

i

Características de desempenho da turbina a gás GE

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GE Power Systems „ GER-3567H „ (10/00)

ii

Características de desempenho da turbina a gás GE Introdução A GE oferece turbinas a gás tanto para serviços pesados quanto derivadas de aeronaves para a geração de potência e aplicações industriais. A linha de produtos para serviços pesados consiste de cinco diferentes séries de modelos: MS3002, MS5000, MS6001, MS7001 e MS9001. A MS5000 foi projetada em configurações de um ou dois eixos para aplicações com geradores e de acionamento mecânico. A MS5000 e a MS6001 são unidades acionadas por engrenagem que podem ser aplicadas em mercados de 50 Hz e 60 Hz. Linha de produtos de acionamento de gerador da GE Modelo Combustí Valor Eficiência nominal térmica vel (Btu/kWh) básico ISO (kW)

A Tabela 1 fornece uma lista completa das saídas e eficiências térmicas disponíveis nas turbinas a gás para serviço pesado da GE. A Tabela 2 mostra os valores nominais das unidades de acionamento mecânico, que variam entre 14.520 hp e 108.990 hp (10.828 kW e 80.685 kW). A designação completa do número do modelo para cada máquina da linha de produtos para serviço pesado é fornecida nas Tabelas 1 e 2. Uma explanação do número do modelo é dada na Figura 1.

Eficiência térmica (kJ/kWh)

Fluxo de exaustão (lb/h) x10-3

Fluxo de Temperatura da Temperatura da exaustão exaustão exaustão (graus C) (lb/h) x10-3 (graus F)

Razão de pressão

PG5371 (PA)

Gás Dist.

26,070. 25,570.

12,060. 12,180.

12,721 12,847

985. 998.

446 448

905. 906.

485 486

10,6 10,6

PG6581 (B)

Gás Dist.

42,100. 41,160.

10,640. 10,730.

11,223 11,318

1158. 1161.

525 526

1010. 1011.

543 544

12,2 12,1

PG6101 (FA)

Gás Dist.

69,430. 74,090.

10,040. 10,680.

10,526 10,527

1638. 1704.

742 772

1101. 1079.

594 582

14,6 15,0

PG7121 (EA)

Gás Dist.

84,360. 87,220.

10,480. 10,950.

11,054 11,550

2361. 2413.

1070 1093

998. 993.

536 537

12,.7 12,9

PG7241 (FA)

Gás Dist.

171,700. 183,800.

9,360. 9,965.

9,873 10,511

3543. 3691.

1605 1672

1119. 1095.

604 591

15,7 16,2

PG7251 (FB)

Gás Dist.

184,400. 177,700.

9,245. 9,975.

9,752 10,522

3561. 3703.

1613 1677

1154. 1057.

623 569

18,4 18,7

PG9171 (E)

Gás Dist.

122,500. 127,300.

10,140. 10,620.

10,696 11,202

3275. 3355.

1484 1520

1009. 1003.

543 539

12,6 12,9

PG9231 (EC)

Gás Dist.

169,200. 179,800.

9,770. 10,360.

10,305 10,928

4131. 4291.

1871 1944

1034. 1017.

557 547

14,4 14,8

PG9351 (FA)

Gás Dist.

255,600. 268,000.

9,250. 9,920.

9,757 10,464

5118. 5337.

2318 2418

1127. 1106.

608 597

15,3 15,8 GT22043E

Tabela 1. Características de desempenho da turbina a gás GE – Valores nominais da turbina a gás de acionamento de gerador Todas as unidades maiores que a Estrutura 6 são unidades de acionamento direto. As unidades da série MS7000 que são utilizadas para aplicações de 60 Hz possuem velocidades rotacionais de 3600 rpm. As unidades da série MS9000 utilizadas para aplicações de 50 Hz possuem uma velocidade rotacional de 3000 rpm. Em aplicações de acionamento de geradores, a linha de produtos cobre uma faixa aproximada entre 35.800 hp e 345.600 hp (26.000 kW e 255.600 kW).

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Este documento revê alguns dos princípios básicos da termodinâmica da operação da turbina a gás e explica alguns fatores que afetam seu desempenho.

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Características de desempenho da turbina a gás GE Valores nominais da turbina a gás de acionamento mecânico Modelo Ano Valor nominal Valor nominal Eficiência ISO contínuo ISO contínuo térmica (kW) (hp) (Btu/shp-hr) M3142 (J) M3142R (J) M5261 (RA) M5322R (B) M5352 (B) M5352R (C) M5382 (C) M6581 (B)

1952 1952 1958 1972 1972 1987 1987 1978

11,290 10,830 19,690 23,870 26,110 26,550 28,340 38,290

15,140 14,520 26,400 32,000 35,000 35,600 38,000 51,340

9,500 7,390 9,380 7,070 8,830 6,990 8,700 7,820

Eficiência térmica (kJ/kWh)

Vazão de massa (lb/sec)

Vazão de massa (Kg/s)

Temperatura da exaustão (graus F)

Temperatura da exaustão (graus C)

13,440 10,450 13,270 10,000 12,490 9,890 12,310 11,060

117 117 205 253 273 267 278 295

53 53 92 114 123 121 126 134

1,008 698 988 666 915 693 960 1,013

542 370 531 352 491 367 515 545 GT25385A

Tabela 2. Características de desempenho da turbina a gás GE – Valores nominais da turbina a gás de acionamento mecânico

Aplicação

Série

Potência

Número de eixos

M – Acionamento Estrutura Potência de saída mecânico aproximada PG – Gerador empacotado em centenas, milhares ou dezenas de milhares de HP

1 ou 2

Modelo

R – Regen Branco – SC

Figura 1. Designação do modelo de turbina a gás para serviço pesado

Princípios de termodinâmica Um diagrama esquemático para uma turbina a gás de ciclo simples, eixo único, é mostrado na Figura 2. O ar entra no compressor de fluxo axial no ponto 1 nas condições ambientais. Como essas condições variam de dia para dia e de local para local, é conveniente considerar algumas condições padrão para fins de comparação. As condições padrão usadas no segmento de turbinas a gás são 59 F/15 C, 14.7 psia/1.013 bar e 60% de umidade relativa, que são estabelecidas pela ISO (Organização Internacional de Padrões).

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O ar que entra no compressor no ponto 1 é comprimido a ama pressão mais alta. Nenhum calor é adicionado; entretanto, a compressão eleva a temperatura do ar de forma que o ar na descarga do compressor está a uma temperatura e pressão maiores. Ao deixar o compressor, o ar entra no sistema de combstão no ponto 2, onde é injetado combustível e ocorre a combustão. O processo de combustão ocorre a uma temperatura essencialmente constante. Embora sejam atingidas altas temperaturas locais na zona de combustão primária (aproximando-se de condições estequiométricas), o sistema de combustão é projetado para prover a mistura, queima, diluição e resfriamento.

2

Características de desempenho da turbina a gás GE Combustível

Combustor

Exaustão

Compressor

Gerador

Turbina Ar de admissão Figura 2. Turbina de ciclo simples, eixo único Assim, no momento que a mistura de combustão deixa o sistema de combustão e entra na turbina no ponto 3, ela está a uma temperatura média misturada. Na seção da turbina da turbina a gás, a energia dos gases quentes é convertida em trabalho. Essa conversão ocorre em duas etapas. Na seção do bocal da turbina, os gases quentes são expandidos e uma porção da energia térmica é convertida em energia cinética. Na seção subsequente da caçamba da turbina, uma porção da energia cinética é transferida para as caçambas rotativas e convertida em trabalho. Uma parte do trabalho desenvolvido pela turbina é usado para acionar o compressor e o restante fica disponível para trabalho útil no flange de saída da turbina a gás. Tipicamente, mais de 50% do trabalho deseenvolvido pelas seções da turbina é utilizado para acionar o compressor de fluxo axial. Como mostrado na Figura 2, as turbinas a gás de eixo único são configuradas em um eixo contínuo e, portanto, todos os estágios operam na mesma velocidade. Essas unidades são tipicamente usadas para aplicações de acionamento de gerador onde não é necessária uma significativa variação de velocidade.

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Um diagrama esquemático para uma turbina a gás de ciclo simples, de dois eixos, é mostrada na Figure 3. O rotor de baixa pressão ou turbina de potência é mecanicamente separado da turbina de alta pressão e do rotor do compressor. O rotor de baixa pressão é dito ser acoplado aerodinamicamente. Esse recurso exclusivo permite que a turbina de potência seja operada em uma faixa de velocidades e torna as turbinas a gás de dois eixos ideais para aplicações de velocidade variável. Todo o trabalho desenvolvido pela turbina de potência fica disponível para acionar o equipamento de carga, já que o trabalho desenvolvido pela turbina de alta pressão fornece toda a energia necessária para acionar o compressor. Nas máquinas de dois eixos os requisitos de partida para o trem de carga da turbina a gás são reduzidos porque o equipamento de carga é mecanicamente separado da turbina de alta pressão.

O ciclo Brayton O ciclo termodinâmico sob o qual todas as turbinas a gás operam é chamado de ciclo Brayton. A Figura 4 mostra os diagramas clássicos de pressão-volume (PV) e temperatura-entropia (TS) para esse ciclo. Os números nesse diagrama correspondem aos números também utilizados na Figura 2.

3

Características de desempenho da turbina a gás GE Combustível Combustor

Exaustão

Compressor

Carga

Turbina

Ar de admissão

Figura 3. Turbina de ciclo simples, dosi eixos O caminho 1 a 2 representa a compressão que ocorre no compressor, o caminho 2 a 3 representa a adição de calor em pressão constante nos sistemas de combustão, e o caminho 3 a 4 representa a expansão que ocorre na turbina. O caminho de volta de 4 para 1 no diagrama do ciclo Brayton indica um processo de resfriamento a pressão constante. Na turbina a gás, esse refriamento é feito pela atmosfera, que fornece ar fresco e frio no ponto 1 em uma base contínua, na troca pelos gases quentes expelidos para a atmosfera no ponto 4. O ciclo real é

mais para "aberto" do que para "fechado", como indicado. Todo ciclo Brayton pode ser caracterizado por dois parâmetros significativos: razão de pressãi e temperatura de disparo. A razão de pressão do ciclo é a pressão no ponto 2 (pressão de descarga do compressor) dividida pela pressão no ponto 1 (pressão na admissão do compressor). Em um ciclo ideal, essa razão de pressão é igual também à pressão no ponto 3 dividida pela pressão no ponto 4.

Combustível

Figura 4. Ciclo Brayton

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4

Características de desempenho da turbina a gás GE Entretanto, em um ciclo real existe uma pequena perda de pressão no sistema de combustão, e portanto, a pressão no ponto 3 é ligeiramente inferior à do ponto 2. O outro parâmetro significativo, a temperatura de disparo, é definida como sendo a temperatura mais alta atingida nesse ciclo. A GE define a temperatura de disparo como a temperatura total média da vazão de massa no plano da borda posterior do bocal no estágio 1.

A GE usa essa temperatura já que ela é mais indicativa do ciclo de temperatura representada como a temperatura de disparo pelo ponto 3 na Figura 4. Os bocais de primeiro estágio resfriados por vapor não reduzem a temperatura do gás diretamente através da mistura porque o vapor está em um circuito fechado. Como mostrado na Figura 5, a temperatura de disparo em uma turbina com bocais resfriados por vapor (projeto atual "H" da GE) apresenta um aumento de 200 graus sem aumentar a temperatura de saída da combustão.

BOCAL RESFRIADO A AR EM CIRCUITO ABERTO

SAÍDA DE AR

SAÍDA DE AR

IN DE AR

BOCAL RESFRIADO A VAPOR EM CIRCUITO FECHADO AVANÇADO

IN DE AR

ΔT 280F (155C) DO BOCAL

ENTRADA DE REFRIGERANTE

SAÍDA

IN

SAÍDA DE REFRIGERANTE

ΔT 80F (44C) DO BOCAL

200F Mais temperatura de disparo à mesma produção de NOx possível Figura 5. Comparação do bocal de primeiro estágio resfriado a ar versus resfriado a vapor

Atualmente todos os bocais de primeiro estágio são resfriados para manter as temperaturas dentro dos limites operacionais dos materiais sendo usados. Os dois tipos de resfriamento atualmente utilizados pela GE são o por ar e por vapor. O resfriamento a ar vem sendo usado há mais de 30 anos e foi extensivamente desenvolvido na tecnologia de motores de aeronaves, bem como a mais atual família de grandes máquinas de geração de potência. O ar usado para o resfriamento do bocal do primeiro estágio entra no jato de gás quente após resfriar o bocal e reduz a temperatura total imediatamente a partir desse ponto.

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Um método alternativo de determinar a temperatura de disparo é definido no documento ISO 2314, "Turbinas a gás – Testes de aceitação." A temperatura de disparo aqui é uma temperatura de referência na admissão da turbina e normalmente não é a temperatura que existe no ciclo da turbina a gás; ela é calculada com base em um balanço de calor no sistema de combustão, usando parâmetros obtidos em um teste em campo. Essa temperatura de referência ISO será sempre menor que a real temperatura de disparo como definida pela GE, em muitos casos em 100 F/38 C ou mais, para máquinas usando o ar extraído do compressor para o resfriamento interno, que é um desvio do combustor. A Figura 6 mostra como essas várias temperaturas são definidas.

5

Características de desempenho da turbina a gás GE

Temperatura na admissão da turbina – Temperatura média do gás no plano A. (TA) Temperatura de disparo – Temperatura média do gás no plano B. (TB) Temperatura de disparo ISO – Temperatura calculada no plano C. (TC = f (Ma, Mf) A GE utuliza a temperatura de disparo TB ● Temperatura mais alta em que o trabalho é extraído

Figura 6. Definição da temperatura de disparo

Análise termodinâmica A termodinâmica clássica permite a avaliação do ciclo Brayton usando parãmetros como pressão, temperatura, calor específico, fatores de eficiência e o exponente de compressão adiabática. Se tal análise é aplicada ao ciclo Brayton, os resultados podem ser exibidos como um gráfico da eficiência do ciclo versus a saída específica desse ciclo.

A Figura 7 mostra um gráfico desses da saída e eficiência para diferentes temperaturas de disparo e

várias razões de pressão. A saída por libra de fluxo de ar é importante já que quanto mais alto esse valor, menor é a turbina a gás necessária para a mesma potência de saída. A eficiência térmica é importante porque ela afeta diretamente os custos do combustível de operação.

A Figura 7 ilustra um número de pontos significativos. Em aplicações de ciclo simples (curva superior), o aumento da razão de pressão se traduz em ganhos de eficiência a uma dada temperatura de disparo.

Figura 7. Termodinâmica da turbina a gás

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Características de desempenho da turbina a gás GE A razão de pressão resultando em saída máxima e a eficiência máxima mudam com a temperatura de disparo, e quanto maior a razão de pressão, maior os benefícios do aumento da temperatura de disparo. Os aumentos na temperatura de disparo fornecem aumentos de potência a uma dada razão de pressão, embora haja um sacrifício de eficiência devido ao aumento nas perdas de ar de resfriamento necessário para manter a vida útil das peças. Em aplicações de ciclo combinado (como mostrado no gráfico inferior na Figura 7), os aumentos da razão de pressão apresentam um efeito menos pronunciado na eficiência. Observar também que com o aumento da razão de pressão a potência específica diminui. Aumentos na temperatura de disparo resultam em maior eficiência térmica. As significativas diferenças na inclinação das duas curvas indicam que os parâmetros do ciclo ótimo não são os mesmos para os ciclos simples e combinado. A eficiência do ciclo simples é obtida com altas razões de pressão. A eficiência do ciclo combinado é obtida com razões de pressão mais modestas e maiores temperaturas de disparo. Por exemplo, os parâmetros de projeto da MS7001FA são 2420 F/1316 C de temperatura de disparo e razão de pressão de 15,7:1;

enquanto a eficiência do ciclo simples não está maximizada, a eficiência do ciclo combinado está em seu máximo. O ciclo combinado é a aplicação pretendida para a MS7001FA.

Ciclo combinado Uma turbina a gás típica de ciclo simples irá converter 30% a 40% da entrada de combustível em saída do eixo. Todo o restante, exceto 1% a 2%, está sob a forma de calor da exaustão. O ciclo combinado é normalmente definido como uma ou mais turbinas a gás com geradores de vapor para recuperação de calor na exaustão, produzindo vapor para um gerador de turbina a vapor, calor para processo, ou uma combinação disso.

A Figura 8 mostra um ciclo combinado em sua forma mais simples. Uma alta utilização da entrada de combustível para a turbina a gás pode ser obtida com alguns dos ciclos de recuperação de calor mais complexos, envolvendo evaporadores de múltiplas pressões ou turbinas a vapor de topo, e o impedimento do fluxo de vapor para um condensador para preservar o conteúdo de calor latente. A obtenção de mais de 80% de utilização da entrada do combustível através de uma combinação de geração de potência elétrica e calor de processo não é pouco usual.

Figura 8. Ciclo combinado

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Características de desempenho da turbina a gás GE Ciclos combinados produzindo apenas potência elétrica estão na faixa de eficiência de 50% a 60% usando as turbinas a gás mais avançadas. Documentos que abordam aplicações com ciclo combinado na Biblioteca de referência da GE incluem: GER-3574F, "GE Combined-Cycle Product Line and Performance" (Linha de produtos de ciclo combinado da GE e desempenho); GER-3767, "Single-Shaft Combined-Cycle Power Generation Systems" (Sistemas de geração de potência de ciclo combinado com eixo único) e GER-3430F, "Cogeneration Application Considerations" (Considerações sobre aplicações em cogeração).

Fatores que afetam o desempenho da turbina a gás Temperatura do ar e elevação do local Como a turbina a gás é uma máquina que respira ar, seu desempenho é alterado por qualquer coisa que afete a densidade e/ou vazão de massa na admissão de ar do compressor. As condições climáticas ambiente são as mudanças mais óbvias das condições de referência de 59 F/15 C e 14.7 psia/1.013 bar. A Figura 9 mostra como a temperatura ambiente afeta a saída, a efici~encia térmica, o consumo de calor e o fluxo de exaustão da MS7001 de eixo único. Cada modelo de turbina tem sua própria curva

de efeito da temperatura, já que ela depende dos parâmetros do ciclo e das eficiências dos componentes, bem como da vazão da massa de ar. A correção para a altitude ou pressão barométrica é mais simples. A densidade do ar se reduz com o aumento da elevação do local. Enquanto o fluxo de ar resultante e a saída diminuem proporcionalmente, a eficiência térmica e outros parâmetros do ciclo não são afetados. Uma curva padrão de correção de altitude é apresentada na Figura 10.

Umidade Similarmente, o ar úmido, que é menos denso que o ar seco, também afeta a saída e a eficiência térmica, como mostrado na Figura 11. No passado, pensava-se que esse efeito era pequeno demias para ser considerado. Entretanto, com o aumento do tamanho das turbinas a gás e a utilização da umidade para ajustar a injeção de água e vapor para o controle de NOx, esse efeito tem maior significância. Deve ser observado que esse efeito da umidade é o resultado da aproximação do sistema de controle da temperatura de disparo utilizada nas turbinas a gás da GE para serviço pesado. As turbinas de eixo único que usam a temperatura de exaustão da turbina ajustadas pela razão de pressão do compressor para a temperatura de disparo aproximada reduzirão a potência como resultado do aumento da umidade ambiente.

Eficiência térmica Percentual de projeto

Fluxo de exaustão Consumo de calor Saída

Temperatura na admissão do compressor

Figura 9. Efeito da temperatura ambiente

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Características de desempenho da turbina a gás GE Pressão atmosférica Fator de correção

Fator de correção Pressão atmosférica

Altitude – Milhares de pés Altitude – Centenas de metros

Figura 10. Curva de correção de altitude Umidade específica ISO 0,0064 60% RH

Eficiência térmica Fator de correção Saída de potência

Umidade específica (lb. Vapor d'água /Dry Ar seco) (lb. Vapor d'água /Dry Ar seco)

Figura 11. Curva do efeito da umidade Isso ocorre porque a perda de densidade para o ar pela umidade é menor que a perda de densidade devido à temperatura. O sistema de controle é configurado para seguir a função da temperatura do ar de admissão. Em contraste, o sistema de controle em aero derivados utiliza a temperatura de descarga do gerador sem ajuste para aproximar-se da temperatura de disparo. O gerador de gás pode operar em diferentes velocidades a partir da turbina de potência, e a potência até aumenta à medida que o combustível é adicionado para aumentar o ar úmido (devido à umidade) até a temperatura admissível. Esse aumento de combustível aumentará a velocidade do gerador de gás e compensará a perda na densidade do ar.

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Perdas na admissão e exaustão A inserção de filtros de ar, silenciadores, resfriadores e refrigeradores evaporativos na admissão ou em equiapamentos de recuperação de calor na exaustão causa perdas de pressão no sistema. Os efeitos dessas perdas de pressão são únicas em cada projeto. A Figura 12 mostra os efeitos na MS7001EA, que são típicas para a família da tecnologia E de máquinas escaladas (MS6001B, 7001EA, 9001E).

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Características de desempenho da turbina a gás GE A perda na admissão de 4 polegadas (10 mbar) H20 produz: Perda de saída de potência de 1,42% Aumento de eficiência térmica de 0,45% Aumento da temperatura de exaustão de 1.9 F (1,1 C) A perda na exaustão de 4 polegadas (10 mbar) H20 produz: Perda de saída de potência de 0.42% Aumento de eficiência térmica de 0.42% Aumento da temperatura de exaustão de 1.9 F (1,1 C) GT18238C

Figura 12. Efeitos da queda de pressão (MS7001EA)

Combustíveis O trabalho de uma turbina a gás pode ser definido como o produto da vazão da massa, energia térmica no gás em combustão (Cp) e o diferencial de temperatura ao longo da turbina. A vazão de massa nessa equação é a soma da vazão de ar do compressor e da vazão de combustível. A energia térmica é uma função dos elementos no combustível e dos produtos da combustão.

As Tabelas 1 e 2 mostram que o gás natural (metano) produz cerca de 2% mais saída que o óleo destilado. Isso se deve ao maior calor específico nos produtos de combustão do gás natural, resultante do maior conteúdo de vapor de água produzido pela maior razão hidrogênio/carbono do metano. Esse efeito é observado mesmo embora a vazão de massa (lb/h) do metano seja menor que a vazão de massa de combustível destilado. Aqui os efeitos do calor específico foram maiores que e em oposição aos efeitos da vazão de massa. A Figura 13 mostra o efeito total dos vários combustíveis na saída da turbina. Esta curva utiliza o metano como combustível básico.

Embora não exista um claro relacionamento entre o menor valor de aquecimento do combustível (LHV) e a saída, é possível fazer algumas suposições gerais. Se o combustível consiste apenas de hidrocarbonetos sem gases inertes e sem átomos de oxigênio, a saída aumenta com o aumento do LHV.Aqui os efeitos do Cp são maiores que os efeitos da vazão de massa. Também, com o aumento dos gases inertes, a redução no LHV fornecerá um aumento na saída. Esse é o principal impacto dos combustíveis tipo IGCC que possuem grandes quantidades de gás inerte no combustível. Essa adição de vazão de massa, que não é comprimida pelo compressor da turbina a gás, aumenta a saída da turbina. A potência do compressor praticamente não se altera. Diversos efeitos colaterais devem ser considerados ao queimar esses tipos de combustíveis de menor valor de aquecimento: ■ O aumento da vazão de massa na turbina aumenta a razão de pressão do compressor, o que eventualmente ultrapassa o limite de surto do compressor ■ A maior potência da turbina pode exceder os limites de torque de falha. Em muitos casos, poderá ser necessário um gerador maior e outro equipamento acessório. ■ Altos volumes de combustível aumentam a tubulação de combustível e os tamanhos das válvula (e aumentam os custos). Gases de carvão de baixo ou médio Btu são frequentemente fornecidos em altas temperaturas, o que aumenta ainda mais seu volume de fluxo

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LHV-Btu/lb (Milhares)

Kcal/kg (Milhares)

Características de desempenho da turbina a gás GE

Saída – Percentual Figura 13. Efeito do valor do aquecimento do combustível na saída ■ Os gases de menor Btu frequentemente são saturados com água antes de serem injetados na turbina. Isso aumenta os coeficientes de transferência de calor dos produtos da combustão e aumenta as temperaturas do metal na seção da turbina que possa necessitar de uma menor temperatura de disparo para preservar a vida útil das peças. ■ À medida que o valor de Btu cai, mais ar é necessário para queimar o combustível. Máquinas com altas temperaturas de disparo podem não serem capazes de queimar gases de baixo Btu ■ A maioria dos gaseificadores por insuflação de ar utilizam o ar fornecido pela descarga do compressor da turbina a gás ■ A habilidade de extrair o ar deve ser avaliada e fatorada no balanceamento geral de calor e material

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Como resultado dessas influências, cada modelo de turbina terá algumas orientações da aplicação sobre fluxos, temperaturas e saída do eixo para preservar a vida útil do projeto. Na maior parte dos casos da operação com combustíveis com menor valor de aquecimento, pode ser assumido que a saída e a eficiência serão iguais ou maiores que a obtida com gás natural. No caso de combustíveis de maior valor de aquecimento, tal como gases de refinaria, a saída e a eficiência podem ser iguais ou menores que a obtida com gás natural.

Aquecimento do combustível A maioria das instalações de turbinas de ciclo combinado são projetadas para máxima eficiência. Essas instalações normalmente utilizam aquecedores de gás combustível integrados. O combustível aquecido resulta em maior eficiência da turbina devido ao fluxo reduzido de combustível necessário para elevar a temperatura total do gás à temperatura de disparo. O aquecimento de combustível resultará em uma saída ligeiramente menor da turbina a gás devido à redução incremental do volume do fluxo. A fonte de calor para o combustível tipicamente é a água de alimentação IP. Como o uso dessa energia no sistema de aquecimento de combustível da turbina a gás é termodinamicamente vantajoso, a eficiência do ciclo combinado é aumentada em aproximadamente 0,6%.

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Características de desempenho da turbina a gás GE

Com injeção de 5% de vapor

Saída % Sem injeção de vapor

Temperatura na admissão do compressor

% efeito na eficiência térmica

Desde o início dos anos 70 a GE vem usando a injeção de água ou vapor para o controle de NOx visando atender os regulamentos estaduais e federais aplicáveis. Isto é obtido pela admissão de água ou vapor na área da tampa ou "extremidade do cabeçote" do revestimento de combustão. Cada configuração de máquina e combustor possui limites nos níveis de injeção de água ou vapor para proteger o sistema de combustão e a seção da turbina. Dependendo da quantidade de injeção de água ou vapor necessária para obter o nível desejado de NOx, a saída aumentará devido à vazão de massa adicional.

Geralmente, até 5% do fluxo de ar do compressor pode ser extraído da carcaça da descarga do compressor sem modificações na carcaça ou na tubulação na base. A pressão e a temperatura do ar dependerão do tipo de máquina e das condições do local. Uma extração de ar entre 6% e 20% pode ser possível, dependendo da configuração da máquina e do combustor, com algumas modificações na carcaça, tubulação e controles. Tais aplicações devem ser revistas caso a caso. As extrações de ar acima de 20% necessitarão de modificações extensas na carcaça da turbina e na configuração da unidade. A Figura 15 mostra o efeito da extração de ar na saída e na eficiência térmica.

% efeito na saída

Injeção de diluente

Temperatura ambiente

Figura 14. Efeitos da injeção de vapor na saída e na eficiência térmica

A Figura 14 mostra o efeito da injeção de vapor na saída e na eficiência térmica para uma MS7001EA. Essas curvas assumem que o vapor está livre no ciclo da turbina a gás, melhorando assim a eficiência térmica. Como utiliza-se mais combustível para elevar a água às condições do combustor que o vapor, a injeção de água não resulta em uma melhora da eficiência térmica. Extração de ar

Figura 15. Efeitos da extração de ar na saída e na eficiência térmica

Melhorias do desempenho Geralmente não é possível o controle de alguns dos fatores que afetam o desempneho da turbina a gás. A localização planejada e a configuração da instalação (tal como ciclo simples ou combinado) determinam a maioria desses fatores. Caso seja necessária uma saída adicional, várias possibilidades para melhoria do desempenho devem ser consideradas.

Em algumas aplicações de turbinas de gás, pode ser desejável extrair ar do compressor. Como regra prática, cada 1% na extração de ar resulta em uma perda de 2% na potência.

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Características de desempenho da turbina a gás GE

Como mostra a Figura 16, os maiores ganhos do resfriamento evaporativo são obtidos em climas quentes, de baixa umidade. Deve ser observado que o resfriamento evaporativo é limitado a temperaturas ambientes de 59 F/15 C ou superior (temperatura na admissão do compressor >45 F/7.2 C) devido ao risco de congelamento no compressor. A informação apresentada na Figura 16 se baseia em um resfriador evaporativo com eficácia de 85%. A eficácia é uma medida de quão próxima a temperatura de saída do resfriador se aproxima da temperatura ambiente de bulbo úmido. Para a maioria das aplicações, os resfriadores com uma efetividade de 85% ou 90% fornecem o benefício mais econômico.

Umidade relativa %

% aumento na saída % redução na eficiência térmica

A curva do efeito do ambiente (veja a Figura 9) mostra claramente que a saída da turbina e a eficiência térmica são otimizadas com a redução da temperatura da admissão do compressor. A redução da temperatura na admissão do compressor pode ser obtida instalando-se um resfriador evaporativo ou refrigerador da admissão na tubulação de admissão após os filtros de admissão. É necessário cuidadosa aplicação desses sistemas, já que a condensação ou arrasto de água pode exarcebar os detritos no compressor e degradar o desempenho. Esses sistemas normalmente são seguidos por separadores de umidade ou placas de coalescência para reduzir a possibilidade do arrasto de umidade.

Umidade relativa %

Resfriamento da admissão

Temperatura ambiente

Figura 16. Efeitos do resfriamento evaporativo na saída e na eficiência térmica Os refrigeradores, diferentemente dos resfriadores evaporativos, não ficam limitados pela temperatura ambiente de bulbo úmido. A temperatura alcançável só é limitada pela capacidade do dispositivo refrigerador em produzir o refrigerante e a capacidade das serpentinas de transferirem calor. O resfriamento inicialmente segue uma linha de umidade específica, como mostrado na Figura 17.

Gráfico psicrométrico (simplificado)

Btu por libra de ar seco

Processo de resfriamento evaporativo Umidade específica Processo de resfriamento na admissão

Temperatura de bulbo seco GT21141D

Figura 17. Processo de resfriamento na admissão

GE Power Systems „ GER-3567H „ (10/00)

13

Características de desempenho da turbina a gás GE Com a aproximação da saturação, a água começa a se condensar a partir do ar, e são utilizados eliminadores de névoa. Uma transferência de calor adicional resfria o condensado e o ar, causando mais condensação. Devido ao relativo alto calor da vaporização da água, a maior parte da energia de resfriamento nesse regime vai para a condensação e pouca vai para a redução de temperatura.

Reconhecendo-se as menores horas de operação, é possível aumentar a temperatura de disparo para gerar mais saída. A penalidade para esse tipo de operação são menores intervalos de inspeção. Apesar disso, operar uma MS5001, MS6001 ou MS7001 no pico deve ser uma maneira de obter mais quilowatts com custo compensador, sem a necessidade de equipamento periférico.

Injeção de vapor e água para aumento de potência

Os geradores utilizados com turbinas a gás também apresentam os valores nominais que são obtidos pela operação em fatores de potência mais altos ou aumentos de temperatura. Os valores nominais dos ciclos de pico são valores personalizados para a missão da turbina, considerados as partidas e as horas de operação. Temperaturas de disparo entre a base e o pico podem ser selecionadas para maximizar as capacidades de potência da turbina enquanto se mantendo dentro do envelope limite de partidas no intervalo de reparo da seção quente da turbina. Por exemplo, a 7EA pode operar durante 24 mil horas com gás combustível na carga básica, como definido. O limite de partidas no intervalo de reparo da seção quente é de 800 partidas.

A injeção de vapor ou água na extremidade do cabeçote do combustor para a redução de NOx aumenta a vazão de massa, e com isso, a saída. Geralmente, a quantidade de água é limitada à quantidade necessária para atender os requisitos de NOX para minimizar o custo de operação e o impacto nos intervalos de inspeção. A injeção de vapor para aumento da potência tem sido uma opção disponível nas turbinas a gás da GE há mais de 30 anos. Quando o vapor é injetado para o aumento de potência, ele pode ser introduzido na carcaça de descarga do compressor da turbina a gás bem como no combustor. O efeito na saída e na eficiência térmica é o mesmo como o mostrado na Figura 14. As turbinas a gás da GE são projetadas para permitir até 5% do fluxo de ar do compressor para a injeção de vapor no combustor e na descarga do compressor. O vapor deve conter um superaquecimento de 50 F/28 C e estar a uma pressão comparável às pressões do gás combustível. Quando o vapor ou água é utilizado para o aumento de potência, o sistema de controle normalmente é projetado para permitir apenas a quantidade necessária para a redução de NOX até que a máquina atinja a carga base (total). Nesse ponto, vapor ou água adicional pode ser admitido através do controle do regulador.

Valor nominal de pico Os valores de desempenho listados na Tabela 1 são valores nominais com carga básica. A ANSI B133.6 – Valores nominais e desempenho define carga básica como uma operação durante 8.000 horas por ano com 800 horas por partida. Ela também define a carga de pico com uma operação de 1250 horas por ano com 5 horas por partida.

GE Power Systems „ GER-3567H „ (10/00)

Para um ciclo de pico de cinco horas por partida, o intervalo de reparo da seção quente ocorreria em 4 mil horas, o que corresponde a uma operação nas temperaturas de disparo de pico. Missões da turbina entre 5 horas por partida e 800 horas por partida podem permitir que as temperaturas de disparo aumentem acima da base mas abaixo do pico, sem sacrifício de horas para o reparo da seção quente. A injeção de água para o aumento de potência pode ser fatorada dentro do valor nominal do ciclo de pico para maximização adicional da saída.

Degradação do desempenho Todas as máquinas turbo sofrem perdas de desempenho ao longo do tempo. A degradação do desempenho da turbina agás pode ser classificada como uma perda recuperável ou não-recuperável. A perda recuperável é normalmente associada ao acúmulo de detritos no compressor e pode ser parcialmente sanada através de lavagem com água, ou de forma mais completa, pela limpeza mecânica das lâminas e palhetas do compressor após a abertura da unidade.

14

Características de desempenho da turbina a gás GE A perda não-recuperável deve-se principalmente às folgas crescentes na turbina e no compressor e mudanças no acabamento da superfície e no contorno do aerofólio. Como essa perda é causada pela redução das eficiências dos componentes, ela não pode ser recuperada através de procedimentos operacionais, manutenção externa ou limpeza do compressor, mas apenas pela substituição das peças afetadas nos intervalos de inspeção recomendados. A quantificação da degradação do desempenho é difícil porque existe dificuldade na obtenção de dados de campo válidos e consistentes. A correlação entre vários locais de instalação é impactada por variáveis como modo de operação, contaminantes no ar, umidade, combustível e níveis de injeção de diluentes para o NOx. Outro problema é que os instrumentos de teste e os procedimentos variam grandemente, normalmente com largas tolerâncias. Tipicamente, a degradação de desempenho durante as primeiras 24 mil horas de operação (o intervalo normalmente recomendado para uma inspeção da rota do gás quente) é de 2% a 6% das medições de teste de desempenho quando corrigido para as condições garantidas. Isso assume que as peças degradadas não são substituídas. Se substituídas, a degradação de desempenho esperada é de 1% a 1,5%. Experiência em campo recente indica que a lavagem frequente com água fora de linha não só é eficaz na redução da perda recuperável, mas também reduz a taxa da perda não-recuperável. Uma generalização que pode ser feita a partir desses dados é que máquinas localizadas em climas secos e quentes tipicamente degradam menos do que aquelas em climas úmidos.

Procedimentos de teste e métodos de cálculo são padronizados com base naqueles descritos no Código de teste de desempenho PTC-22-1997 da ASME, "Gas Turbine Power Plants" (Usinas geradoras de energia com turbinas a gás). Antes dos testes, todos os instrumentos da estação utilizados para a coleta de dados devem ser inspecionados e calibrados. O teste deve consistir de pontos de teste suficientes para garantir a validade da configuração de teste. Cada ponto de teste deve consistir de pelo menos quatro conjuntos completos de leituras efetuadas em um intervalo de 30 minutos enquanto operando na carga básica. Conforme a ASME PTC-22-1997, a metodologia de correção dos resultados do teste para garantir as condições e as incertezas das medições (aproximadamente 1% na saída e na eficiência térmica quando testando com gás combustível) deve ser feita em concordância entre as partes antes do início dos testes.

Resumo Este documento revisou os princípios termodinâmicos das turbinas a gás de um e dois eixos e discutiu as características do ciclo dos diversos modelos da turbinas a gás oferecidas pela GE. Os valores nominais da linha de produtos foram apresentados e os fatores que afetam o desempenho foram discutidos juntamente com os métodos para otimizar a saída da turbina a gás. As turbinas a gás para serviço pesado da GE atendendo a usuários industrais, de serviços públicos e cogeração apresentam um histórico comprovado de desempenho e confiabilidade sustentados. A GE está comprometida em fornecer a seus clientes o mais moderno em projetos de equiapmentos e avanços para atender às necessidades de potência com alta eficiência térmica.

Verificação do desempenho da turbina a gás Uma vez instalada a turbina, normalmente é feito um teste de desempenho para determinar o desempenho da usina geradora de energia. Dados de potência, combustível, consumo de calor e outros dados complementares suficientes devem ser registrados para permitir que o teste de desempenho tal como testado seja corrigido para a condição de garantia. Preferencialmente, esse teste deve ser feito assim que praticável, com a unidade em condição nova e limpa. De um modo geral, a máquina é considerada estar em condição de nova e limpa se ela possui menos de 200 horas disparadas de operação.

GE Power Systems „ GER-3567H „ (10/00)

15

Características de desempenho da turbina a gás GE Lista de figuras Figura 1. Figura 2. Figura 3. Figura 4. Figura 5. Figura 6. Figura 7. Figura 8. Figura 9. Figura 10. Figura 11. Figura 12. Figura 13. Figura 14. Figura 15. Figura 16. Figura 17.

Designação do modelo de turbina a gás para serviço pesado Turbina de ciclo simples, eixo único Turbina de ciclo simples, dois eixos Ciclo Brayton Comparação do bocal de primeiro estágio resfriado a ar versus resfriado a vapor Definição da temperatura de disparo Termodinâmica da turbina a gás Ciclo combinado Efeito da temperatura ambiente Curva de correção de altitude Curva do efeito da umidade Efeitos da queda de pressão (MS7001EA) Efeito do valor do aquecimento do combustível na saída Efeitos da injeção de vapor na saída e na eficiência térmica Efeitos da extração de ar na saída e na eficiência térmica Efeitos do resfriamento evaporativo na saída e na eficiência térmica Processo de resfriamento na admissão

Lista de tabelas Tabela 1. Características de desempenho da turbina a gás GE – Valores nominais da turbina a gás de acionamento de gerador Tabela 2. Características de desempenho da turbina a gás GE – Valores nominais da turbina a gás de acionamento mecânico

GE Power Systems „ GER-3567H „ (10/00)

16

131E8809 GENERAL DOCUMENTATION-GENERAL ARRANGEMENT GENERAL LAYOUT DOCUMENTAÇÃO GERAL - DISPOSIÇÃO GERAL ENGLISH GENERAL DOCUMENTATION-GENERAL ARRANGEMENT GENERAL LAYOUT

TT_e0719 000-ga 001_c_PT

PORTUGUÊS DOCUMENTAÇÃO GERAL - DISPOSIÇÃO GERAL

Rev. C

10/10/2016 1/1

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( 

'7& '7&

,0

;

9,(11(7&$7+(5,1(

*(1(5$//$40 Hr.)

de operação relevante e as TIL quando aplicável. Como melhor prática, as

A Figura F-1 também fornece linhas de orientação para rearranques quentes. Quando for necessário um rearranque imediato, recomendamos que o rotor seja colocado na engrenagem rotativa durante uma hora após uma explosão com carga, uma explosão a partir da velocidade máxima sem carga ou a partir 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

Factor de manutenção típica (com base em

uma hora, aplicam-se então os factores de 2. Podem ser necessários períodos mais longos de funcionamento da

arranques) •

Perfil operacional é específico da aplicação

engrenagem giratória antes de um arranque a frio ou um rearranque a

•

Intervalo de inspecção é específico da aplicação

quente se for detectada curvatura. Os dados de vibração registados durante a velocidade de arranque podem ser utilizados para confirmar se a

Figura 23. Perfil operacional típico da turbina a gás 7F

curvatura do rotor está em níveis aceitáveis e se a sequência de arranque Unidade de linha de base

pode ser iniciada. Os utilizadores devem ter como referência o Manual de

Serviço cíclico

Operações e Manutenção e as TIL apropriadas para obterem instruções e informações específicas para as suas unidades.

6 Arranques/Semana 16 Horas/Arranques

Peças da combustão

4 Interrupção/Ano de Manutenção Um sistema de combustão normal contém peças de transição, camisas de

50 Semanas/Ano

combustão, mangas de fluxo, conjuntos de terminais de distribuição

4800 Horas/Ano

contendo bocais e cartuchos de combustível, tampas das extremidades e

300 Arranques/Anos

coberturas das extremidades, bem como outro equipamento incluindo

0 Explosões/Ano

tubos de fogo cruzado, velas e detectores de chama. Além disso, podem

1 Factor de Manutenção

existir vários componentes de fornecimento de combustível e de ar, tais

12 Arranques Frios/Ano (inactivo >40 h)

4%

como válvulas de purga ou retenção e mangueiras flexíveis. A GE oferece

39 Arranques 2 morno/Ano (inactivo 20-40 h)

13%

vários tipos de sistemas de combustão incluindo os combustores padrão, os

82%

combustores silenciosos multi-bocais (MNQC), os combustores de ciclo

246 Arranques 1 morno/Ano (inactivo 4-20 h) 3 Arranques 2 quente/Ano (inactivo 1-4 h)

Unidade de linha de base atinge factor de manutenção = 1

1%

combinado de gasificação integrada (IGCC) e os combustores de NOx seco baixo (DLN). Cada um destes sistemas de combustão tem características de funcionamento únicas e modos de operação com respostas diferentes a

Figura 24. Linha de base para definição de factor de manutenção com base no

variáveis operacionais que afectam os requisitos de manutenção e

número de arranques

renovação. Os sistemas de combustão DLN usam vários modos de combustão para 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.

GE Power & Water | GER-3620M_PT (05/14)

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• O funcionamento em modo contínuo é definido como o funcionamento num

descritas aqui não sejam comprometidas. Para além disso, a GE encoraja a

modo de combustão durante mais tempo do que o que é necessário durante

monitorização e a combustão dinâmica durante a operação da turbina

o arranque/encerramento normal.

através de uma variedade de temperaturas e cargas ambientes.

• O funcionamento em modo prolongado é definido como o funcionamento

A desmontagem de combustão é realizada no decurso de inspecções de

num modo de combustão a uma temperatura de explosão superior à

combustão agendadas (CI). Directrizes de intervalo de inspecção estão

temperatura de transferência para o modo de combustão seguinte.

incluídas na Figura 39. É esperado e recomendado que os intervalos sejam

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

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

recomendado devido ao seu efeito sobre a vida útil do equipamento de

o intervalo de inspecção da combustão for alargado. Por exemplo, um

combustão, tal como mostrado na Figura 25. A utilização de modos de

componente que tem 8.000 horas de intervalo de inspecção de combustão

combustão não-PM tem os seguintes efeitos sobre a manutenção:

e um intervalo de substituição de seis CI, teria 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 quatro intervalos CI se o intervalo de inspecção fosse alargado para 12.000 horas (para manter um intervalo de substituição de 48.000 horas).

• O funcionamento pré-misturado pilotado prolongado DLN 2.0/DLN 2+ resulta num factor de manutenção de 10.

Quanto às peças de combustão, as condições de funcionamento da linha de base que resultam num factor de manutenção de unidade são arranques de explosão e encerramentos com a carga base com gás

• O funcionamento em modo contínuo nos modos lean-lean (L-L), pré-

natural combustível sem injecção de vapor ou água. Factores que

misturado sub-pilotado (sPPM) e pré-misturado pilotado (PPM) não é recomendado uma vez que irá acelerar a degradação do equipamento de

aumentam o factor de manutenção baseado em horas incluem a operação de pico de carga, combustíveis destilados ou pesados, e vapor ou injecção

combustão.

de água. Factores que aumentam o factor de manutenção baseado em • Para além disso, o funcionamento cíclico entre os modos de pré-mistura

arranques incluem início de carga de pico/ciclos de paragem, combustíveis

pilotada e de pré-mistura leva a cargas térmicas na linha de combustão e

destilados ou pesados, injecção de vapor ou água, explosões e arranques

peças de transição parecidas com as cargas durante o ciclo de

de pico rápido.

arranque/fecho.

Peças do Compressor ~85% TNH FSNL Combustor

Carga total

Alta

A maioria das turbinas a gás GE tem entrada, compressor, descarga de

Efeito do modo de combustão na vida do equipamento

primário Difusão L-L/sPPM

Pré-misturado

compressor e caixas de turbina para além de estruturas de exaustão.

L-L prolongado

Barreiras interiores são tipicamente anexadas à caixa de descarga do compressor. Estas caixas fornecem um apoio primário para rolamentos,

Pré-misturado PPM prolongado

Baixa

Figura 25. O efeito de modo de combustão DLN na vida útil do equipamento de combustão

rotor e equipamento de caminho de gás. O exterior de todas as caixas deverá ser inspeccionado visualmente para verificação de sinais de rachas, equipamento solto e deslizamento do compressor a cada combustão, percurso de gás quente e corte principal. O

O funcionamento em modo contínuo de combustores DLN 2.6/DLN 2.6+ não irá

interior de todas as caixas deverá ser inspeccionado sempre que possível.

acelerar a degradação do equipamento de combustão.

O nível de corte determina que interiores da caixa são acessíveis à

Outro factor que pode afectar a manutenção do sistema de combustão é a

inspecção visual. As inspecções com boroscópio são recomendadas para

dinâmica da acústica. A dinâmica da acústica são oscilações de pressão

caixas de entrada, caixas do compressor e caixas de descarga do

geradas pelo sistema de combustão, que, se tiver uma magnitude

compressor durante inspecções com boroscópio de caminho de gás. Todas

suficientemente elevada, pode levar a um desgaste significativo e ao

as superfícies de caixa interior deverão ser visivelmente inspeccionadas

aparecimento de rachas de combustão ou componentes do percurso do gás

durante um corte maior.

quente. É prática da GE afinar o sistema de combustão a níveis de dinâmica acústica suficientemente baixos para assegurar que as práticas de manutenção

16

As áreas de inspecção chave estão listadas abaixo. • Orifícios dos parafusos • Pinos de blindagem e orifícios de boroscópio na concha da turbina (caixa)

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. Os difusores de exaustão estão sujeitos a temperaturas do caminho de gás elevadas e vibração devido à operação da turbina a gás normal. Devido ao ambiente operativo extremo e à natureza operativa cíclica das turbinas a

• Ganchos do estator do compressor

gás, os difusores de exaustão poderão desenvolver rachas nas superfícies

• Ganchos de blindagem da concha da turbina

da folha de metal e juntas soldadas utilizadas para a construção do difusor.

• Escoras da caixa de descarga do compressor

temperaturas. Os difusores de exaustão deverão ser inspeccionados para

• Barril interno e parafusos de barril interno

verificação de rachas e erosão a cada combustão, caminho de gás quente

Para além disso, pode ocorrer erosão devido à operação alargada a altas

e corte principal. • Ganchos e superfícies do rolamento da caixa de entrada Além disso, os selos flex, selos L e gaxetas de junta horizontais deverão ser • Caixa de entrada e chavetas da estrutura de exaustão e gonzos

inspeccionados visualmente/através de boroscópio para sinais de desgaste

• Colectores de extracção (para objectos estrangeiros)

ou dano a cada combustão, caminho de gás quente e corte principal. A GE recomenda que os selos com sinais de desgaste ou dano sejam

Peças do Difusor do Exaustor

substituídos.

Os difusores de exaustão GE vêm nas configurações radiais ou axiais

Resumindo, as áreas chave a ser inspeccionadas estão listadas abaixo.

como mostrado nas Figuras 26 e 27 abaixo. Ambos os tipos de difusores

Qualquer dano deverá ser reportado à GE para reparações recomendadas.

são compostos de uma secção à frente e atrás. Os difusores à frente são

• Flange de carga do difusor à frente (6F)

normalmente difusores axiais, enquanto os difusores atrás podem ser axiais ou radiais.

• Borda de ataque e borda de fuga do aerofólio na escora do difusor • Pás rotativas e difusores radiais (6B, classe-E) • Conjuntos de isolamento em superfícies interiores e exteriores • Pontos de anexação do anel do grampo para estrutura de exaustão (apenas corte principal) • Selos flex e selos 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 operar numa faixa Figura 26. Difusor Axial de Classe-F

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 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 incluílos no plano de manutenção para a turbina a gás.

Figura 27. Difusor Radial de Classe-E

GE Power & Water | GER-3620M_PT (05/14)

17

Algumas turbinas são obrigadas a cumprir requisitos operacionais que se destinam a manter a estabilidade da rede sob súbitas mudanças de carga

Funcionamento a Alta Velocidade Tfire constante

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 especificação. Se esta queda de potência normal com velocidade resultar em cargas inferiores ao mínimo definido, a turbina deve

Factor de Manutenção (MF)

ou de capacidade. A maioria dos códigos requer que as turbinas

compensar. A sobre-explosão da turbina é a opção de compensação mais óbvia, mas outros meios, como utilizar a lavagem da água, condensação da % da velocidade

entrada ou refrigeração evaporativa, têm algum potencial como acção de compensação. Pode ter de ser aplicado um factor de manutenção a alguns destes métodos. Além disso, o funcionamento sem frequência, incluindo transientes de rede rápidos, podem expor as lâminas a excitações que

Figura 28. Factor de manutenção para funcionamento a alta velocidade constante TF

Condição e Desempenho do Compressor

podem resultar na resposta ressonante das lâminas e redução da vida de fadiga.

Os custos de manutenção e operação também são influenciados pela qualidade do ar que a turbina consome. Além dos efeitos negativos dos

É importante compreender que o funcionamento em condições de sobre-

contaminantes atmosféricos nos componentes do percurso de gás

frequência não troca um-para-um por períodos em condições de sub-

aquecido, os contaminantes, como o pó, o sal e o óleo podem provocar

frequência. Tal como foi discutido mais acima na secção da temperatura de

erosão nas lâminas do compressor, corrosão e sujidade.

explosão, o funcionamento em condições de explosão de pico tem um relacionamento logarítmico não linear com o factor de manutenção.

A sujidade pode ser provocada pela entrada de partículas submicrónicas de sujidade no compressor bem como pela entrada de vapores de óleo, fumos

O funcionamento de sobre-frequência ou a alta velocidade também pode

sal marítimo e vapores industriais. A corrosão das lâminas do compressor

introduzir condições que afectam a manutenção da turbina e intervalos de

provoca corrosão na superfície da lâmina que, além de aumentar a

substituição de peças. Se a velocidade for aumentada acima da velocidade

irregularidade da superfície, também serve como local potencial para se

nominal, os componentes rotativos vêm um aumento na tensão mecânica

iniciarem rachas provocadas por fadiga. Estas irregularidades da superfície

proporcional ao quadrado do aumento de velocidade. Se a temperatura de

e alterações de contorno das lâminas irão reduzir o fluxo de ar e eficácia do

explosão for mantida constante na condição de alta velocidade, a taxa de

compressor que, por sua vez, reduz a potência da turbina a gás e a eficácia

consumo da vida útil dos componentes rotativos do percurso de gás

térmica geral. Em geral, a deterioração do compressor de fluxo axial é a

aquecido irá aumentar como ilustrado na Figura 28 onde uma hora de

causa principal da perda de potência e eficácia na turbina. As perdas

funcionamento a uma velocidade de 105% é equivalente a duas horas à

recuperáveis, atribuíveis à sujidade da lâmina do compressor, são

velocidade nominal.

normalmente responsáveis por 70 a 85 por cento das perdas de

Se o funcionamento a alta velocidade representar uma pequena fracção de

desempenho vistas. Tal como ilustra a Figura 29 , a sujidade do compressor

um perfil de funcionamento da turbina, este efeito na vida das peças pode,

ao ponto de reduzir o fluxo de ar em 5%, irá reduzir a potência em 8% e

por vezes, ser ignorado. No entanto, se esperar um funcionamento

aumentar a taxa de calor em até 3%. Felizmente, muito pode ser feito

significativo a alta velocidade sendo mantida uma temperatura de explosão

através de um funcionamento adequado e procedimentos de manutenção

nominal, as horas acumuladas têm de ser registadas e incluídas no cálculo

ambos para minimizar perdas de tipo de sujidade e para limitar o depósito

do factor de manutenção geral da turbina e o programa de manutenção

de elementos corrosivos. Estão disponíveis sistemas de lavagem do

tem de ser ajustado para reflectir o funcionamento a alta velocidade.

compressor em linha para manter a eficácia do compressor lavando-o quando está carregado, antes de ocorrer sujidade significativa. Os sistemas fora de 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 lâminas 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

Perda de Potência

Perda de Fluxo de Ar de 5%

injectam 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 tem mostrado que, dependendo da qualidade da água usada, o silenciador de entrada e material de condutas

podem ser severos com pulverizadores de entrada. Da mesma forma, a Diminuição de Rácio de Pressão Figura 29. Deterioração do desempenho da turbina a gás devido a sujidade na lâmina do compressor

transferência de refrigeradores evaporativos e lavagem com água mais do que o recomendado pode degradar o compressor Figura 30 mostra degradação a longo prazo das propriedades do material resultante do

Existem também perdas não recuperáveis. No compressor, estas são

funcionamento do compressor num ambiente húmido. A norma da

normalmente provocadas por irregularidades na superfície da lâmina não

qualidade da água que se deve ter em consideração pode ser encontrada

relacionadas com o depósito, a erosão e atrito da ponta das lâminas. Na

em GEK-101944, "Requisitos de Pureza da Água/Vapor em Turbinas a Gás".

turbina, a área da garganta do bocal altera-se, a folga na ponta 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.

Limpeza do óleo de lubrificação

Para turbinas com lâminas de compressor AISI 403, a presença de transferência de água irá reduzir a força da fadiga da lâmina num máximo de 30% e aumentar a velocidade de propagação de rachas numa lâmina se a lâmina apresentar algum defeito. A transferência também sujeita as lâminas 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 lâmina. As picadas são induzidas pela corrosão e o material das lâminas corroídas pode ter uma resistência de apenas 40% do valor original. Esta condição é excedida pelo

O óleo de lubrificação contaminado ou deteriorado pode provocar o

tempo de paragem em ambientes húmidos, afectando a corrosão por

desgaste e danos nas superfícies dos revestimentos dos rolamentos. Podem

humidade.

levar a períodos de interrupção alargados e a reparações dispendiosas. A amostragem de rotina do óleo de lubrificação da turbina quanto a viscosidade adequada, composição química e contaminação é uma parte essencial de um plano de manutenção completo.

Efeito de Ambiente Corrosivo •

Reduz a Força de Resistência do Material das Pás

•

A Corrosão Provoca Fadiga Causada pela Tensão Localizada

Deve obter-se uma amostra do óleo lubrificante e realizar um teste de

Sensibilidade de Fadiga ao Ambiente

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 GEK110483, “Requisitos de Limpeza para Instalação, Comissionamento e Manutenção da Central Eléctrica.” No mínimo, deve obter-se uma amostra do óleo lubrificante trimestralmente; no entanto, recomenda-se a amostragem mensal.

Rácio de Tensão Alternativa

acordo com GEK-32568, “Recomendações de óleo de lubrificação para Vapor húmido H2O ácido 180 °F Corroído no Ar

Estimativa de Resistência à Fadiga (107 ciclos) para Lâminas AISI 403 Figura 30. Degradação das propriedades do material num ambiente húmido

GE Power & Water | GER-3620M_PT (05/14)

19

O material não revestido da GTD-450TM é relativamente resistente à corrosão ao

A inspecção de desmontagem requer a abertura da turbina para a

passo que a AISI 403 não revestida é bastante susceptível. A susceptibilidade

inspecção dos componentes internos. As inspecções de desmontagem

relativa de vários materiais de lâminas do compressor e revestimentos é

vão da inspecção de combustão à inspecção do percurso do gás

mostrada na Figura 31. Como observado em GER-3569, revestimentos à base de

quente à inspecção principal, como mostrado na Figura 32. Os detalhes

alumínio (Al) são susceptíveis a danos de erosão levando a secções

de cada uma destas inspecções são descritos abaixo.

desprotegidas da lâmina. Por causa disto, foi criado o revestimento GECC-1TM que combina os efeitos de um revestimento Al, para evitar a corrosão, e uma camada

Inspecções de emergência

superior de cerâmica para evitar a erosão. As gotículas de água irão provocar a

As inspecções de emergência são realizadas em todas as turbinas a

erosão na extremidade dianteiras primeiras fases do compressor. Esta erosão, se

gás, mas mantêm-se específicas às turbinas a gás utilizadas em

estiver suficientemente desenvolvida, pode levar a um aumento do risco de falha

serviços de trabalho de pico e intermitentes onde a fiabilidade do

das lâminas.

arranque é uma preocupação principal. Esta inspecção inclui a assistência de rotina ao sistema da bateria, a mudança de filtros, a verificação dos níveis de óleo e água, relés de limpeza e verificação das calibrações do dispositivo. A assistência pode ser realizada nos

Sem revestimento

períodos fora de pico sem interromper a disponibilidade da turbina. Um Revestimentos de Pastas de Al

teste de arranque periódico é uma parte essencial da inspecção de

NiCd+ Revestimentos Superiores

emergência. O Manual de Funcionamento e Manutenção, bem como os Livros de

Cerâmica

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

Sem revestimento

para a manutenção de emergência encontram-se as especificações de Melhor

Pior

Resistência à Corrosão Relativa

controlo, os esquemas das tubagens e os elementos eléctricos. Estes desenhos fornecem as calibrações, os limites de funcionamento, as

Figura 31. Susceptibilidade dos materiais e revestimentos da lâmina do

características de funcionamento e sequenciação de todos os

compressor

dispositivos de controlo. Estas informações devem ser utilizadas

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 lâmina. 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

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

entrada ou boca de sino. Se este for o caso, são necessárias inspecções e manutenções adicionais, conforme apresentado na TIL e GEKs aplicáveis.

As inspecções de funcionamento são compostas pela observação geral e continuada feita durante o funcionamento de uma unidade. Isto

Inspecções de manutenção

começa pelo estabelecimento de dados de funcionamento de linha de base durante o arranque de uma nova unidade e depois de qualquer

Os tipos de inspecções de manutenção podem ser vastamente classificados

trabalho de desmontagem de maior. Esta linha de base serve então

como inspecções em modo standby, em modo de execução e de desmontagem.

como referência a partir da qual pode ser medida a deterioração

A inspecção de emergência é realizada durante os períodos fora de pico, quando

subsequente da unidade.

a unidade não está a funcionar, e inclui assistência de 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.

Devem ser recolhidos dados para estabelecer os parâmetros de arranque normais do equipamento, bem como os parâmetros estáveis principais do funcionamento. O estado estável é definido sob condições, mediante as quais não ocorre uma variação de mais de 5°F/3°C na temperatura da cavidade entre as rodas num período de tempo de 15 minutos.

20

Inspecção-geral INSPECÇÃO DO PERCURSO DO GÁS AQUECIDO

Inspecções de desmontagem • • •

Combustão Percurso do gás aquecido Maior

Inspecção de combustão

Figura 32. Turbina a gás de alta resistência 7E.03 – inspecções de desmontagem

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 controlo operacional, resumidos na Figura 33, , incluem: carga versus temperatura de escape, nível de vibração, fluxo de

• Velocidade • Carga • Arranques incendiados • Horas de explosão • Temperaturas

combustível e pressão, temperatura do rolamento de metal, pressão do

-

óleo lubrificante, temperaturas de gases de escape, variação da propagação da temperatura de escape, tempo de inicialização e tempo de desaceleração. Esta lista apresenta apenas o mínimo e devem ser

-

usados outros parâmetros, conforme necessário. Um gráfico destes parâmetros irá ajudar a fornecer uma base para julgar as condições do sistema. Os desvios à norma ajudam a realçar problemas iminentes,

•

Uma alteração anormal súbita nas condições de funcionamento ou um evento de explosão grave pode indicar danos nos componentes internos.

-

Depósito do óleo de lubrificação Metal dos rolamentos Saídas de escoamento dos rolamentos Propagação do escape

Pressões -

alterações na calibração ou componentes danificados.

Ambiente de entrada Descarga do compressor Escape da turbina Cavidade entre as rodas da turbina Tubo de comunicação do óleo de lubrificação

-

Descarga do compressor Bomba(s) de lubrificação Tubo de Comunicação do Rolamento Barométrica

-

Água de Refrigeração Combustível Filtros (Combustível, lubrificação, ar de admissão)

-

Tensão de Campo Corrente de Campo Temp. Estator Vibração

As condições que podem indicar danos na turbina incluem alta vibração, Vibração

propagações de alta temperatura de escape, explosão do compressor,

•

alterações anormais nos sistemas de monitorização de saúde e

•

Gerador

-

Voltagem de saída Corrente de fase VARS Carga

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.

•

Tempo de Arranque

•

Tempo de desaceleração

Figura 33. Parâmetros dos dados de inspecção em funcionamento

GE Power & Water | GER-3620M_PT (05/14)

21

Carga vs. Temperatura de Escape A relação geral entre a carga e a temperatura de escape deve ser observada e comparada com dados anteriores. A temperatura ambiente e a pressão barométrica terão algum efeito sobre o nível de temperatura de escape. Uma elevada temperatura de escape pode ser uma indicação de

Uma observação e monitorização atentas destes parâmetros de operação servirão de base para o planeamento eficaz dos trabalhos de manutenção e dos requisitos de material necessários para os períodos de inactividade subsequentes.

Arrefecimento rápido

deterioração de peças internas, fugas em excesso ou um compressor de ar avariado. Para aplicações com accionamento mecânico, pode também ser

Antes de uma inspecção, uma prática comum é arrefecer rapidamente a

uma indicação da necessidade de mais potência por parte do

unidade para acelerar o processo de arrefecimento e encurtar o tempo de

equipamento accionado.

inactividade. O arrefecimento forçado implica fazer a unidade rodar a velocidade de ralenti durante um período prolongado para continuar a

Nível de vibração A assinatura vibratória da unidade deve ser observada e registada. Poderão ocorrer alterações insignificantes sempre que houver alteração nas condições de funcionamento. No entanto, alterações significativas ou

fazer fluir ar ambiente através da máquina. Isto é permitido, embora um ciclo normal de arrefecimento na engrenagem rotativa ou cremalheira seja preferível para encerramentos normais quando não está pendente nenhuma inactividade.

uma tendência manifesta para um aumento constante são indicativos de

A refrigeração forçada deverá ser limitada uma vez que impõe

que é necessário tomar medidas de correcção.

stresses térmicos adicionais na unidade que podem resultar numa

Fluxo e pressão do combustível O sistema de combustível deve ser observado quanto à relação entre o fluxo de combustível vs. a carga. As pressões do combustível através do sistema devem ser observadas. Alterações na pressão do combustível podem indicar que a passagem no bico de combustível está entupida ou que os elementos de medição de combustível estão avariados ou mal calibrados.

Temperatura de escape e variação da margem

redução da vida das peças. Abrir as portas do compartimento durante qualquer operação de arrefecimento é proibido, a menos que uma situação de emergência exija a inspecção imediata do compartimento. Os tempos de arrefecimento não devem ser acelerados abrindo as portas do compartimento ou atrasando os painéis, uma vez que o arrefecimento desigual das caixas exteriores pode resultar na distorção excessiva da caixa e fricções pesadas das lâminas.

Inspecção de combustão

A mais importante função de controlo a observar é o sistema de anulação de combustível da temperatura de escape e o sistema de explosão auxiliar

A inspecção de combustão é uma inspecção relativamente curta de

devido à temperatura. Uma verificação rotineira do funcionamento e da

desmontagem para inspecção dos bicos de combustível, camisas, peças

calibração destas funções minimizará o desgaste das peças no percurso

de transição, tubos de interconexão e retentores, conjunto de velas,

do gás aquecido.

detectores de chama e mangas de fluxo de comburente. A inspecção concentra-se nas camisas de combustão, peças de transição, bicos de

Tempo de Arranque

combustível e tampas das extremidades que se sabe de antemão serem os

O tempo de arranque é uma referência em relação à qual se podem

primeiros a necessitar de substituição e reparação num bom programa de

comparar e avaliar os parâmetros de funcionamento subsequentes. Uma

manutenção. Uma inspecção, manutenção e reparação adequadas [Figura

curva dos parâmetros de velocidade, sinal de combustível, temperatura de

34) destas peças contribuirá para uma vida útil mais prolongada das peças

escape e marcadores de sequências críticas inicias versus tempo

de jusante, tais com os bicos e cubas das turbinas.

fornecerá uma boa indicação do estado do sistema de controlo. Os desvios

A Figura 32 ilustra a secção de uma unidade 7E.03 que está desmontada

à norma podem indicar problemas iminentes, alterações na calibração ou

para uma inspecção de combustão. Os conjuntos de camisas de

componentes danificados.

combustão, peças de transição e bico de combustível devem ser retirados

Tempo de desaceleração

e substituídos por outros novos ou por componentes reparados para minimizar o tempo de paragem. As camisas, peças de transição e bicos de

O tempo de desaceleração é um indicador do alinhamento e do estado

combustível retirados podem ser limpos e reparados depois da unidade ter

dos rolamentos. Pode comparar-se e avaliar-se o período de tempo a

voltado a ser posta em funcionamento, ficando assim disponíveis para o

partir de quando o combustível é cortado durante uma sequência normal

próximo intervalo de inspecção da combustão. Os requisitos de inspecção

de desligamento até o rotor atingir a velocidade de rotação da

de combustão típicos são:

engrenagem.

22

• Inspeccionar os componentes da câmara de combustão.

• Inspeccionar todas as passagens de fluidos, ar e gás no conjunto dos

• Inspeccionar cada tubo de interconexão, retentor e camisa de

bicos relativamente a entupimento, erosão, queimadura, etc. • Inspeccionar o conjunto das velas relativamente à liberdade de ligação;

combustão. • Inspeccionar as camisas de combustão quanto a lascagem de TBC,

verificar o estado dos eléctrodos e isolantes. • Substituir todos os consumíveis e artigos de desgaste normal como

desgaste e rachas. • Inspeccionar o sistema de combustão e caixa de descarga

vedantes, chapas de freio, porcas, parafusos e juntas de vedação, etc. • Efectuar inspecção visual das partições da primeira fase dos bicos da

relativamente a resíduos e objectos estranhos. • Inspeccionar as soldaduras das mangas de fluxo quanto a rachas.

turbina e inspeccionar com o boroscópio (Figura 3) as cubas da turbina

• Inspeccionar peça de transição quanto a desgaste e rachas.

para marcar a evolução do desgaste e deterioração destas peças. Esta

• Inspeccionar bicos de combustível quanto a entupimento nas pontas,

inspecção ajudará a estabelecer o intervalo para a inspecção do

erosão dos orifícios das pontas e bloqueio de segurança das pontas. • Inspeccionar mangas de impacto quanto a rachas (quando aplicável).

percurso do gás aquecido. • Efectuar a inspecção do compressor com o boroscópio.

Inspecção de combustão Equipamento principal

Inspeccionar Para

Acção Potencial

Cubas de combustão

Danos provocados por objectos estranhos (FOD)

Substituir/renovar/reparar

Tampas da extremidade da combustão

Desgaste anormal

Bicos de combustível

Rachas

Tampas

Entupimento do orifício de refrigeração da camisa

Peça de transição.

Condição de revestimento TBC

Tubos de interconexão

Oxidação/corrosão/erosão

Manga do fluxo

Pontos quentes/queimaduras

Válvulas de purga

Equipamento em falta

Verificar válvulas

Limites de folga

• Peças de transição • Bicos de combustível - Decapagem e revestimento - Reparação de soldadura - Reparação de soldadura - Teste de fluxo - Teste de fuga - Reparação de desgaste • Revestimentos - Decapagem e revestimento - Reparação de soldadura - Substituição de vedantes circulares - Reparação de deformação circular

Detectores de chamas de conjunto das velas Mangueiras Flexíveis IGVs 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

Selo flex do difusor dianteiro

Partes rachas/gastas

Substituir vedantes

Caixa de descarga do compressor

Rachas

Reparar ou monitorizar

Caixas – exterior

Rachas

Reparar ou monitorizar

Critérios

Métodos de inspecção

A disponibilidade de peças sobresselentes no local é essencial para minimizar os tempos de inactividade

• Manual de Funcionamento e Manutenção • Engenheiro de campo da GE

• TILs

• •

Visual Boroscópio

•

Penetrante Líquido

Figura 34. Inspecção de combustão - elementos chave

GE Power & Water | GER-3620M_PT (05/14)

23

●

Inspeccionar visualmente as áreas de admissão do compressor,

Verificar o funcionamento adequado da purga e verificar as válvulas. Confirmar a regulação e calibração correctas dos controlos de

lâminas rotativas de primeira fase.

combustão.

●

Verificar o estado dos actuadores IGV e direcção de rack-e-pinhão.

●

Verificar a calibragem das IGVs.

●

Inspeccionar visualmente as escoras da caixa de descarga do

●

Inspeccionar os sistemas de admissão da turbina, incluindo filtros, refrigeradores evaporativos, silenciadores, etc. quanto a corrosão, rachas e peças soltas.

compressor quanto a sinais de rachas. ●

●

verificando o estado das válvulas de admissão (IGVs), casquilhos IGV e

Depois de concluída a inspecção de combustão e de a unidade estar de novo em funcionamento, as camisas de combustão e peças de transição

Inspeccionar visualmente o barril interior de descarga do

retiradas podem ser inspeccionadas e reparadas, se necessário, quer por

compressor se acessível.

pessoal competente no local ou for a, num Centro de Assistência de

●

Inspeccionar visualmente as cubas da última fase e blindagens.

●

Inspeccionar visualmente o difusor de exaustão quanto a quaisquer

Combustão GE qualificado. Recomenda-se que as reparações e o teste de fluxo do injector de combustível sejam realizados em centros de serviço qualificados da GE.

rachas nas superfícies do caminho de fluxo. Inspeccione superfícies isoladas relativamente a perda ou falha de isolamento e/ou equipamento anexo em locais externos ou internos. Em máquinas classe B e E, inspeccionar o isolamento no difusor radial e dentro do

Veja o Manual de Funcionamento para recomendações adicionais e guia específico da unidade.

INSPECÇÃO DO PERCURSO DO GÁS AQUECIDO

plenum de exaustão também. ●

Inspeccionar selos flex da estrutura de exaustão, selos L e gaxetas de junta horizontais quanto a quaisquer sinais de desgaste ou dano.

A finalidade de uma inspecção ao percurso do gás aquecido é examinar as peças expostas a temperaturas elevadas devidas aos gases quentes descarregados, derivados do processo de combustão. A inspecção do percurso do gás aquecido apresentada na Figura 35 inclui todo o âmbito da inspecção de combustão e, adicionalmente, uma inspecção detalhada dos bicos das turbinas, da blindagem do estator e das cubas da turbina.

INSPECÇÃO DO PERCURSO DO GÁS AQUECIDO Equipamento principal

Inspeccionar Para

Acção Potencial

Bicos (1,2,3)

Danos provocados por objectos estranhos

Substituir/renovar/reparar

Cubas (1,2,3)

Oxidação/corrosão/erosão

Blindagens do estator

Rachas

Lâminas do compressor (boroscópio)

Entupimento do orifício de refrigeração Vida útil restante do revestimento Deflexão/Distorção dos Bocais Deflexão/Distorção Anormal Desgaste anormal Equipamento em falta Limites de folga

• Bocais • Êmbolos - Reparação de - Decapar e Revestir soldadura - Reparação de - Reposicionamento soldadura - Novo revestimento - Mistura • Blindagens do estator - Reparação de soldadura - Mistura - Novo revestimento

Evidência de desgaste Cápsula da turbina Critérios • Manual de • TILs Funcionamento • Engenheiro de campo da GE

Rachas Métodos de inspecção • Visual • Boroscópio

Figura 35. Inspecção do percurso do gás aquecido em – elementos chave

24

Reparar ou monitorizar

• Penetrante líquido

A disponibilidade de peças sobresselentes no local é essencial para minimizar os tempos de inactividade

Para efectuar esta inspecção, a metade superior do cilindro da turbina tem

• Inspeccionar e registar o estado das cubas da primeira, segunda e

que ser removida. Antes da remoção do invólucro, é necessário um suporte

terceira fases. Se se determinar que as cubas da turbina devem ser

adequado pela linha central utilizando macacos mecânicos e os

retiradas, cumpra as instruções de remoção e de registo do estado das

procedimentos da sequência de elevação para assegurar o alinhamento

cubas. Cubas com revestimento de protecção devem ser avaliadas

adequado do rotor com o estator, para se obterem folgas precisas entre as

quanto à vida útil restante do revestimento.

metades do cilindro e para evitar torcer as caixas do estator. Consultar o Manual de Funcionamento para os procedimentos de elevação específicos da unidade. 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 outras formas de testes não destrutivos (NDT). O tipo de inspecção necessária para equipamento específico é determinado num

• Inspeccionar e registar o estado dos bocais da primeira, segunda e terceira fases. • Inspeccionar encaixes de vedantes e ganchos dos bocais e diafragmas da turbina quanto a atrito, erosão, desgaste ou deterioração térmica. • Inspeccionar e registar o estado dos empanques do diafragma dos bicos da fase posterior. • Verificar os vedantes quanto a fricção e deterioração da folga.

número de peça e com base na história operacional, e pode ser obtida num

• Registar as folgas da ponta das cubas.

representante de assistência técnica.

• Inspeccionar os vedantes das hastes das cubas relativamente a folga,

De forma semelhante, as medidas de reparação são tomadas com base no número de peça, história operacional da unidade e estado da peça.

fricção e deterioração. • Realizar inspecções em dentes de corte de blindagens da ponta da cuba.

Também podem ser necessárias reparações que incluam (mas não se

Considerar a renovação de blindagens com dentes de corte gastos,

limitem a) decapagem, limpeza química, HIP, tratamento por calor e novo

particularmente se renovação concorrente do favo da colmeia das

revestimento para assegurar a vida útil total das peças. Recomendar-se-á

blindagens estacionárias correspondentes. Consulte o seu representante

uma reparação de soldaduras sempre que necessário, tipicamente

de assistência GE para confirmar que a cuba sob consideração não pode

conforme determinar a inspecção visual e NDT. A não realização das

ser reparada.

reparações necessárias pode conduzir à reforma da peça antes de terminar o tempo de vida útil prevista. Em 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 transição da combustão e os conjuntos de bicos da turbina da primeira fase têm que ser retirados. A remoção dos conjuntos de segmentos de bicos

• 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 em objectos ou fricções. • Verificar e substituir quaisquer termopares avariados no espaço entre rodas.

da Segunda e da terceira fase é opcional, dependendo dos resultados de

• Efectuar a inspecção com boroscópio do compressor.

observação visual, medições de folgas e outras inspecções necessárias. As

• Inspeccionar visualmente a área da turbina de escape quanto a

cubas podem normalmente ser inspeccionadas no local. Pode ser

quaisquer sinais de rachas.

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:

O conjunto dos bicos 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 bicos o que, de facto, é de esperar. Os bicos 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 bicos são tolerados até certo ponto e foram estabelecidos critérios para determinar quando é necessária uma reparação. Critérios mais comuns são descritos nos Manuais de Funcionamento. No entanto, e regra geral, os bicos da primeira fase irão necessitar de reparação no momento da inspecção do percurso do gás aquecido.

GE Power & Water | GER-3620M_PT (05/14)

25

Os bicos da segunda e da terceira fases podem necessitar de renovação

aquecido. Se o novo revestimento não for realizado na inspecção do

para repor as folgas axiais adequadas. Normalmente, os bicos da turbina

percurso do gás aquecido, a vida útil das cubas será geralmente um

podem ser reparados várias vezes para prolongar a sua vida útil e é

intervalo de inspecção adicional do percurso do gás quente, altura em que

geralmente o custo da reparação vs. o custo da substituição que dita a

as cubas serão substituídas. Para turbinas a gás da classe F, recomenda-se

decisão.

que o novo revestimento das cubas de primeira fase seja feito a cada

Os revestimentos desempenham um papel crítico na protecção das cubas que funcionam a temperaturas de metal elevadas. Estes garantem que a capacidade total da superliga de alta resistência é mantida e que a vida de ruptura das cubas atende às expectativas do projecto. Isto é particularmente verdade no que se refere a concepções de cubas refrigeradas que funcionam a uma temperatura de explosão superior a 1985°F (1085° C). Uma exposição significativa do metal da base ao ambiente vai acelerar a velocidade de desgaste e pode conduzir a substituição prematura através duma combinação de temperaturas mais elevadas e esforço e uma redução da força do material, tal como descrito

inspecção do percurso do gás aquecido. Exame visual e com boroscópio das peças do percurso do gás aquecido durante as inspecções de combustão, bem como medições da deflexão dos bicos, vão permitir ao operador monitorizar os padrões e a evolução dos danos. Isto torna as previsões da vida útil das peças mais exactas e permite planear atempadamente a substituição ou renovação a realizar no momento da inspecção do percurso do gás aquecido. É importante reconhecer que, para evitar prolongar a inspecção do percurso do gás aquecido, as peças sobressalentes necessárias deverão estar no local antes de pôr a unidade fora de serviço.

na Figura 36. Este processo de degradação é conduzido pela oxidação da

Veja o Manual de Funcionamento para recomendações adicionais e guia

liga de base desprotegida. Em concepções não refrigeradas de séries mais

específico da unidade.

antigas, a degradação da superfície devido a corrosão ou oxidação era considerada uma questão de desempenho e não um factor da vida útil da

Inspecção-geral

cuba. Já não é o caso, às temperaturas de explosão mais altas de

A finalidade da inspecção-geral é examinar todos os componentes internos

concepção das séries actuais.

rotativos e imóveis desde a entrada da máquina até ao escape. Deve

Tendo em conta a importância dos revestimentos, é preciso reconhecer

programar uma inspecção geral de acordo com as recomendações no

que até mesmo os melhores revestimentos disponíveis terão uma vida útil

Manual de Funcionamento e Manutenção do proprietário ou conforme

finita e o estado do revestimento desempenhará um papel importante na

modificado pelos resultados de inspecções anteriores no percurso de gás

determinação da vida útil da cuba até à sua substituição. A renovação

aquecido ou nas inspecções com boroscópio. O âmbito do trabalho

através de decapagem e novo revestimento é uma opção para prolongar a

apresentado na Figura 37 envolve a inspecção de todos os componentes

vida útil da cuba mas se optar pelo novo revestimento, este deverá ser feito

principais de flange-a-flange da turbina a gás, que estão sujeitos a

antes que o revestimento desgaste a ponto de expor o metal de base.

deterioração durante o funcionamento normal da turbina.

Normalmente, para turbinas da classe 7E.03, isto significa que o novo revestimento será necessário na altura da inspecção do percurso do gás Oxidação e vida da cuba Oxidação de metal de base Oxidação da superfície do orifício de arrefecimento Revestimento desgastado Orifício de arrefecimento TE

Oxidação da superfície do aerofólio

Aumenta a tensão • Corte transversal de capacidade de carga reduzida Aumenta a temperatura do metal • Efeitos de rugosidade 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

Esta inspecção inclui os elementos anteriores da combustão e as inspecções do percurso de gás aquecido, além de manter aberta a turbina a gás completa de flange-a-flange até às juntas horizontais, como indicado na Figura 32.

• Verificar todas as folgas radiais e axiais são em relação aos seus valores originais (abertura e fecho). • Inspeccionar todas as caixas, cilindros e estruturas/difusores quanto a rachas e erosão.

A remoção de todas as caixas superiores permite o acesso ao rotor do compressor e às lâminas imóveis do compressor, bem como aos conjuntos de rolamentos. Antes de remover as caixas, os cilindros e as estruturas, a

• Inspeccionar a entrada do compressor e o percurso do fluxo no compressor quanto a sujidade, erosão, corrosão e fugas. • Inspeccionar as lâminas do rotor e estator do compressor quanto a

unidade tem de estar adequadamente suportada. É necessário um suporte

folga da ponta, atrito, danos provocados por impacto, corrosão,

adequado pela linha central utilizando macacos mecânicos e os

curvatura e rachas.

procedimentos da sequência de elevação para assegurar o alinhamento adequado do rotor com o estator, para se obterem folgas precisas entre as metades do cilindro e para evitar torcer as caixas nas metades do cilindro. Consultar o Manual de Funcionamento para os procedimentos de elevação específicos da unidade. Além dos requisitos de combustão e de inspecção do percurso do gás quente, os principais requisitos típicos de inspecção são:

• Retire as cubas das turbinas e realize uma verificação não destrutiva 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 em objectos ou fricções. • Inspeccionar o revestimento dos rolamentos e vedantes quanto a folgas e desgaste.

Inspecção-geral Intervalo de Inspecção do Percurso do Gás Aquecido-Mais: Equipamento principal

Inspeccionar Para

Acção Potencial

Lâminas do compressor

Danos provocados por objectos estranhos

Reparar/Remodelação/Substituição

Rotor da unidade

Oxidação/corrosão/erosão

• Rolamentos/vedantes

Munhões e Superfícies de Selagem

Rachas

-

Limpa

Selos do rolamento

Fugas

-

Avaliar condição do óleo

Sistema de exaustão

Desgaste anormal

-

Re-metal patente

Equipamento em falta

• Pás do compressor

Limites de folga Desgaste do revestimento Desgaste

-

Limpa

-

Mistura

• Sistema de exaustão -

Reparação de soldadura

-

Substituir selos flex/seals L

Escoras da caixa de descarga do compressor

Desgaste

Reparar

Todas as caixas - exteriores e interiores

Rachas

Reparar ou monitorizar

Caixas - exteriores

Deslizamento

Alinhamento das caixas

Critérios • Manual de Funcionamento • Engenheiro de campo da GE

Métodos de inspecção • TILs

• Visual

• Penetrante líquido

• Boroscópio

• Ultra-sónico

Figura 37. Inspecção-geral da turbina a gás – elementos-chave

GE Power & Water | GER-3620M_PT (05/14)

27

• Inspeccione visualmente as escoras da caixa de descarga do compressor para sinais de racha. • Inspeccione visualmente o barril interior da caixa de descarga do compressor se acessível. • Inspeccione selos flex da estrutura de exaustão, selos L e gaxetas de

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

junta horizontais para quaisquer sinais de desgaste ou dano.

devem ser utilizados como linhas de orientação e não como certezas para

Inspeccione selos de vedante de vapor para desgaste e oxidação.

planeamento da vida das peças a longo-prazo. Os proprietários podem

• Verifique valores de torque para parafusos de vedante de vapor e retorque para valores totais. • Verifique o alinhamento – turbina a gás para gerador/turbina a gás para engrenagem de acessórios.

querer incluir contingências no seu planeamento das peças. Os valores do intervalos de reparação e substituição estimados reflectem o 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

• Inspeccione as caixas quanto a sinais de deslizamento das flanges das caixas.

ser atingidos alguns destes tempos de vida. Os factores de funcionamento e a experiência adquirida durante o curso dos procedimentos de inspecção

A GE desenvolveu linhas de orientação abrangentes de inspecção e

e manutenção recomendados, irão prever de forma mais precisa os

manutenção, linhas de orientação essas que são fornecidas no Manual de

intervalos actuais.

Funcionamento e Manutenção para ajudar os utilizadores a realizarem

Os intervalos de reparação e de substituição são estimados com base nos

cada uma das inspecções descritas anteriormente.

intervalos de controlo recomendados mostrados na Figura 39. Para certos

Planeamento das peças

modelos, estão disponíveis actualizações tecnológicas que prolongam os intervalos de inspecção de manutenção. A aplicação de intervalos de inspecção (ou reparação) diferentes daqueles mostrados na Figura 39

Antes de uma inspecção de desmontagem agendada, as peças de reposição adequadas devem estar no local. A falta de peças de reposição adequadas no local pode ter um efeito importante sobre a disponibilidade

pode resultar em intervalos de substituição diferentes daqueles mostrados no Anexo D. Consulte o seu representante de assistência técnica da GE para obter detalhes sobre um sistema específico.

da central. Uma paragem planeada para, por exemplo, como uma inspecção de combustão, que só deve demorar entre dois a cinco dias,

Deve reconhecer-se que, em determinados casos, a vida de serviço de um

pode demorar semanas se as peças adequadas não estiverem no local. A

componente é atingida quando já não é económico reparar a deterioração

GE irá fornecer as recomendações referentes aos tipos e quantidades de

em oposição à substituição num intervalo fixo. Isto está ilustrado na Figura

peças sobressalentes necessárias. No entanto, é obrigação do proprietário

38 para um bocal de primeira fase, no qual são realizadas reparações até

adquirir estas peças sobressalentes numa base planeada, permitindo os

o bocal não poder ser mais restaurado de acordo com os padrões de

tempos de paragem adequados.

aceitação mínimos ou até o custo de reparação exceder ou aproximar-se do custo de substituição. Noutros casos, como as cubas da primeira fase,

A identificação atempada dos requisitos de peças sobressalentes assegura a sua disponibilidade no momento em que as inspecções planeadas são realizadas. Tenha em conta o Manual de Esquemas de Referência fornecido como parte do conjunto de Manuais O&M para ajudar na

as opções de reparação são limitadas por factores como danos irreversíveis no material. Em ambos os casos, os utilizadores devem seguir as recomendações da GE referentes à substituição ou à reparação destes componentes.

identificação e encomendar peças para turbina a gás. Também deve ser reconhecido que o consumo de vida de qualquer peça Os benefícios adicionais disponíveis relativamente ao sistema de dados do catálogo de peças de renovação são a capacidade de preparar as listas das peças sobressalentes recomendadas para a inspecção de combustão, do percurso de gás aquecido e da inspecção geral bem como das peças sobressalentes de importância capital e operacional.

individual do conjunto de peças pode ter variações. Isto pode conduzir a uma certa percentagem de “refugo”, ou fragmentos, de peças a ser reparadas. Essas peças consideradas como “refugo” durante o processo de reparação têm de ser substituídas por peças novas. A quantidade de peças de refugo depende do historial do ambiente de funcionamento da

Os intervalos de reparação e substituição estimados para alguns dos

unidade, do design específico da peça e da tecnologia actual para a sua

principais componentes são mostrados no Anexo D. Estas tabelas

reparação.

assumem que o funcionamento, inspecções e reparações da unidade foram feitos de acordo com todas as especificações e instruções do fabricante.

28

Norma de

1ª

Aceitação Mínima de Bocal Reparado

Reparação

Custo de reparação excede o custo de reposição

Construção de Bocal

Novas Normas de Aceitação de Bocal

2ª Reparação

Sem Reparação

3ª Reparação

Deterioração grave

Horas de funcionamento Figura 38. Programa de reparação de bocal de primeira fase: a gás natural - seco contínuo - carga de base

Tipo de inspecção

Tipo de horas/ arranques

Combustão (Não-DLN)

Factor

Combustão (DLN)

Factor

Horas/Arranques MS3002K 12000/400

MS5001PA (3)

Percurso do gás aquecido Factor

24000/1200

Maior

Real

48000/2400

Tipo de inspecção

Tipo de horas/ arranques

(4)

12000/800

(1)(3)(5)

6B

7E

MS5002C,D

6B.03

7E - 03(6)

12000/800

12000/600

(1)(3)(5)

(2)(5)

9E 9E.03(7)

8000/900

8000/900(2)(5)

(2)(5)

8000/400(3)(5)

8000/400(3)(5)

12000/450 (5)

12000/450 (5)

12000/450 (5)

24000/1200

(4)(5)

24000/1200

(4)(5)

24000/1200

(5)

24000/1200

(5)

24000/900 (5)

48000/2400

(5)

48000/2400

(5)

48000/2400

(5)

48000/2400

(5)

48000/2400 (5)

Horas/Arranques 6F

7F

6F03

7F03

7F04

7FB.01

9F03

9F05

Combustão (Não-DLN)

Factor

8000/400

Combustão (DLN)

Factor

9F

12000/450 (5)

24000/900

32000/900 (5)

12000/450

24000/900

12000/450

Percurso do gás aquecido Factor

24000/900

24000/900

32000/1250

24000/900

24000/900

24000/900

Maior

48000/2400

48000/2400

64000/2400

48000/2400

48000/2400

48000/2400

Real

Factores que podem reduzir os intervalos de manutenção • Combustível • Definição de carga • Injecção de água/vapor • Operação de explosão da carga de pico • Trips (Disparos) • Iniciar ciclo • Design de hardware • Operação Sem Frequência

1. As unidades com chumaceiras de extremidade da cabeça pobres têm um intervalo de inspecção da combustão de 400 arranques. 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 do respectivo hardware. Contacte um representante de assistência técnica da GE para obter mais informações. 3. Inspecção de combustão sem remoção da peça de transição. Inspecção de combustão com a remoção de peças de transição a ser realizada a cada 2 intervalos de inspecção de combustão. 4. Inspecção do percurso do gás quente para horas de factor eliminada em unidades que funcionam a combustível de gás natural sem vapor ou injecção de água. 5. A tecnologia actualizada (Extensor*, PIP, DLN 2.6+, etc.) pode ter intervalos de inspecção mais longos. 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.

Figura 39. Intervalos de inspecção de linha de base recomendados: carga de base - combustível de gás natural - seco

GE Power & Water | GER-3620M_PT (05/14)

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 combustível, carga base e sem injecção de água ou vapor. Estes intervalos recomendados representam horas fabricadas ou arranques calculados utilizando 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

Essas inspecções podem identificar áreas adicionais a serem abordadas numa inactividade de manutenção programada no futuro, ajudar com peças 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 Principal deverá, tanto quanto for possível, ser realizado utilizando uma inspecção visual sem desmontagem. Tenha em conta a Figura 4 para frequência de Inspecção Boroscópica recomendada. Preocupações específicas poderão garantir IE subsequentes de modo a operar a unidade para o próximo corte agendado sem desmontagem.

Intervalo de inspecção da combustão

funcionamento e manutenção estão acumulados. Ao passo que as reduções nos intervalos resultarem dos factores descritos anteriormente,

Foram desenvolvidas equações que representam os factores

os aumentos no intervalo máximo também podem ser considerados

mencionados anteriormente que afectam os intervalos de manutenção

quando a experiência de funcionamento foi favorável.

de combustão. Estas equações representam um conjunto genérico de

O estado das peças do percurso de gás aquecido fornece uma boa base para personalizar um programa de inspecção e manutenção. No entanto, o estado do compressor e conjuntos de rolamentos é o accionador chave para o planeamento de uma Inspecção-geral. Funcionamento histórico e condições da máquina podem ser utilizados 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

factores de manutenção que fornecem orientações sobre o planeamento de manutenção. Como tal, estas equações não representam a capacidade específica de qualquer sistema de combustão específico. Quanto às peças de combustão, as condições de funcionamento da linha de base que resultam num factor de manutenção de unidade são arranques de explosão e encerramentos normais (sem explosão) com a carga base com gás natural combustível sem injecção de vapor ou água.

princípios e experiência acumulada de local e frota num programa de

Um factor de manutenção da combustão com base nas horas pode ser

"Manutenção de Condição Baseada" como a base para a manutenção

determinado a partir das equações apresentadas na Figura 40 como a

das unidades sob os Acordos de Serviço Contratual. Esta experiência foi

relação entre as horas decompostas em horas fabricadas e as horas de

acumulada em unidades que operam com as reparações aprovadas pela

funcionamento efectivas. As horas decompostas em horas fabricadas

GE, serviços de campo, monitorização e adequação total às

consideram os efeitos do tipo de combustível, a definição de carga e a

recomendações técnicas da GE.

injecção de água/vapor. Os factores de manutenção superiores a um

A GE pode ajudar os operadores na determinação dos intervalos de manutenção apropriados para a sua aplicação específica. Equações

reduzem os intervalos de inspecção de combustão recomendados dos indicados na Figura 39 representando as condições de funcionamento da linha de base. Para obter o intervalo de inspecção recomendado para uma

e podem ser utilizadas para determinar a combustão específica da

aplicação específica, o factor de manutenção é dividido no intervalo de

aplicação, percurso do gás quente, e intervalos de inspecção principais.

inspecção de linha de base recomendado.

Intervalo de Inspecção de Boroscópio

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

Além dos intervalos de manutenção planeados, que realizam inspecções

do tipo de combustível, definição de carga, arranques de emergência,

programadas ou reparações ou substituições de componentes, devem ser

explosões e injecção de água ou vapor. Um intervalo de inspecção

realizadas inspecções com boroscópio para identificar quaisquer acções

recomendado específico da aplicação pode ser determinado a partir do

adicionais, como discutido nas secções “Recursos de Manutenção da

intervalo de inspecção da linha de base na Figura 39 e o factor de

Turbina a Gás.”

manutenção da Figura 41. O Anexo B mostra seis exemplos de cálculos do factor de manutenção usando as horas acima e começa as equações de factor de manutenção.

30

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 =

unidade e horários de injecção de água/vapor. Como tal, as equações

CI de linha de base (Figura 44) Factor de Manutenção

dos intervalos de inspecção de combustão podem não se aplicar a essas unidades.

Horas trabalhadas Factor de Manutenção =

Inspecção de combustão com base em horas Intervalo de manutenção =

CI de linha de base (Figura 44) Factor de Manutenção

Horas trabalhadas Factor de Manutenção = Horas reais

Horas fabricadas = X(K, - Af, - Ap, -1,), i = 1 a n nos Modos de Funcionamento Horas efectivas = X (t,), i = 1 a n nos Modos de Funcionamento

Horas reais

Arranques de factor = 6 (Ki - Afi - At, - Api - Asi - Ni), i = 1 a n ciclos de arranque/paragem Arranques reais = 6 (Ni), i = 1 a n em ciclos de arranque/paragem Onde: i =

Ciclo de arranque/paragem discreto (ou prática operativa)

Ni =

Ciclos de arranque/paragem num determinado modo de funcionamento

As i=

Factor de severidade de tipo de arranque As = 1,0 para arranque normal Ap = Para arranques de emergência veja Figura 14

Ap i=

Factor de severidade de carga Ap = 1,0 até carga de base 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

Onde: i = Modo de funcionamento discreto (ou práticas de funcionamento do intervalo de tempo) ti = Horas em funcionamento em carga num determinado modo de funcionamento Api = Factor de severidade de carga Ap = 1,0 até carga de base

Af = 1,25 para não-DLN (ou 1,5 para DLN) para combustível destilado

Ap = Para o factor de carga de pico veja Figura 11

Af = 2,0 para crude (não-DLN)

Afi = Factor de severidade de combustível

Af = 3.0 para residual (não-DLN)

Af = 1,0 para combustível de gás natural(1) Af = 1,5 para combustível destilado, não-DLN (2,5 para DLN) Af = 2,5 para crude (não-DLN) Af = 3,5 para residual (não-DLN) Ki = Factor de severidade de injecção de água/vapor (% vapor referenciado para fluxo de ar de entrada do compressor, w/f = proporção de água para combustível) K = Max(1,0, exp(0,34(%vapor- 2,00%))) para vapor, curva 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

Ki =

Factor de severidade de injecção de água/vapor (% vapor referenciado para fluxo de ar de entrada do compressor, w/f = proporção de água para combustível) K = Max(1.0, exp(0.34(%vapor- 1.00%))) para vapor, curva de 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

(1) Af = 10 para lean-lean prolongada DLN 1/DLN 1+, e modos de funcionamento pré-misturados pilotados prolongados DLN 2.0/ DLN 2+. Figura 40. Factores de manutenção com base nas horas da inspecção de combustão

GE Power & Water | GER-3620M_PT (05/14)

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 Figura 42. Com estas equações, um factor de manutenção é determinado que é o rácio das horas de funcionamento trabalhadas e horas de funcionamento reais. As horas trabalhadas consideram as especificidades do ciclo de trabalho relacionado com o tipo de combustível, a definição de

O critério do percurso de gás aquecido baseado nas horas de funcionamento é determinado a partir das equações apresentadas na Figura 43. Como descrito anteriormente, o critério de limitação (horas ou arranques) determina o intervalo de manutenção. Exemplos destas equações estão no Anexo A. Inspecção de HGP com base em arranques

carga e a injecção de vapor ou água. Os factores de manutenção maiores Intervalo de manutenção =

do que um reduzem o intervalo de inspecção do percurso do gás quente a

CI de linha de base (Figura 44) Factor de Manutenção

partir da caixa da linha de base (normalmente 24.000 horas). Para determinar o intervalo de manutenção específico da aplicação, o factor de manutenção é dividido no intervalo de inspecção do percurso do gás

Factor de Manutenção =

Horas reais

quente de linha de base, conforme mostrado na Figura 42.

Intervalo de manutenção = S (Arranques Factor de manutenção

Inspecção de HGP com base em horas

Intervalo de manutenção =

Onde:

CI de linha de base (Figura 44) Factor de Manutenção

Horas trabalhadas Factor de Manutenção = Horas reais

Horas trabalhadas = Horas reais =

ni=1

ni=1

(Si - Afi - Api -ti)

(ti)

i=

1 a n Modos de funcionamento discreto (ou práticas de funcionamento do intervalo de tempo)

ti =

Horas de explosão num determinado modo de funcionamento

Api =

Factor de severidade de carga para um determinado modo de funcionamento Ap = 1,0 até carga de base Ap = Para o factor de carga de pico veja Figura 11

Afi =

Horas trabalhadas

Arranques de factor = 0,5NA + NB + 1,3NP + PSF + Xni=1 (ATi - 1) Ti Arranques reais = (NA + NB + NP) S = Intervalo de manutenção com base em arranques de linha de base (Figura 39) NA = Número anual de ciclos de arranque/paragem de carga parcial (100% carga) PS = Factor de arranques de emergência (veja Figura 14) F = Número anual de arranques de emergência T = Número anual de explosões aT = Factor de severidade de explosão = f(carga) (veja Figura 20) n = Número de categorias de explosão (ou seja, carga total, carga parcial, etc.) Figura 43 Intervalo de manutenção do percurso do gás quente: critério baseado em arranques

Factor de severidade de combustível para um determinado modo de funcionamento

Intervalo de inspecção do rotor

Af = 1,0 para gás natural Tal como acontece com os componentes do percurso do gás quente, o rotor

Af = 1,5 para destilado

Si =

(=1,0 quando Ap > 1, no mínimo Af - Ap = 1.5)

da unidade tem um intervalo de manutenção que envolve a remoção,

Af =

2 a 3 para crude

desmontagem e inspecção. Este intervalo indica a vida com assistência do

Af =

3 a 4 para residual

rotor e é geralmente considerado como sendo a inspecção para destruição

Factor de severidade de injecção de água/vapor = Ki + (Mi - Ii)

e reparação/substituição do rotor. A inspecção de desmontagem é

I

tradicionalmente concorrente com o percurso de gás quente e inspecções

=

Percentagem de injecção de água/vapor referenciada

maiores, no entanto, deverá notar-se que os factores de manutenção para

para o fluxo de ar de entrada do compressor

os intervalos de manutenção do rotor são distintos daqueles da combustão e componentes do percurso de gás quente. Sendo assim, o cálculo da vida

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 do gás quente: critério baseado em horas 32

consumida no caminho do rotor varia dos componentes de caminho de gás quente e combustão. Os clientes devem contactar a 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

de arranques para produzir o factor de manutenção. O intervalo de

manutenção com base nas horas. O funcionamento com carga de pico é o

manutenção do rotor com base nos arranques é determinado dividindo-se

factor de manutenção para os rotores de Classe F e irá servir para

o intervalo de manutenção da linha de base do rotor de 5000 arranques

aumentar o factor de manutenção com base nas horas e para reduzir o

pelo factor de manutenção calculado. O intervalo de manutenção do rotor

intervalo de manutenção do rotor. Para as unidades de classe B/E, o tempo

da linha de base é igualmente o intervalo máximo, uma vez que os factores

de rodar a engrenagem também afecta a vida do rotor.

de manutenção calculados inferiores a um não são considerados.

O intervalo de manutenção do rotor baseado em arranques é determinado

Quando o rotor atinge o próximo intervalo de inspecção descrito nas

a partir das equações apresentadas na Figura 45. Os ajustes no intervalo de

Figuras 44 e 45, , é necessária uma desmontagem do rotor para que possa

manutenção do rotor são determinados por factores operacionais

ser efectuada uma inspecção completa dos componentes do rotor tanto no

baseados no rotor como descrito anteriormente. Nos cálculos para o

compressor como na turbina. Será de esperar que alguns componentes do

intervalo de manutenção do rotor com base nos arranques, são

rotor tenham atingido o final da sua vida de serviço ou tenham uma

determinados intervalos equivalentes com base nos arranques a frio,

quantidade mínima de vida residual restante e necessitem de substituição

mornos e a quente ao longo de um período de tempo definido multiplicando

no ponto de inspecção. Dependendo do que se refere à renovação ou

os factores de funcionamento apropriados a frio, mornos e a quente pelo

substituição de peças, podem ser necessárias inspecções subsequentes

número de arranques a frio, mornos e a quente, respectivamente. Além

num intervalo reduzido.

disso, são adicionados os arranques equivalentes para as explosões a partir da carga. Os arranques equivalentes totais são divididos pelo número real

Inspecção do rotor com base em horas

Inspecção do rotor com base em horas

CI de linha de base (Figura 44)

Intervalo de manutenção =

Factor de Manutenção

MF =

Factor de Manutenção ________________ Horas reais

CI de linha de base (Figura 44)

Intervalo de manutenção =

Factor de Manutenção H + 2(1) = _________________ H+P

H + 2P + 2TG(2) MF para _______________ classe B/E H+P

Horas trabalhadas Factor de Manutenção = Horas reais

H = horas de funcionamento de carga de não-pico P = horas de funcionamento de carga de pico TG = Horas a girar engrenagem R = intervalo de inspecção rotor da linha de base Máquina

R(3)

Classe F

144 000

Todos os outros 200 000 (1) Equação de factor de manutenção a ser usada a menos que notificado em contrário na documentação específica da unidade. (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 quente 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. (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: critério baseado em horas

Para unidades com factores de arranque publicados: Factor de = Manutenção

Para unidades da classe B/E Factor de Manutenção = NS + NT NS

Para todas as outras unidades, factores de arranque adicionais podem ser aplicados. Número de arranques

Factores de arranque(1)

Nh1 Nh2

= Número de arranques quente 1 = Número de arranques quente 2

Fh1 Fh2

= Factor de arranque quente 1 (inactivo 0-1 h) = Factor de arranque quente 2 (inactivo 1-4 h)

Nw1 Nw2 Nc Nt Ns

= Número de arranques morno 1 = Número de arranques morno 2 = Número de arranques frio = Número de explosões da carga = Número total de arranques de explosão

Fw1 Fw2 Fc Ft

= Factor de arranque morno 1 (inactivo 4-20 hr) = Factor de arranque morno 2 (inactivo 20-40 hr) = Factor de arranque frio (inactivo >40 hr) = Explosão de factor de carga

(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) Factores de arranque para algumas unidades da classe F são apresentados em tabela na Figura 22. Para todas as outras máquinas, consultar documentação específica da unidade para determinar se os factores de início se aplicam. Figura 45

GE Power & Water | GER-3620M_PT (05/14)

(Fh1 x Nh1 + Fh2 x Nh2 + Fw1 x Nw1 + Fw2 x Nw2 + Fc x Nc + Ft x Nt (Nh1+Nh2+Nw1+Nw2+Nc)

Intervalo de manutenção do rotor: critério baseado em arranques

33

A vida útil do rotor de linha de base é prevista mediante os resultados

Pode obter estimativas exactas da duração do tempo de inactividade, da

saudáveis da inspecção na inspecção-geral. Para rotores da classe F, os

programação do percurso crítico, peças de substituição recomendadas e

intervalos da linha de base são tipicamente 144.000 horas e 5.000

dos custos associados à inspecção de uma instalação específica junto dos

arranques. Para rotores que não da classe F, os intervalos da linha de

serviços de campo locais da GE.

base são tipicamente 200 000 horas e 5.000 arranques. Consulte a documentação específica da unidade para determinar se os intervalos de

Conclusão

referência alternativos ou factores de manutenção podem ser aplicados. As turbinas a gás de alta resistência da GE são concebidas para terem uma

Planeamento do pessoal

elevada disponibilidade. Para obter a máxima disponibilidade da turbina a gás, o proprietário tem que compreender não apenas o equipamento mas

É essencial que o planeamento do pessoal se faça antes de uma

também os factores que o afectam. Isto inclui a formação dos operadores e

suspensão de actividade. Deve compreender-se que, em todo o mundo,

do pessoal que faz a manutenção, seguir as recomendações do fabricante,

existe uma ampla experiência, produtividade e condições de trabalho. No

inspecções periódicas regulares e o armazenamento de peças

entanto, pode ser feita uma estimativa com base nas previsões de

sobressalentes para substituição imediata. O registo dos dados de

trabalho de inspecção de manutenção, tais como o uso de um grupo de

operação e uma análise destes dados são também essenciais para uma

trabalhadores com habilidade comercial (mas não necessariamente

manutenção preventiva e planeada. Um factor essencial para se alcançar

experiência directa com turbinas a gás), com todas as ferramentas

este objectivo é o empenho por parte do proprietário de fornecer uma

necessárias e peças de substituição (sem tempo de reparação)

gestão eficaz das paragens, para seguir as instruções de manutenção

disponíveis. Estas horas de trabalho especializado calculadas deverão

publicadas e utilizar as facilidades de apoio de assistência disponíveis.

incluir controlos/acessórios e o gerador. Para além do trabalho especializado, são necessários recursos adicionais para a direcção técnica, ferramentas especializadas, relatórios de engenharia e mobilização/desmobilização no local.

Deve reconhecer-se que, enquanto o fabricante fornece recomendações de manutenção de carácter geral, é o utilizador do equipamento que controla a manutenção e funcionamento do equipamento. Intervalos de inspecção para o serviço da turbina ideal não são fixados para cada instalação, mas

A frequência das inspecções e a quantidade de tempo de inactividade

são desenvolvidos com base no funcionamento e experiência. Além disso,

varia dentro da frota de turbinas a gás devido a diferentes ciclos de

através da aplicação de um Acordo de Assistência Contratual para uma

serviço e a necessidade económica de que uma unidade esteja em estado

turbina específica, a GE pode negociar com o utilizador para estabelecer

de prontidão operacional. Contacte o seu representante de assistência

um programa de manutenção que pode diferir das recomendações gerais

técnica local GE para saber o número estimado de horas de trabalho e o

mas que será consistente com as responsabilidades contratuais.

tamanho da equipa recomendada para a sua unidade em particular.

O nível e a qualidade de uma manutenção rigorosa têm um efeito directo

Dependendo da extensão do trabalho a ser realizado durante cada tarefa

na fiabilidade e disponibilidade do equipamento. Portanto, um programa de

de manutenção, pode ser necessário um tempo de arrefecimento de 4 a

manutenção rigorosa que reduz custos e tempo de inactividade,

24 horas antes de se poder efectuar a assistência. Este tempo pode ser

melhorando a fiabilidade e ganhando capacidade é a solução de utilizador

utilizado produtivamente para entrar no trabalho, etiquetar e trancar

ideal para a turbina a gás GE.

equipamento que vai ficar fora de serviço e preparativos gerais para o trabalho. Ao concluir o trabalho de manutenção e a verificação final dos sistemas, atribui-se normalmente um tempo de arranque da engrenagem de duas a oito horas, antes de por a unidade em funcionamento. Este tempo pode ser utilizado para limpeza após o trabalho e para organizar o arranque. Os representantes locais de trabalho de campo da GE estão disponíveis para o ajudar a planear o trabalho de manutenção por forma a reduzir o tempo de paragem e os custos de trabalho. Esta abordagem planeada vai destacar as peças de substituição que podem ser necessárias e o âmbito projectado do trabalho, revelando que tarefas podem ser executadas em paralelo e que tarefas têm que ser sequenciais. As técnicas de planeamento podem ser utilizadas para reduzir custos de manutenção, optimizando as necessidades de equipamento de elevação e de trabalho.

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, GER-3148; 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, GER3620A. 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_PT (05/14)

35

Anexo

Portanto, o factor de severidade de vapor para os modos 1, 2 e 3 é =S1 = S2 = S3 = K + (M x l) = 1

A.1) Exemplo 1 - Cálculo do intervalo de manutenção

Considerando os critérios baseados em horas, o factor de

do percurso do gás aquecido

manutenção é determinado a partir da Figura 42.

Um utilizador de uma 7E.03 acumulou dados de operação desde a última inspecção do percurso do gás aquecido e gostaria de calcular 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

MF = 1,22

é 1200, com base nos arranques normais, sem explosões e sem arranques de emergência. O real funcionamento da unidade desde a última inspecção

O intervalo de inspecção ajustado com base em horas é, assim, de,

do percurso do gás aquecido é muito diferentes do caso base. A unidade

Intervalo de inspecção ajustado = 24.000/1,22 = 19.700 horas

funciona em quatro modos diferentes de funcionamento:

[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.]

1. A unidade funciona 3200 horas/ano no seu primeiro modo de funcionamento, que é gás natural na base ou carga parcial sem

Além disso, desde a última inspecção do percurso do gás quente a unidade

injecção de vapor/água.

tem uma média de 145 ciclos normais de arranque-paragem por ano, 5 ciclos de arranque de emergência por ano e 20 ciclos de carga de base que

2. A unidade funciona 350 horas/ano no seu segundo modo de funcionamento, que é combustível destilado na base ou carga parcial

terminam em explosões (aT = 8) por ano. Os parâmetros de intervalo de

sem injecção de vapor/água.

manutenção do percurso do gás quente baseados em arranques para esta unidade estão resumidos abaixo:

3. A unidade funciona 120 horas/ano no seu terceiro modo de

Ciclos normais

Arranques de pico, °F

Ciclos terminando em explosão, T

Total

Ciclos de carga parcial, NA

40

0

0

40

Ciclos de carga de base, NB

100

5

20

125

Ciclos de carga de pico, Np

5

0

0

5

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 cominjecçãoo de vapor de 2,4% numa curva de controlo molhado. Os parâmetros de intervalo de manutenção do percurso do gás quente

Considerando os critérios baseados em arranques, o factor de

baseado em horas para estes quatro modos de funcionamento estão

manutenção é determinado a partir da Figura 43.

resumidos abaixo: Modo de funcionamento (i) 1 2

3

4

t

3200

350

120

20

Factor de severidade de combustível

Af

1

1,5

1

1

Factor de severidade de carga

Ap

1

1

[e (0,018*100)] = 6

1

I

0

0

0

2,4

Horas de explosão (hrs/ano)

Taxa de injecção de água/vapor (%)

Para esta unidade em particular, os bicos da segunda e da terceira fases

O intervalo de inspecção ajustada com base em arranques é o intervalo de inspecção ajustada = 1200/1,8 = 667 arranques

são material FSX-414. A partir da Figura 42, a uma taxa de injecção de vapor

[Nota, uma vez que o número total anual de arranques é 170, o tempo

de 2,4%, numa curva de controlo molhado,

calculado para atingir 667 arranques é 667/170 = 3,9 anos.]

M4 = 0,55, K4 = 1 O factor de severidade de vapor para o modo 4 é, por

Neste caso, a unidade atinge o intervalo do percurso do gás quente com

conseguinte,

base em arranques antes de atingir o intervalo de percurso de gás

=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

quente 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

Um utilizador de uma 7E.03 acumulou dados de funcionamento ao longo do

5.

50% carga (aT1 = 6,5), T1 = 5 + 1 = 6

último ano de funcionamento. Estes dados indicam o número de explosão em

6.

Carga de base (aT2 = 8), T2 = 35 + 2 = 37

7.

Carga de pico (aT3 = 10), T3 = 10

carga parcial, base e máxima, bem como arranques de emergência. O utilizador gostaria de calcular o número total de factores de arranque para planear a próxima paragem para inspecção do percurso do gás aquecido. A Figura 43 é utilizada para calcular o número total de factores de arranque

Arranques de emergência, F = 7 Considerando os critérios baseados em arranques, o número total de factores de arranque (FS) e arranques reais (AS) é determinado a partir da Figura 43.

conforme indicado abaixo.

Histórico operacional: Arranques de pico com encerramentos normais

Arranques Arranques de pico com normais com Total explosões explosões

FS = 0,5NA + NB + 1,3Np + PsF + ∑nn=1 (aTi -1) Ti

35

0

1

5

41

AS = NA + NB + NP = 41 + 66 + 50 = 157

25

4

2

35

66

40

0

0

10

50

Ciclos normais Ciclos de carga parcial, NA Ciclos de carga de base, NB Ciclos de carga de pico, NP

Ciclos adicionais

GE Power & Water | GER-3620M_PT (05/14)

=0,5 - 41 + 66 + 1,3 - 50 + 3,5 - 7 + (6,5 - 1) 6 + (8 - 1) 37 + (10 - 1) 10 = 558

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 +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 = Factor de manutenção de horas (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 = Factor de manutenção de arranques = (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 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 = Factor de manutenção de horas = (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 = Factor de manutenção de arranques = (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 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) Horas trabalhadas = Ki * Afi * Api * ti = 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 = Factor de manutenção de arranques = (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

34,5 horas 5,8

17,4 Arranques 17,4

943,8 horas 4,3

5,3 Arranques 5,3

1496,5 horas 3,0

3,7 Arranques 3,7

Carga de base de comburente de referência em petróleo bruto 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 = Factor de manutenção de horas = (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 = Factor de manutenção de arranques = (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 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 = Factor de manutenção de horas = (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 = Factor de manutenção de arranques = (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 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 = Factor de manutenção de horas = (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 = Factor de manutenção de arranques = (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

788,3 horas 3,6

5,9 Arranques 5,9

168,0 horas 1,0

2,6 Arranques 2,6

12,5 horas 3,1

12,8 Arranques 12,8

C) Definições

Disponibilidade equivalente: a probabilidade de ter disponível uma central energizada de ciclo combinado e multi-veios para geração de

Fiabilidade: a probabilidade de não ser forçado a sair de

energia ― independentemente do facto de a unidade ser ou não

serviço quando a unidade é necessária― inclui horas de

necessária ― inclui todas as horas indisponíveis ― inclui o efeito de

paragem forçada (FOH) durante o serviço, durante o

contribuição de potência do ciclo MW do gás e vapor para a potência

encerramento de reserva e durante as tentativas de arranques

da central; as unidades são uma %.

normalizados por períodos de horas (PH) ― as unidades são

Disponibilidade equivalente =

uma %. Fiabilidade =

(1-FOH/PH) (100)

FOH

= horas de paragem total forçada

PH

= horas do período 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

falha no arranque, horas de manutenção

B

=

programada, horas de manutenção não

(normalmente 0,30)

Disponibilidade: probabilidade de estar disponível, independentemente do facto de a unidade ser necessária – inclui todas as horas indisponíveis (UH) – normalizadas por período de horas (PH) – as unidades são uma %: Disponibilidade

=

UH

horas indisponíveis totais (paragem forçada,

=

(1-UH/PH) (100)

programada) PH

= horas do período

Fiabilidade equivalente: a probabilidade de uma central energizada de ciclo combinado e multi-veios não ser totalmente forçada a parar quando a unidade é necessária inclui o efeito de contribuição de potência do ciclo MW do gás e vapor para a potência da central; as unidades são uma %. Fiabilidade equivalente =

Contribuição de saída MW do ciclo de vapor

MTBF-Falha entre tempo médio: Medida de probabilidade de completar a execução actual. Eventos de falha restritos a paragens forçadas (FO) durante o serviço – as unidades são horas de funcionamento. MTBF

= OH/FO

OH

= Horas de funcionamento

FO

= Eventos de paragem forçada de uma condição de execução (online)

Factor de serviço: Medida de utilização operacional, normalmente expressa anualmente – as unidades são uma %.

GT FOH

= Horas de paragens forçadas da turbina a

SF

=

OH/PH x 100

OH

=

Horas de serviço anualmente

PH

=

Período de horas (8760 horas por

gás GT PH

= Horas de período da turbina a gás

HRSG FOH

= Horas de paragens forçadas de HRSG

Definição do serviço de funcionamento:

B PH

= Horas do período HRSG

Serviço

ST FOH

= Horas de paragens forçadas da turbina a

Stand-by Pico Cíclico Contínuo

vapor ST PH

= Horas de período da turbina a vapor

B

= Contribuição de saída MW do ciclo de vapor (normalmente 0,30)

GE Power & Water | GER-3620M_PT (05/14)

ano)

Factor de serviço < 1% 1% - 17% 17% - 50% > 90%

Horas/Arranque de explosão 1a4 3 a 10 10 a 50 >> 50

39

D) Estimativa de intervalos de reparação e substituição (apenas gás natural) Os intervalos de reparação/substituição reflectem o equipamento de

6B.03

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

Cubas de combustão Peças de transição Bocais da fase 1 Bocais da fase 2 Difusores da fase 1 Difusores da fase 2 Cubas Fase 1 Cubas Fase 2

Intervalo de reparação

Intervalo de substituição (Horas)

CI

4 (CI)

Intervalo de substituição (Arranques) 4 (CI)

CI(2) (HGPI)(1) (HGPI)(2) (HGPI)(2) (HGPI)(2) - (3) (HGPI)(2)

4 (CI) 4 (HGPI) 4 (HGPI) 4 (HGPI) 4 (HGPI) 2 (HGPI)(3) 4 (HGPI)

4 (CI) 2 (HGPI) 4 (HGPI) 4 (HGPI) 4 (HGPI) 2 (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 quente, com excepção do intervalo de reparação do bocal de primeira fase com base em arranques onde o intervalo de reparação é um intervalo de inspecção.

Cubas de combustão Tampas Peças de transição Bicos de combustível Tubos de interconexão Ganchos de Retenção do Tubo de Interconexão Divisor do fluxo (fuelóleo) Bomba de combustível (fuelóleo) Bocais da fase 1 Bocais da fase 2 Bocais da fase 3 Difusores da fase 1 Difusores da fase 2 Difusores da fase 3 Cubas Fase 1 Cubas Fase 2 Cubas Fase 3

Intervalo de reparação

Intervalo de substituição (Horas)

CI

4 (CI)

Intervalo de substituição (Arranques) 4 (CI) / 5 (CI)(1)

CI CI CI

4 (CI) 4 (CI) 2 (CI)

5 (CI) 4 (CI) / 5 (CI)(1) 2 (CI) / 3 (CI)(4)

CI

1 (CI)

1 (CI)

CI

1 (CI)

1 (CI)

CI

3 (CI)

3 (CI)

CI

3 (CI)

3 (CI)

HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI

3 (HGPI) 3 (HGPI) 3 (HGPI) 3 (HGPI) 3 (HGPI) 3 (HGPI) 3 (HGPI)(2) 3 (HGP)(3) 3 (HGPI)

3 (HGPI) 3 (HGPI) 3 (HGPI) 2 (HGPI) 4 (HGPI) 4 (HGPI) 3 (HGPI) 4 (HGPI) 4 (HGPI)

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.

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.

CI = Intervalo de inspecção da combustão

Figura D-1. Intervalos de reparação e substituição previstos

(1)

4 (CI) para não-DLN/5 (Cl) para DLN

(2)

3 (HGPI) com decapagem e novo revestimento na primeira HGP

HGPI = Intervalo de inspecção do percurso do gás aquecido

(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)

MS5001PA/ MS5002C, peças D

Cubas de combustão Peças de transição Bocais da fase 1 Bocais da fase 2 Difusores da fase 1 Difusores da fase 2 Cubas Fase 1 Cubas Fase 2

Figura D-3. Intervalos de reparação e substituição previstos

Intervalo de reparação

Intervalo de substituição (Horas)

CI

4 (CI)

Intervalo de substituição (Arranques) 3 (CI)

CI(1) HGPI(2) HGPI(2) HGPI(2) - (3) - (4) HGPI(2)

4 (CI) 4 (HGPI) 4 (HGPI) 4 (HGPI) 4 (HGPI) 2 (HGPI)(4) 4 (HGPI)

4 (CI)(5) 2 (HGPI) 4 (HGPI) 4 (HGPI) 4 (HGPI) 2 (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 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 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 quente, com excepção do intervalo de reparação do bocal 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. Intervalos de reparação e substituição previstos

40

2 (CI) para não-DLN/3 (Cl) para DLN

7E.03(7)

Cubas de combustão Tampas Peças de transição Bicos de combustível Tubos de interconexão Ganchos de Retenção do Tubo de Interconexão Divisor do fluxo (fuelóleo) Bomba de combustível (fuelóleo) Bocais da fase 1 Bocais da fase 2 Bocais da fase 3 Difusores da fase 1 Difusores da fase 2 Difusores da fase 3 Cubas Fase 1 Cubas Fase 2 Cubas Fase 3

9E.03(6) Intervalo de reparação

Intervalo de substituição (Horas)

CI

3 (CI) / 5 (CI)(1)

Intervalo de substituição (Arranques) 5 (CI)

CI CI CI

3 (CI) 4 (CI) / 6 (CI)(5) 2 (CI) / 3 (CI)(6)

5 (CI) 6 (CI) 3 (CI)

CI

1 (CI)

1 (CI)

CI

1 (CI)

1 (CI)

CI

3 (CI)

3 (CI)

CI

3 (CI)

3 (CI)

HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI

3 (HGPI) 3 (HGPI) 3 (HGPI) 2 (HGPI) 3 (HGPI) 3 (HGPI) 3 (HGPI)(2)(3) 3 (HGPI)(4) 3 (HGPI)

3 (HGPI) 3 (HGPI) 3 (HGPI) 2 (HGPI) 4 (HGPI) 4 (HGPI) 3 (HGPI) 4 (HGPI) 4 (HGPI)

Cubas de combustão Tampas Peças de transição Bicos de combustível Tubos de interconexão Ganchos de Retenção do Tubo de Interconexão Divisor do fluxo (fuelóleo) Bomba de combustível (fuelóleo) Bocais da fase 1 Bocais da fase 2 Bocais da fase 3 Difusores da fase 1 Difusores da fase 2 Difusores da fase 3 Cubas Fase 1 Cubas Fase 2 Cubas Fase 3

Intervalo de reparação

Intervalo de substituição (Horas)

CI

3 (CI) / 5 (CI)(1)

Intervalo de substituição (Arranques) 5 (CI)

CI CI CI

3 (CI) 4 (CI) / 6 (CI)(4) 2 (CI) / 3 (CI)(5)

5 (CI) 6 (CI) 3 (CI)

CI

1 (CI)

1 (CI)

CI

1 (CI)

1 (CI)

CI

3 (CI)

3 (CI)

CI

3 (CI)

3 (CI)

HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI

3 (HGPI) 3 (HGPI) 3 (HGPI) 3 (HGPI) 3 (HGPI) 3 (HGPI) 3 (HGPI)(2) 3 (HGPI)(3) 3 (HGPI)

3 (HGPI) 3 (HGPI) 3 (HGPI) 3 (HGPI) 4 (HGPI) 4 (HGPI) 3 (HGPI) 4 (HGPI) 4 (HGPI)

Nota: Os intervalos de reparação/substituição reflectem o equipamento (7121(EA) ou 7E.03) 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.

Nota: Os intervalos de reparação/substituição reflectem o equipamento de produção actual (9171(E)), 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 Quente

CI =Intervalo de inspecção da combustão

(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 substituição de 3 HGPI. (3) Máquinas actualizadas 7E (2055 Tfire) requerem o rejuvenescimento HIP no primeiro HGP para chegar ao intervalo de substituição 3 HGPI. (4) O intervalo 3 (HGPI) deve cumprir critérios de encaixe de blindagem de pontas em intervalos de reparação HGP anteriores. Consulte o seu representante de assistência técnica GE para mais detalhes.

HGPI = Intervalo de inspecção do percurso do gás aquecido (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 substituição de 3 HGPI. (3) O intervalo 3 (HGPI) deve cumprir critérios de encaixe de blindagem de pontas em intervalos de reparação HGP anteriores. Consulte o seu representante de assistência técnica GE para mais detalhes. (4)

4 (CI) para DLN/6 (Cl) para não-DLN

(5)

2 (CI) para DLN/3 (Cl) para não-DLN Aplicável apenas a unidades não-AGP

(5)

4 (CI) para DLN/6 (Cl) para não-DLN

(6)

(6)

2 (CI) para DLN/3 (Cl) para não-DLN

Figura D-5. Intervalos de reparação e substituição previstos

(7)

Também aplicável a modelos 7121(EA).

Figura D-4. Intervalos de reparação e substituição previstos

GE Power & Water | GER-3620M_PT (05/14)

41

6F.03

7F.04 Intervalo de reparação CI

Intervalo de substituição (Horas) 2 (CI)

Intervalo de substituição (Arranques) 2 (CI)

Cubas de combustão Tampas CI 3 (CI) 2 (CI) Peças de transição CI 3 (CI) 2 (CI) Bicos de combustível CI 2 (CI) 2 (CI) Tubos de CI 1 (CI) 1 (CI) interconexão Ganchos de CI 1 (CI) 1 (CI) Retenção do Tubo de Interconexão Tampas de CI 4 (CI) 2 (CI) extremidade Bocais da fase 1 HGPI 2 (HGPI) 2 (HGPI) Bocais da fase 2 HGPI 2 (HGPI) 2 (HGPI) Bocais da fase 3 HGPI 3 (HGPI) 3 (HGPI) Difusores da fase 1 HGPI 2 (HGPI) 2 (HGPI) Difusores da fase 2 HGPI 2 (HGPI) 2 (HGPI) Difusores da fase 3 HGPI 3 (HGPI) 3 (HGPI) Cubas Fase 1 HGPI 3 (HGPI) 2 (HGPI) Cubas Fase 2 HGPI 3 (HGPI) 2 (HGPI) Cubas Fase 3 HGPI 2 (HGPI) 3 (HGPI) Nota: Os intervalos de reparação/substituição reflectem o equipamento de produção actual (6F.03 DLN 2.6), 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.

Intervalo de Intervalo de substituição Intervalo de substituição reparação (Horas) (Arranques) Cubas de combustão CI 2 (CI) 2 (CI) Tampas CI 2 (CI) 2 (CI) Peças de transição CI 2 (CI) 2 (CI) Bicos de combustível CI 2 (CI) 2 (CI) Tubos de CI 1 (CI) 1 (CI) interconexão Ganchos de CI 1 (CI) 1 (CI) Retenção do Tubo de Interconexão Tampas de CI 2 (CI) 2 (CI) extremidade Bocais da fase 1 HGPI 3 (HGPI) 3 (HGPI) Bocais da fase 2 HGPI 3 (HGPI) 3 (HGPI) Bocais da fase 3 HGPI 4 (HGPI) 4 (HGPI) Difusores da fase 1 HGPI 3 (HGPI) 3 (HGPI) Difusores da fase 2 HGPI 3 (HGPI) 3 (HGPI) Difusores da fase 3 HGPI 3 (HGPI) 3 (HGPI) Cubas Fase 1 HGPI 3 (HGPI) 3 (HGPI) Cubas Fase 2 HGPI 3 (HGPI) 3 (HGPI) Cubas Fase 3 HGPI 3 (HGPI) 3 (HGPI) 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. 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. CI = Intervalo de inspecção da combustão

CI = Intervalo de inspecção da combustão

HGPI = Intervalo de inspecção do percurso do gás aquecido

HGPI = Intervalo de inspecção do percurso do gás aquecido

Figura D-8. Intervalos de reparação e substituição previstos

Figura D-6. Intervalos de reparação e substituição previstos

7FB.01

7F.03 Intervalo de reparação CI

Intervalo de substituição (Horas) 2 (CI)

Intervalo de substituição (Arranques) 2 (Cl)

Cubas de combustão Tampas CI 2 (CI) 2 (Cl) Peças de transição CI 2 (CI) 2 (Cl) Bicos de combustível CI 2 (CI) 2 (Cl) Tubos de CI 1 (CI) 1 (Cl) interconexão Ganchos de CI 1 (CI) 1 (CI) Retenção do Tubo de Interconexão Tampas de CI 2 (CI) 2 (Cl) extremidade Bocais da fase 1 HGPI 2 (HGPI) 2 (HGPI) Bocais da fase 2 HGPI 2 (HGPI) 2 (HGPI) Bocais da fase 3 HGPI 3 (HGPI) 3 (HGPI) Difusores da fase 1 HGPI 2 (HGPI) 2 (HGPI) Difusores da fase 2 HGPI 2 (HGPI) 2 (HGPI) Difusores da fase 3 HGPI 3 (HGPI) 3 (HGPI) Cubas Fase 1 HGPI 3 (HGPI)(2) 2 (HGPI)(4) Cubas Fase 2 HGPI 3 (HGPI)(1) 3 (HGPI)(1) Cubas Fase 3 HGPI 3 (HGPI)(3) 3 (HGPI) Nota: Os intervalos de reparação/substituição reflectem o equipamento de produção actual (7F.03 DLN 2.6 24k Super B e não-AGP), 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. CI = Intervalo de inspecção da combustão

Intervalo de Intervalo de substituição Intervalo de substituição reparação (Horas) (Arranques) Cubas de combustão CI 2 (CI) 3 (CI) Tampas CI 2 (CI) 3 (CI) Peças de transição CI 2 (CI) 3 (CI) Bicos de combustível CI 2 (CI)(1) 3 (CI)(1) Tubos de CI 1 (CI) 1 (CI) interconexão Ganchos de CI 1 (CI) 1 (CI) Retenção do Tubo de Interconexão Tampas de CI 3 (CI) 3 (Cl) extremidade Bocais da fase 1 HGPI 2 (HGPI) 2 (HGPI) Bocais da fase 2 HGPI 1 (HGPI) 1 (HGPI) Bocais da fase 3 HGPI 3 (HGPI) 3 (HGPI) Difusores da fase 1 HGPI 2 (HGPI) 2 (HGPI) Difusores da fase 2 HGPI 2 (HGPI) 2 (HGPI) Difusores da fase 3 HGPI 3 (HGPI) 3 (HGPI) Cubas Fase 1 HGPI 1 (HGPI) 1 (HGPI) Cubas Fase 2 HGPI 3 (HGPI) 3 (HGPI) Cubas Fase 3 HGPI 3 (HGPI) 3 (HGPI) Nota: Os ciclos de reparação/substituição reflectem o equipamento de produção actual (7251(FB) DLN 2.0+ 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 condição e operativa. Para 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

HGPI = Intervalo de inspecção do percurso do gás aquecido

(1) Cartuchos de combustível líquido e branco a ser substituídos a cada CI

(1) 3 (HGPI) para a concepção actual. Consulte o seu representante de assistência técnica GE para obter informações sobre os intervalos de substituição de acordo com o número da peça.

Figura D-9. Intervalos de reparação e substituição previstos

(2) Procedimento de reparação aprovado pela GE necessário no primeiro HGPI para designs sem arrefecimento da 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. Intervalos de reparação e substituição previstos

42

9F.05

9F.03

Cubas de combustão Tampas Peças de transição Bicos de combustível Tubos de interconexão Ganchos de Retenção do Tubo de Interconexão Tampas de extremidade Bocais da fase 1 Bocais da fase 2 Bocais da fase 3 Difusores da fase 1 Difusores da fase 2 Difusores da fase 3 Cubas Fase 1 Cubas Fase 2 Cubas Fase 3

Intervalo de reparação

Intervalo de substituição (Horas)

CI

2 (CI)

Intervalo de substituição (Arranques) 3 (CI)

CI CI CI

2 (CI) 2 (CI) 2 (CI)(1)

3 (CI) 3 (CI) 3 (CI)(1)

CI

1 (CI)

1 (CI)

CI

1 (CI)

1 (CI)

CI

2 (CI)

3 (CI)

HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI

2 (HGPI) 2 (HGPI) 3 (HGPI) 2 (HGPI) 2 (HGPI) 3 (HGPI) 2 (HGPI)(2) 3 (HGPI)(5) 3 (HGPI)(5)

2 (HGPI) 2 (HGPI) 3 (HGPI) 2 (HGPI) 2 (HGPI) 3 (HGPI) 2 (HGPI)(4) 3 (HGP)(3) 3 (HGPI)

Cubas de combustão Tampas Peças de transição Bicos de combustível Tubos de interconexão Ganchos de Retenção do Tubo de Interconexão Tampas de extremidade Bocais da fase 1 Bocais da fase 2 Bocais da fase 3 Difusores da fase 1 Difusores da fase 2 Difusores da fase 3 Cubas Fase 1 Cubas Fase 2 Cubas Fase 3

Intervalo de reparação

Intervalo de substituição (Horas)

CI

4 (CI)

Intervalo de substituição (Arranques) 4 (CI)

CI CI CI

4 (CI) 4 (CI) 2 (CI)(1)

4 (CI) 4 (CI) 2 (CI)(1)

CI

1 (CI)

1 (CI)

CI

1 (CI)

1 (CI)

CI

4 (CI)

4 (CI)

HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI HGPI

1 (HGPI) 2 (HGPI) 3 (HGPI) 2 (HGPI) 2 (HGPI) 3 (HGPI) 1 (HGPI)(2) 1 (HGPI)(2) 1 (HGPI)(2)

1 (HGPI) 2 (HGPI) 3 (HGPI) 2 (HGPI) 2 (HGPI) 3 (HGPI) 1 (HGPI))(2) 1 (HGPI)(2) 1 (HGPI)(2)

Nota: Os intervalos de reparação/substituição reflectem o equipamento de produção actual (9F.03 DLN 2.6+), 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.

Nota: Os intervalos de reparação/substituição reflectem o equipamento de produção actual (9F.05), 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.

CI = Intervalo de inspecção da combustão

CI = Intervalo de inspecção da combustão

HGPI = Intervalo de inspecção do percurso do gás aquecido

HGPI = Intervalo de inspecção do percurso do gás aquecido

(1)

Cartuchos de combustível líquido e branco a ser substituídos a cada CI

(2) 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. (3)

(1)

Cartuchos de combustível líquido e branco a ser substituídos a cada CI

Figura D-11. Intervalos de reparação e substituição previstos

O novo 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 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. Intervalos de reparação e substituição previstos

GE Power & Water | GER-3620M_PT (05/14)

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E) Portas de Inspecção Boroscópica 3ª fase Turbina LE

Compressor de 15ª, 16ª e 17ª fase

Acesso de Inspecção Primária (Inspecção Normal) Acesso de Inspecção Secundária (Estatores e bicos adicionais) Compressor de 0-6ª fase

Figura E-1 Localizações de acesso de inspecção com o boroscópio para as máquinas 6F 3ª fase Turbina LE

Compressor de 15ª, 16ª e 17ª fase

Acesso de Inspecção Primária (Inspecção Normal) Acesso de Inspecção Secundária (Estatores e bicos adicionais) Compressor de 0-5ª fase

Figura E-2 Localizações de acesso de inspecção com o boroscópio para as máquinas 7F e 9F

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F) Linhas de orientação para engrenagem rotativa/cremalheira em funcionamento Engrenagem rotativa (ou cremalheira) duração

Cenário Após o encerramento: Caso A.1 - Normal. Reinício antecipado para