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Manual de mantenimiento de turbogeneradores GE - MS7001E
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Introducción
Los costos de mantenimiento y la disponibilidad son dos de las preocupaciones más importantes para
el propietario del equipo. Un programa de mantenimiento que optimiza los costos de los propietarios
y maximiza la disponibilidad de los equipos debe ser instituido. Para un programa de mantenimiento
que sea eficaz, los propietarios deben desarrollar una comprensión general de la relación entre sus
planes operativos y las prioridades de la planta, el nivel de habilidad del personal de operación y
mantenimiento, y las recomendaciones del fabricante sobre el número y tipos de inspecciones, piezas
de repuesto planificación, y otros factores importantes que afectan la vida de los componentes y el
funcionamiento adecuado del equipo.
En este trabajo, se examinarán las prácticas de operación y mantenimiento, con el énfasis puesto en
los tipos de inspecciones, además de los factores operativos que influyen en los programas de
mantenimiento. Un programa de mantenimiento bien planificado dará lugar a la máxima
disponibilidad de los equipos y los costos de mantenimiento óptimos.
Nota: Las discusiones de operación y mantenimiento que se presentan en este documento son
aplicables en general a todas las turbinas de gas de gran potencia de GE; es decir, MS3000, 5000,
6000, 7000 y 9000 Para fines de ilustración, la MS7001EA fue elegido. Las preguntas específicas
sobre una máquina dada deben dirigirse al representante local de GE Energy Services.
Planificación de Mantenimiento
La planificación anticipada para el mantenimiento es una necesidad para las plantas de servicios
públicos, industrial y de cogeneración con el fin de minimizar el tiempo de inactividad. También el
correcto desempeño de mantenimiento e inspección planificada ofrece beneficios directos en la
reducción de paradas forzosas y una mayor fiabilidad de partida, que a su vez reduce el tiempo de
inactividad no programado de reparación. Los principales factores que afectan el proceso de
planificación del mantenimiento se muestran en la Figura 1 y el modo de funcionamiento de los
propietarios determinará cómo se pondera cada factor.
Piezas únicas para la turbina de gas que requiere la más cuidadosa atención son los relacionados con
el proceso de combustión, junto con los expuestos a altas temperaturas de los gases calientes
descargados del sistema de combustión. Se llaman las partes de trayectoria gas caliente e incluyen
revestimientos de combustión, tapas, conjuntos de boquillas de combustible, tubos de fuego cruzado,
piezas de transición, toberas de turbina, turbinas cubiertas fijas y cubos de la turbina.
El diseño básico y de mantenimiento recomendada de GE turbinas de gas de gran potencia están
orientados a:
Períodos máximos de operación entre la inspección y revisión.
En el lugar, la inspección y el mantenimiento en el sitio.
El uso de habilidades de comercio locales para desmontar, inspeccionar y volver a montar.
Además del mantenimiento de la turbina de gas de base, los dispositivos de control, equipos de
medición de combustible, auxiliares de turbina de gas, el paquete de carga, y otros auxiliares de
estación también requieren mantenimiento periódico.
Es evidente a partir del análisis de los cortes programados y salidas forzadas (Figura 2) que el esfuerzo
principal de mantenimiento se atribuye a cinco sistemas básicos: los controles y accesorios, de
combustión, turbina, generador y el equilibrio fuera de planta. La falta de disponibilidad de controles
y accesorios se compone generalmente de interrupciones de corta duración, mientras que a la inversa
de los otros cuatro sistemas se componen de menos, pero por lo general interrupciones de larga
duración.
Los requisitos de inspección y reparación, descritos en el Manual de Mantenimiento e instrucciones
proporcionadas a cada propietario, se prestan para establecer un patrón de las inspecciones. Además,
se proporciona información complementaria a través de un sistema de información técnica Letras.
Esta actualización de la información, contenida en el Manual de Mantenimiento e Instrucciones,
asegura instalación óptima, operación y mantenimiento de la turbina. Muchas de las informaciones
técnicas cartas contienen recomendaciones técnicas de asesoramiento para resolver los problemas y
mejorar la operación, mantenimiento, seguridad, fiabilidad o disponibilidad de la turbina. Las
recomendaciones contenidas en Información Técnica Las cartas deben ser revisados y en cuenta en
el programa general de la planificación del mantenimiento.
Para un programa de mantenimiento para ser eficaz, tanto desde el punto de vista de costo y
disponibilidad de las turbinas, los propietarios deben desarrollar una comprensión general de la
relación entre sus planes operativos y las prioridades de la planta y las recomendaciones del fabricante
sobre el número y tipos de inspecciones, repuestos planificación, y otros factores principales que
afectan a la vida y el funcionamiento apropiado del equipo. Cada uno de estos temas se discutirán de
la siguiente con más detalle.
Diseño de Turbinas de Gas Mantenimiento Características
La alta resistencia de la turbina de gas GE está diseñado para soportar aplicaciones severas y que se
mantuvo en el lugar, con la reparación fuera de sitio requerido sólo en ciertos componentes de
combustión, piezas de trayectoria en caliente de gas y conjuntos de rotor que necesitan servicio de
tienda especializada. Las siguientes funciones se han diseñado en las turbinas de gas de alto
rendimiento de GE para facilitar el mantenimiento en el sitio:
Todas las carcasas, conchas y marcos se dividen en la máquina central horizontal.
Mitades superiores pueden ser levantadas de forma individual para el acceso a las partes internas.
Con la parte superior de las medias carcasas de compresores removidos, todos los álabes de
estator pueden deslizarse circunferencialmente de las carcasas para inspección o reemplazo
sin la eliminación del rotor. En la mayoría de los diseños, los álabes de guía variables
(VIGVs) se pueden quitar radialmente con la mitad superior de la carcasa de entrada
eliminada.
Con la mitad superior de la cáscara de la turbina levantada, cada mitad de la primera etapa
de ensamblaje de la boquilla se puede retirar para su inspección, reparación o sustitución sin
necesidad de retirar el rotor. En algunas unidades, la mitad superior, conjuntos de boquilla de
etapa posterior se levantó con la cáscara de la turbina, además de facilitar la inspección y / o
eliminación de los cubos de la turbina.
Todas las palas de la turbina se momentweighed y equipo trazaron en juegos para la unidad
de bobina del rotor de modo que puedan ser reemplazados sin necesidad de quitar o de
reequilibrar el conjunto rotor.
Todas las cajas de cojinetes y forros están divididos sobre la línea central horizontal de modo
que puedan ser revisadas y reemplazadas cuando sea necesario. La mitad inferior del
casquillo se puede quitar sin retirar el rotor.
Todos los sellos y juntas de eje son independientes de las principales cajas de cojinetes y las
estructuras de la carcasa y se pueden quitar fácilmente y reemplazados.
En la mayoría de los diseños, inyectores de combustible, revestimientos de combustión y las
mangas de flujo se puede quitar para la inspección, mantenimiento o sustitución sin levantar
ninguna tripa.
Todos los principales accesorios, incluyendo filtros y enfriadores, son asambleas separadas
que sean fácilmente accesibles para su inspección o mantenimiento. También pueden ser
reemplazados individualmente según sea necesario.
Disposiciones sobre ayudas de Inspección se han incorporado en las turbinas de gas de alto
rendimiento de GE para facilitar la realización de varios procedimientos especiales de inspección.
Estos procedimientos especiales prevén el control y liquidación de medición visual de algunos de los
componentes críticos de la turbina interna-del paso del gas sin necesidad de retirar las cubiertas y
revestimientos exteriores de turbinas de gas. Estos procedimientos incluyen la ruta del gas de
inspección boroscopio y tobera de turbina Medición del juego axial.
Boroscopio Inspecciones
GE turbinas de gas de gran potencia incorporan disposiciones en ambas carcasas del compresor y de
la turbina de conchas-ruta del gas de la inspección visual de las etapas intermedias del rotor del
compresor, primero, cubos de la turbina de segunda y tercera etapa y particiones tobera de turbina
por medio del boroscopio óptica. Estas disposiciones, que consisten en agujeros alineados
radialmente a través de las carcasas de compresores, cáscara de la turbina de la turbina y obenques
internos estacionarios, están diseñados para permitir la penetración de un boroscopio óptica en el área
de trayectoria de flujo de la turbina del compresor o, como se muestra en la Figura 3.
Un programa de inspección de boroscopio eficaz puede resultar en la eliminación de las cubiertas y
las cáscaras de una unidad de turbina sólo cuando es necesario reparar o reemplazar las piezas. La
figura 4 proporciona un intervalo recomendado para un programa de inspección de boroscopio
planeado siguiente inspecciones iniciales de línea base. Hay que reconocer que estos intervalos de
inspección boroscopio se basan en los modos de funcionamiento del promedio. El ajuste de estos
intervalos boroscopio puede hacerse basándose en la experiencia de funcionamiento y el modo de
unidad individual de operación, los combustibles utilizados y los resultados de las inspecciones
borescope anteriores.
La aplicación de un programa de monitoreo de la utilización de un boroscopio permitirá cortes de
programación y planificación previa de los requisitos de las piezas, lo cual reduce los costos de
mantenimiento y mayor disponibilidad y fiabilidad de la turbina de gas.
Principales factores que influyen en Mantenimiento y Equipo Vida
Hay muchos factores que pueden influir en la vida del equipo y éstos deben ser comprendidas y
consideradas en la planificación de mantenimiento del propietario. Como se indica en la figura 5, el
ciclo de arranque, ajuste de potencia, de combustible y el nivel de vapor de agua o agua de inyección
son factores clave en la determinación de los requisitos de intervalos de mantenimiento, ya que estos
factores influyen directamente en la vida de las zonas críticas de la turbina de gas.
En el enfoque de GE para la planificación del mantenimiento, una unidad de combustible de gas que
opera un servicio continuo, sin agua o vapor de inyección, se ha establecido como la condición de
referencia que establece el máximo recomendado intervalos de mantenimiento. Para la operación que
difiere de la línea de base, factores de mantenimiento se establecen que determinan el aumento del
nivel de mantenimiento que se requiere. Por ejemplo, un factor de mantenimiento de dos indicaría un
intervalo de mantenimiento que es la mitad del intervalo de línea de base.
Inicio y Criterios Horas
Las turbinas de gas usar en diferentes maneras para diferentes servicios-funciones, como se muestra
en la Figura 6. Fatiga mecánica térmica es el limitador dominante de la vida para máquinas horas
pico, mientras que la fluencia, la oxidación, la corrosión y son los limitadores de vida dominantes
para máquinas de servicio continuo. Las interacciones de estos mecanismos se consideran en los
criterios de diseño de GE, pero en gran medida son los efectos de segundo orden. Por esa razón, GE
basa requisitos de mantenimiento de turbinas de gas en los recuentos independientes de arranques y
horas.
Cualquiera que sea el criterio límite que se alcance primero determina el intervalo de mantenimiento.
Una pantalla gráfica del enfoque de GE se muestra en la Figura 7 En esta figura, la inspección
recomendación intervalo se define por el rectángulo establecido por los arranques y criterios horas.
Estas recomendaciones para la caída de inspección dentro de las expectativas de vida de diseño y se
seleccionan de manera que los componentes verificados para ser aceptable para su uso continuado en
el punto de inspección tendrá bajo riesgo de fracaso durante el intervalo de funcionamiento posterior.
Una alternativa al enfoque de GE, que es a veces empleado por otros fabricantes, convierte cada inicio
de ciclo para un número equivalente de horas de servicio (EOH) con intervalos de inspección basado
en el recuento de horas equivalentes. Por las razones expuestas anteriormente, GE no está de acuerdo
con este enfoque. Esta lógica puede crear la impresión de intervalos más largos, mientras que en
realidad se requieren inspecciones de mantenimiento más frecuentes. Haciendo de nuevo referencia
a la figura 7, la inicia y hora de inspección "rectángulo" se reduce a la mitad como se define por la
línea diagonal desde los inicios limitan en la esquina superior izquierda hasta el límite de horas en la
esquina inferior derecha. Aplicaciones de trabajo de gama media, con horas por razones de inicio de
30 a 50, se ven especialmente perjudicados por este enfoque.
Esto se ilustra adicionalmente en la Figura 8 para el ejemplo de una turbina de gas MS7001EA que
funcione con combustible de gas, en condiciones de carga de base sin inyección de vapor o agua o
viajes de carga. La unidad funciona 4.000 horas y 300 arranques por año. Siguiendo las
recomendaciones de GE, el operador realizar la inspección ruta del gas caliente después de cuatro
años de funcionamiento, con aperturas de ser la condición limitante. Realización de mantenimiento
en esta misma unidad en base a un criterio equivalente hora requeriría una inspección de la ruta del
gas caliente después de 2,4 años. Del mismo modo, para una aplicación de servicio continuo operando
8.000 horas y 160 arranques por año, la recomendación GE sería llevar a cabo la inspección de la ruta
del gas caliente después de tres años de funcionamiento con las horas de funcionamiento es la
condición limitante para este caso. Los criterios horas equivalente sería establecer la inspección de la
ruta del gas caliente después de 2,1 años de operación para esta aplicación.
Factores de servicio
Mientras que GE no atribuye a la equivalencia de arranques de horas, hay equivalencias dentro de un
mecanismo de desgaste que debe ser considerado. Como se muestra en la Figura 9, las influencias
tales como el tipo de combustible y la calidad, el ajuste de temperatura de cocción, y la cantidad de
vapor o de inyección de agua se consideran con respecto a los criterios basados horas. Tasa de inicio
y el número de viajes se estafa considerados en relación con los criterios basados comienza.
En ambos casos, estas influencias pueden actuar para reducir los intervalos de mantenimiento.
Cuando estos factores de servicio o de mantenimiento están involucrados en el perfil operativo de
una unidad, el mantenimiento de la ruta de gas caliente "rectángulo" que describe los criterios
específicos de mantenimiento para esta operación se reduce desde el caso ideal, como se ilustra en la
Figura 10. La siguiente discusión se echar un vistazo más de cerca a los factores operativos esenciales,
y cómo pueden afectar los intervalos de mantenimiento, así como intervalos de piezas renovación /
sustitución.
Combustible
Combustibles quemados en turbinas de gas van desde el gas natural limpio para aceites residuales y
el mantenimiento de impacto, como se ilustra en la Figura 11. Combustibles de hidrocarburos más
pesados tienen un factor de mantenimiento que van de tres a cuatro para el combustible residual y dos
y cincuenta y ocho para los combustibles de petróleo crudo. Estos combustibles en general, liberan
una mayor cantidad de energía termal radiante, lo que resulta en una reducción posterior en la vida
de hardware de combustión, y con frecuencia contienen elementos corrosivos, tales como sodio,
potasio, vanadio y plomo que puede conducir a la corrosión en caliente acelerado de toberas de turbina
y cubos. Además, algunos elementos en estos combustibles pueden causar depósitos ya sea
directamente o por medio de compuestos formados con inhibidores que se utilizan para prevenir la
corrosión. Estos depósitos impacto y el rendimiento puede conducir a una necesidad de un
mantenimiento más frecuente.
Destilados, como refinados, por lo general no contienen altos niveles de estos elementos corrosivos,
pero los contaminantes dañinos pueden estar presentes en este combustible fuera recibido
originalmente por el sitio. Dos formas comunes de contaminar el número dos de aceite combustible
destilado son: el lastre de agua salada se mezcla con la carga durante el transporte marítimo y la
contaminación del combustible destilado cuando se transporta al sitio en camiones cisterna, camiones
cisterna o tuberías que se utilizaron anteriormente para transportar combustible contaminado,
productos químicos o gasolina con plomo. De la Figura 11, se puede observar que la experiencia de
GE con combustibles destilados indica que el factor de mantenimiento ruta del gas caliente puede
variar desde tan bajo como uno (equivalente a gas natural) a tan alto como tres. A menos que la
experiencia operativa sugiere lo contrario, se recomienda que una ruta del gas factor de
mantenimiento en caliente de 1,5 se utilizará para la operación en el petróleo destilado. Tenga en
cuenta también que los contaminantes en los combustibles líquidos pueden afectar la vida de los
componentes auxiliares de turbinas de gas, tales como bombas de combustible y divisores de flujo.
Como se muestra en la Figura 11, los combustibles de gas, que cumplen con las especificaciones de
GE, se consideran el combustible óptima con respecto al mantenimiento de la turbina y se les asigna
ningún impacto negativo. La importancia de la calidad del combustible adecuado se ha amplificado
con sistemas de combustión Dry Low NOx (DLN). Se requiere la adherencia adecuada a las
especificaciones del combustible de GE en GEI-41040 para permitir el correcto funcionamiento del
sistema de combustión, y para mantener las garantías aplicables. El arrastre de hidrocarburos líquidos
puede exponer el hardware-path hot-gas a condiciones de exceso de temperatura severas y puede dar
lugar a reducciones significativas en partes del trayecto gas caliente vive o intervalos de reparación.
Los propietarios pueden controlar este posible problema mediante el uso de sistemas de depuración
de gases efectivos y por sobrecalentamiento del combustible gaseoso antes de su uso para
proporcionar un valor nominal de 50 ° F (28 ° C) de recalentamiento en la conexión de la válvula de
control de gas de la turbina.
La prevención de la corrosión en caliente de los cubos de la turbina y boquillas es principalmente
bajo el control del propietario. Diagnostica ni se trata, un solo envío de combustible contaminado
puede causar daños considerables a los componentes de la ruta de gas caliente de la turbina de gas.
Potencialmente altos costos de mantenimiento y pérdida de disponibilidad pueden ser minimizados o
eliminados por:
La colocación de una especificación adecuada de combustible en el surtidor de combustible. Para los
combustibles líquidos, cada envío debe incluir un informe que identifica la gravedad específica, punto
de inflamación, viscosidad, contenido de azufre, punto de fluidez y cenizas del combustible.
Proporcionar un programa de muestreo y análisis de la calidad del combustible regular. Como parte
de este programa, se recomienda un wáter en línea en el monitor de aceite combustible, como es un
analizador portátil de combustible que, como mínimo, lee vanadio, plomo, sodio, potasio, calcio y
magnesio.
Proporcionar el mantenimiento adecuado del sistema de tratamiento de combustible cuando la quema
de aceites combustibles más pesados y por el suministro de equipo de limpieza para combustibles
destilados cuando hay un potencial de contaminación.
Además de su presencia en el combustible, los contaminantes también pueden entrar en la turbina a
través de la entrada de aire y del vapor de agua o agua inyectada para el control de las emisiones de
NOx o el aumento de potencia. Transferencia procedente de enfriadores evaporativos es otra fuente
de contaminantes. En algunos casos, se han encontrado estas fuentes de contaminantes para causar la
degradación de la ruta en caliente de gas igual a la observada con contaminantes relacionados con el
combustible. Especificaciones de GE definen límites para las concentraciones máximas de
contaminantes para combustible, aire y vapor / agua.
Temperaturas de cocción
Operaciones significativas en la carga máxima, debido a las temperaturas de funcionamiento más
altas, se requieren un mantenimiento y sustitución de componentes de trayecto de gas caliente más
frecuente. Para una turbina de MS7001EA, cada hora de funcionamiento en el pico de temperatura
de cocción de carga (+ 100 ° F / 56 ° C) es la misma, desde un punto de vista piezas de la cuchara
vida, tal como seis horas de funcionamiento a carga base. Este tipo de operación se traducirá en un
factor de mantenimiento de seis. La Figura 12 indica el efecto de vida de las piezas correspondientes
a cambios en la temperatura de cocción. Cabe señalar que esta no es una relación lineal, como un
aumento de C + 200 ° F / 111 ° en temperatura de cocción tendría una equivalencia de seis veces seis,
o 36: 1.
Mayor temperatura de cocción reduce partes en rutas de acceso en caliente gas vive mientras vive
temperatura aumenta más baja cocción partes. Esto proporciona una oportunidad para equilibrar los
efectos negativos del pico de operación de carga por períodos de funcionamiento a carga parcial. Sin
embargo, es importante reconocer que el comportamiento no lineal descrito anteriormente no dará
lugar a un equilibrio de uno a uno por la igualdad de magnitudes de sobre y bajo la operación de la
cocción. Más bien, se necesitarían seis horas de operación a -100 ° F / 56 ° C en condiciones de base
para compensar la operación de una hora a + 100 ° condiciones F / 56 ° C a lo largo de carga base.
También es importante reconocer que una reducción en la carga no siempre significa una reducción
de la temperatura de cocción. En las aplicaciones de recuperación de calor, donde las unidades de
generación de vapor de la eficiencia global de la planta, la carga se reduce primero cerrando álabes
guía de entrada variable para reducir el flujo de aire de entrada, manteniendo la máxima temperatura
de escape. Para estas aplicaciones de ciclo combinado, la temperatura de cocción no disminuye hasta
que la carga se reduce por debajo de aproximadamente 80% de la potencia nominal. A la inversa, una
turbina se ejecuta en modo de ciclo simple mantiene abiertos completos los álabes de guía durante
una reducción de la carga a 80% y experimentará una reducción en C 200 ° F / 111 ° en la temperatura
de cocción en este nivel de salida. Los efectos piezas trayectoria gas caliente de vida para estos
diferentes modos de funcionamiento son obviamente muy diferentes.
Este efecto de control de la turbina se ilustra en la Figura 13 Del mismo modo, las turbinas con
sistemas de combustión DLN utilizan entrada de descubierta paleta de guía, así como la entrada de
purga de calor para extender el funcionamiento de la operación bajo premezcla NOx a parte las
condiciones de carga.
Disparando efectos de la temperatura sobre el mantenimiento de la ruta del gas caliente, como se
describe anteriormente, se refieren a limpiar la quema de combustibles, tales como gas natural y
destilados ligeros, donde la fluencia ruptura de los componentes del paso del gas caliente es el
limitador de vida primaria y es el mecanismo que determina la ruta de gas caliente mantenimiento
impacto intervalo. Con los combustibles pesados ash-rodamiento, la corrosión y los depósitos son la
influencia primaria y existe una relación diferente con la temperatura de cocción. La figura 14 ilustra
la sensibilidad del factor de mantenimiento ruta del gas caliente a la temperatura de cocción para una
operación pesada de combustible. Se puede observar que mientras que la sensibilidad a la temperatura
de cocción es menor, el factor de mantenimiento en sí es más alto debido a cuestiones relativas a los
elementos corrosivos contenidos en estos combustibles.
Vapor / Inyección de agua
El agua (o vapor) de inyección para el control de emisiones o el aumento de energía pueden impactar
piezas vidas y los intervalos de mantenimiento, incluso cuando el agua o el vapor cumple las
especificaciones de GE. Esto se relaciona con el efecto de la adición de agua en las propiedades de
transporte de gas caliente. Mayor conductividad gas, en particular, aumenta la transferencia de calor
a los cubos y las boquillas y puede conducir a una mayor temperatura del metal y partes reducidas
vive como se muestra en la Figura 15.
Impacto vida Piezas de vapor o de inyección de agua está relacionado con la forma en la turbina se
controla. El sistema de control en la mayoría de aplicaciones de carga de base reduce la temperatura
de cocción como se inyecta agua o vapor. Esto contrarresta el efecto de la transferencia de calor
mayor en el lado de gas y los resultados en ningún impacto en la vida de cubo. En algunas
instalaciones, sin embargo, el sistema de control está diseñado para mantener la temperatura de
cocción constante con el nivel de inyección de agua. Esto resulta en salida de la unidad adicional pero
disminuye vida de las piezas como se describe anteriormente. Unidades controladas de esta manera
son generalmente en aplicaciones en horas pico en las horas de funcionamiento Anuales son bajos o
donde los operadores han determinado que la vida de las piezas reducidas se justifican por la ventaja
de poder. GE describe estos dos modos de funcionamiento operación curva de control lo más seco y
operación curva de control húmedo, respectivamente. La figura 16 ilustra la curva de control mojado
y seco y las diferencias de rendimiento que resultan de estos dos modos diferentes de control.
Un factor adicional asociado con el agua o el vapor de inyección se refiere a la carga aerodinámica
más alto en los componentes de la turbina que resulta del agua inyectada aumento de la relación de
presión del ciclo. Esta carga adicional puede aumentar la tasa de desviación de aguas abajo de las
toberas de la segunda y tercera etapa, lo que reduciría el intervalo de reparación de estos componentes.
Sin embargo, la introducción de GTD-222, una fuerza nueva etapa de alta fluencia dos y tres de la
aleación de la boquilla, ha minimizado este factor. Factores de mantenimiento relacionados con la
inyección de agua para las unidades que operan en seco rango de control de uno (para unidades
equipadas con boquillas GTD-222 segunda etapa y tercera etapa) a un factor de 1,5 para las unidades
equipadas con FSX-414 boquillas y la inyección de 5% de agua. Para la operación de control de curva
mojada, el factor de mantenimiento es de aproximadamente dos a 5% de inyección de agua para GTD-
222 y cuatro para FSX-414.
Efectos cíclicos
En la discusión anterior, se describen los factores operativos que impactan en los criterios de
mantenimiento de horas basado. Para los criterios de mantenimiento basados inicia-, factores
operativos asociados a los efectos cíclicos producidos durante el arranque, operación y parada de la
turbina deben ser considerados. Condiciones de funcionamiento distintos de la secuencia de arranque
y apagado estándar potencialmente puede reducir la vida cíclica de los componentes y los rotores del
paso del gas caliente, y, si está presente, se requerirá el mantenimiento y las piezas más frecuente
renovación y / o sustitución.
Partes del paso del gas caliente
La figura 17 ilustra los cambios Temperatura de cocción se producen durante un ciclo de arranque y
apagado normal. Luz-off, aceleración, carga, descarga y apagado todos producen cambios
Temperatura de gas que producen los cambios de temperatura de metal correspondientes. Para los
cambios rápidos en la temperatura del gas, los bordes de la cubeta o boquilla responden más
rápidamente que la sección a granel más grueso, como se ilustra en la Figura 18.
Estos gradientes, a su vez, producir tensiones térmicas que, cuando un ciclo, con el tiempo pueden
conducir a la formación de grietas.
La Figura 19 describe la historia cepa temperatura de un MS7001EA etapa 1 cubo durante un ciclo
de arranque y apagado normal. Light-off producen cepas y la aceleración de compresiones
transitorias en el cubo como el borde de ataque de respuesta rápida se calienta más rápidamente que
la sección a granel más gruesa de la superficie de sustentación. En condiciones de plena carga, el
cubo alcanza su temperatura máxima de metal y una tensión de compresión producida a partir de los
gradientes de temperatura normales de estado estacionario que existen en la parte enfriado. Al
apagarse, las condiciones inversa donde los bordes que respondieron más rápido se enfrían más
rápidamente que la sección a granel, lo que resulta en una tensión de tracción en el borde delantero.
Pruebas de fatiga mecánica térmica ha encontrado que el número de ciclos que una parte puede
soportar antes de craqueo se produce está fuertemente influenciada por el rango de deformación
total y la temperatura máxima del metal experimentado. Cualquier condición de funcionamiento
que aumenta significativamente el margen de deformaciones y / o la temperatura máxima del metal
sobre las condiciones normales del ciclo actuará para reducir la resistencia a la fatiga y aumentar el
factor de mantenimiento comienza basada.
Por ejemplo, la Figura 20 compara un ciclo de funcionamiento normal con una que incluye un viaje
de plena carga. El aumento significativo en el rango de tensión para un viaje de ciclo resulta en un
efecto de vida que equivale a ocho ciclos normales de arranque / parada, como se muestra. Viajes
de carga parcial tendrán un impacto reducido debido a las Temperaturas de metales inferiores en el
inicio del evento de disparo. La Figura 21 ilustra que mientras que un viaje de las cargas de mayor
bronceado 80% tiene un 8: factor de mantenimiento 1, un viaje desde la velocidad completa sin
carga tendría un factor de mantenimiento de 2: 1.
Al igual que en los viajes de carga, arranques de emergencia y carga rápida impactará el intervalo de
mantenimiento se inicia basada. Esto se refiere de nuevo al mayor intervalo de deformación que está
asociada con estos eventos. Arranques de emergencia cuando las participaciones sean traídos desde
parado a plena carga en menos cinco minutos tan tendrán un efecto partes de vida igual a 20 ciclos
de arranque normales y un inicio normal con carga rápida producirá un factor de mantenimiento de
dos.
Mientras que los factores descritos anteriormente disminuirán el intervalo de mantenimiento se inicia
basada, ciclos de funcionamiento de carga parcial permitirían una extensión del intervalo de
mantenimiento. La Figura 22 es una guía que se podría utilizar en la consideración de este tipo de
operación. Por ejemplo, dos ciclos de funcionamiento a niveles máximos de carga de menos de 60%
equivaldrían a una apertura a una carga mayor que 60% o, dicho de otro modo, tendría un factor de
mantenimiento de 0,5.
Partes del rotor
Además de los componentes de la ruta de gas caliente, el mantenimiento estructura del rotor y los
requisitos de renovación se ven afectados por los efectos cíclicos asociados con la puesta en marcha,
funcionamiento y parada. Factores específicos de mantenimiento para el perfil operativo y el rotor de
diseño de una aplicación deben ser determinados y se incorporan en la planificación del
mantenimiento operadores. Se requiere el desmontaje y la inspección de todos los componentes del
rotor cuando se inicia los rotores acumulados alcanzan el límite de la inspección. (Véase la Figura 45
y la Figura 46 en la Sección de Inspección Intervalos.)
Para el rotor, la condición térmica cuando se inicia la secuencia de arranque es un factor importante
en la determinación del intervalo de mantenimiento del rotor y vida de los componentes de rotor
individual. Rotores que son fríos, cuando la puesta en marcha se inicia el desarrollo de esfuerzos
térmicos transitorios como la turbina se pone en línea. Los grandes rotores con sus constantes de
tiempo más largo térmicas desarrollan mayores esfuerzos térmicos que rotores más pequeños
sometidos a la misma secuencia de tiempo de inicio. Tensiones de alta termales reducirán los
intervalos de mantenimiento y resistencia a la fatiga térmica mecánica.
La industria de turbinas de vapor reconoció la necesidad de ajustar los tiempos de inicio en el 1950-
70 período de tiempo en el crecimiento del mercado de generación de energía llevó a turbinas de
vapor cada vez más grandes que operan a temperaturas más altas. Al igual que el tamaño del rotor de
la turbina de vapor aumenta de los años 1950 y 1960, rotores de turbinas de gas han visto una
tendencia de crecimiento en los años 1980 y 1990 como la tecnología ha avanzado para satisfacer la
demanda de las centrales de ciclo combinado con una alta densidad de potencia y eficiencia térmica.
Con estos rotores más grandes, las lecciones aprendidas tanto de la experiencia de la turbina de vapor
y la más reciente experiencia de la turbina de gas deben tenerse en cuenta en el control de la puesta
en marcha de la turbina de gas y / o factores de mantenimiento debe ser determinada por el ciclo de
trabajo de una aplicación para cuantificar el rotor reducciones de vida asociados con diferentes niveles
de gravedad. Los factores de mantenimiento así determinados se utilizan para ajustar los intervalos
de inspección de elementos de rotor, reparación y reemplazo que sean apropiadas a que el ciclo de
trabajo en particular.
Aunque el concepto de factores de mantenimiento del rotor es aplicable a todos los rotores de turbina
de gas, sólo MS7001 / 9001F y FA rotores serán discutidas en detalle. El factor de mantenimiento de
rotor para una puesta en marcha es una función del tiempo de inactividad después de un período de
operación previo. A medida que aumenta el tiempo de inactividad, la Temperatura del rotor de metal
se acerca las condiciones ambientales y el impacto de fatiga térmica durante unos aumentos
posteriores de puesta en marcha. Dado que la ubicación más limitante determina el impacto global
del rotor, el factor de mantenimiento del rotor se determina a partir del locus límite superior de los
factores de mantenimiento del rotor en estas diversas características. Por ejemplo, el arranque en frío
se les asigna un factor de mantenimiento de rotor de dos y arranques en caliente un factor de
mantenimiento de rotor de menos de un debido a la tensión termal inferior bajo condiciones de calor.
Los arranques en frío no son el único factor que influye en que operan los intervalos de mantenimiento
del rotor y duración de los componentes. Arranques rápidos y carga rápida, donde la turbina se eleva
con rapidez para cargar, aumentan los gradientes térmicos y son deber más grave para el rotor. Trips
de carga y en particular de viajes seguidos por reinicia inmediatos reducen el intervalo de
mantenimiento del rotor al igual que el encendido en caliente dentro de la primera hora de una parada
caliente. Figura 23 listas recomendadas factores operativos que se deben utilizar para determinar el
factor de mantenimiento general del rotor para PG7241 y PG9351 rotores de diseño. Los factores que
se utilizarán para otros modelos son determinados por aplicables Información Técnica Letras.
El significado de cada uno de estos factores a los requisitos de mantenimiento del rotor depende del
tipo de operación que la unidad ve. Hay tres categorías generales de funcionamiento que son típicas
de la mayoría de las aplicaciones de turbinas de gas. Estos están llegando, deber cíclico y continuo
como se describe a continuación:
Unidades en horas pico tienen una frecuencia relativamente alta de partida y un bajo número
de horas al inicio. Operación sigue a una demanda estacional. Unidades en horas pico por lo
general ve un alto porcentaje de los arranques en frío.
Unidades de servicio cíclicos comienzan todos los días con cierres de fin de semana. Doce a
dieciséis horas por inicio es típico que resulta en una condición de rotor caliente para un gran
porcentaje de las aperturas. Los arranques en frío por lo general sólo se ven después de una
puesta en marcha después de una parada de mantenimiento o después de un corte de fin de
semana de dos días.
Servicio continúo ver un gran número de horas al inicio y la mayoría de las aperturas son
fríos porque los cortes son generalmente mantenimiento impulsado. Aunque el porcentaje de
arranques en frío es alta, el número total de arranques es baja. El intervalo de mantenimiento
del rotor en la Figura 24 listas operativo perfiles en el extremo superior de cada una de estas
tres categorías generales de las aplicaciones de turbinas de gas.
Como puede verse en la Figura 24, estos ciclos de trabajo tienen diferentes combinaciones de
arranques en caliente, calientes y frías con cada condición de partida que tiene un impacto diferente
en el intervalo de mantenimiento del rotor como se discutió previamente. Como resultado, el intervalo
de mantenimiento rotor comienza a base dependerá de un ciclo de trabajo específico aplicaciones.
En una sección posterior, un método será descrito que permite al operador de la turbina para
determinar un factor de mantenimiento que es específico de ciclo de trabajo de la operación. Factor
de mantenimiento integrado de la aplicación utiliza los factores de mantenimiento del rotor descritos
anteriormente en combinación con el ciclo de trabajo real de una aplicación específica y se puede
utilizar para determinar los intervalos de inspección del rotor. En este cálculo, el ciclo de trabajo de
referencia que se obtiene un factor de mantenimiento basado inicia igual a uno se define en la Figura
25. Ciclos de trabajo diferentes de la definición figura 25, en ciclos de trabajo particulares con los
arranques en frío más, o un alto número de viajes, se tener un factor de mantenimiento mayor que
uno.
Piezas de Combustión
Un sistema de combustión típico contiene piezas de transición, forros de combustión, mangas fluir,
asambleas de cabecera contienen inyectores de combustible y cartuchos, tapas y tapas finales, y una
variedad de otros equipos incluyendo tubos de fuego cruzado, las bujías y los detectores de llama.
Además, puede haber varios componentes de los combustibles y de suministro de aire, tales como
purga o válvulas de retención y mangueras flexibles. GE ofrece varios tipos de sistemas de
combustión, incluyendo cámaras de combustión estándar, Combustores Tranquilo Multi-boquilla
(MNQC), cámaras de combustión IGCC y Dry Low NOx (DLN) cámaras de combustión. Cada uno
de estos sistemas de combustión tiene características de funcionamiento únicas y modos de operación
con diferentes respuestas a las variables operacionales que afectan a los requisitos de mantenimiento
y renovación.
Los requisitos de mantenimiento y renovación de piezas de combustión se ven afectados por muchos
de los mismos factores que las partes la ruta de gas caliente, incluyendo el ciclo de arranque, viajes,
tipo de combustible y la calidad, la temperatura de cocción y el uso de vapor o de inyección de agua,
ya sea para el control de emisiones o el aumento de potencia. Sin embargo, hay otros factores
específicos de los sistemas de combustión. Uno de estos factores es el modo de funcionamiento, que
describe el patrón de abastecimiento de combustible aplicado. El uso de los modos de funcionamiento
de baja carga con cargas elevadas puede reducir significativamente el intervalo de mantenimiento.
Un ejemplo de esto es el uso de dln1 extendió modo magra magra con cargas altas, lo que puede
resultar en un factor de mantenimiento de 10 Otro factor que puede afectar el mantenimiento del
sistema de combustión es dinámica acústica. Dinámica acústica son oscilaciones de presión generadas
por el sistema de combustión, lo cual, si es lo suficientemente alta en magnitud, puede provocar un
desgaste y grietas significativas. GE es práctica para sintonizar el sistema de combustión a niveles de
dinámica acústica lo suficientemente bajo para asegurar que las prácticas de mantenimiento que se
describen aquí no se vean comprometidos.
Mantenimiento de la combustión se lleva a cabo, si es necesario, después de cada inspección de
combustión (o reparación) de intervalo. Lineamientos del intervalo de inspección se incluyen en la
Figura 42 Se espera y se recomienda que los intervalos pueden modificar en base a la experiencia
específica. Intervalos de sustitución se definen generalmente por un número recomendado de
intervalos de combustión (o reparación) y suelen ser de combustión componente específico. En
general, el intervalo de sustitución como una función del número de intervalos de inspección de
combustión se reduce si el intervalo de inspección de combustión se aumente. Por ejemplo, un
componente que tiene una inspección 8000 horas de combustión (CI) y un intervalo de 6 (IC) o
intervalo de reemplazo 48.000 horas tendría un intervalo de sustitución de 4 (IC) si el intervalo de
inspección se aumentó a 12.000 horas para mantener unas 48.000 horas intervalo de reemplazo.
Para las piezas de combustión, las condiciones de funcionamiento de la línea de base que dan lugar a
un factor de mantenimiento de la unidad son normales arranque despedido y parada para carga base
con combustible de gas natural sin vapor o de inyección de agua. Los factores que aumentan el factor
de mantenimiento basado en horas incluyen enarbolando deber, destilado o de combustibles pesados,
de vapor o de inyección de agua con las curvas de control secos o húmedos. Los factores que
aumentan el factor de mantenimiento basado inicia-incluyen servicio en horas pico, el tipo de
combustible, de vapor o de agua de inyección, viajes, salidas de emergencia y carga rápida.
Desactivado Frecuencia de operación
GE turbinas de gas de un solo eje de servicio pesado están diseñadas para operar en un rango de
velocidad del 95% al 105%. Sin embargo, operación a que la velocidad nominal tiene el potencial de
impactar los requisitos de mantenimiento. Dependiendo de los requisitos de los códigos de la
industria, las características específicas del diseño de la turbina y la filosofía de control de la turbina
empleada, las condiciones de funcionamiento pueden provocar que se acelerará el consumo de la vida
de los componentes del paso del gas caliente. Cuando esto es así, el factor de mantenimiento asociado
a esta operación debe ser entendido y estas pruebas de velocidad se analizarán y registrará a fin de
incluir en el plan de mantenimiento de esta instalación de la turbina de gas.
Turbinas de conducción de generador que operan en una red sistemas de energía a veces tienen que
cumplir con los requisitos operativos que tienen por objeto el mantenimiento de la estabilidad de red
en condiciones de carga o capacidad cambios repentinos. La mayoría de los códigos requieren
turbinas para permanecer en línea en el caso de una perturbación de frecuencia. Para el
funcionamiento en frecuencia, se deja que la disminución salida de la turbina que normalmente se
producirá con una disminución de la velocidad y el efecto neto sobre la turbina, medida por un factor
de mantenimiento es mínimo. En algunos sistemas de red, hay códigos más estrictos que requieren
restantes en la línea mientras se mantiene la carga en un horario definido de carga frente a la
frecuencia de red. Un ejemplo de un requisito más estricto se define por el National Grid Company
(NGC). En el código de NGC, las condiciones bajo las cuales excursiones de frecuencias deben ser
toleradas y / o controlados se definen como se muestra en la Figura 26.
Con esta especificación, la carga debe mantenerse constante en una gama de frecuencia de +/- 1%
(+/- 0,5 Hz en un sistema de red de 50 Hz) con una reducción de la carga del uno por ciento permitido
por cada uno por ciento de caída de frecuencia adicional a un mínimo velocidad 94%. Requisitos
estipulan que la operación entre el 95% y el 104% de velocidad puede ser continuo, pero la operación
entre el 94% y el 95% se limita a 20 segundos para cada evento. Estas condiciones se deben cumplir
hasta una temperatura ambiente máxima de 25 ° C (77 ° F).
Impactos de operación de mantenimiento de menores de la frecuencia en la medida que nominalmente
controla la salida de la turbina debe superarse con el fin de cumplir con el requisito de salida de
especificación definida. Como la velocidad disminuye, el flujo de aire del compresor disminuye,
reduciendo la salida de la turbina. Si esta salida caída fuera de lo normal con los resultados de
velocidad en cargas menores que el mínimo establecido, el aumento de potencia se debe aplicar.
Overfiring Turbine es la opción más obvia de aumento pero otros medios, como la utilización de agua
de lavado de turbinas de gas tienen un cierto potencial como una acción de aumento.
La temperatura ambiente puede ser un factor significativo en el nivel de aumento de potencia
requerida. Esto se relaciona con compresor margen operativo que puede requerir el cierre de entrada
de paleta de guía si compresor de velocidad corregida alcanza condiciones limitantes. Para una clase
de turbina de FA, la operación a 0 ° C (32 ° F) requeriría ningún aumento de potencia para cumplir
con los requisitos de NGC mientras que la operación a 25 ° C (77 ° F) podría caer por debajo de los
requisitos de NGC sin una cantidad considerable de aumento de potencia. Como ejemplo, la Figura
27 ilustra la tendencia de salida a 25 ° C (77 ° F) para una turbina de gas de clase FA como cambios
de frecuencia del sistema de rejilla y donde no se aplica ningún aumento de potencia.
En la Figura 27, el déficit de la producción de turbinas de gas en el extremo de baja frecuencia
(47.5Hz) de la gama de funcionamiento continuo cumplimiento NGC requeriría un aumento del 160
° F durante la carga básica temperatura de cocción para estar en cumplimiento. En este nivel de exceso
de fuego, un factor de mantenimiento superior a 100x se aplicaría a todo el tiempo dedicado a estas
condiciones. Overfiring a este nivel tendría implicaciones en la operatividad de combustión y el
cumplimiento de las emisiones, así como tener un impacto importante en el gas caliente partes de
trayectoria de vida. Un enfoque de aumento de energía alternativa que se ha utilizado en las turbinas
de gas de AF para NGC cumplimiento del código utiliza agua de lavado en combinación con el
aumento de temperatura de cocción. Como se muestra en la Figura 28, con lavado en agua, se requiere
50 ° F overfiring para satisfacer código NGC para condiciones de funcionamiento de 25 ° C (77 ° F)
de temperatura ambiente y frecuencia de la red en 47,5 HZ. En estas condiciones, el factor de
mantenimiento basado en las horas sería 3x según lo determinado por la Figura 12 Es importante
entender que el funcionamiento a frecuencias más condiciones no comercio ne uno de lucro para los
períodos en condiciones menores de la frecuencia. Como se discutió en la sección de temperatura de
cocción más arriba, en condiciones de operación máxima de cocción tiene una relación logarítmica
no lineal con factor de mantenimiento.
Como se describió anteriormente, el código NGC requiere un funcionamiento de hasta 20 segundos
por evento en una condición de frecuencia entre la velocidad de 94% a 95%. Eventos de cuadrícula
que exponen a la turbina de gas para frecuencias por debajo de la velocidad continuo mínimo de 95%
introducen consideraciones de mantenimiento y sustitución de piezas adicionales. Operación a
velocidades de menos de 95% es necesario aumentar más el fuego para lograr el cumplimiento, pero
también introduce una preocupación adicional que se relaciona con la exposición potencial de los
álabes de las excitaciones que podrían resultar en respuesta resonante hoja y menor resistencia a la
fatiga. Teniendo en cuenta este potencial, un factor de mantenimiento se inicia basada de 60x se
asigna a cada 20 segundos excursión a la red las frecuencias de velocidad inferior al 95%.
El exceso de la frecuencia o la operación de alta velocidad también puede introducir condiciones que
los intervalos de mantenimiento de la turbina de impacto y recambio de piezas. Si la velocidad se
incrementa por encima de la velocidad nominal nominal, los componentes giratorios ver un aumento
en la tensión mecánica proporcional al cuadrado del aumento de la velocidad. Si la temperatura de
cocción se mantiene constante en la condición de sobrevelocidad, la tasa de consumo de vida de los
componentes rotativos del paso del gas caliente aumentará como se ilustra en la Figura 29 donde una
hora de funcionamiento al 105% de velocidad es equivalente a 2 horas a la velocidad nominal. Si la
operación de sobrevelocidad representa una pequeña fracción de perfil operativo de una turbina, este
efecto sobre la vida de las piezas a veces puede ser ignorada. Sin embargo, si se espera que se
desarrollen operaciones significativas en exceso de velocidad y la temperatura nominal de disparo se
mantiene, las horas acumuladas deben ser registrados e incluidos en el cálculo del factor de
mantenimiento general de la turbina y el programa de mantenimiento ajustado para reflejar la
operación de velocidad excesiva. Una opción que mitiga este efecto es bajo el fuego a un nivel que
equilibra la vida efecto partes de exceso de velocidad. Algunas aplicaciones mecánicas han empleado
esa estrategia para evitar un aumento de factor de mantenimiento.
La discusión sensible a la frecuencia anterior describe los requisitos del código relacionados con la
capacidad de salida de la turbina frente a frecuencia de red, donde los factores de mantenimiento
dentro de la gama de velocidades de operación continua se basan horas-. Hay otras consideraciones
relacionadas con las turbinas que funcionan en modo de regulación de frecuencia de la red. En el
modo de regulación de frecuencia, las turbinas se expidan para operar a menos de carga completa y
estamos dispuestos a responder a una perturbación de frecuencia por el rápido recogiendo carga. NGC
requisitos para las unidades en modo de regulación de frecuencia incluyen estar equipados con un
regulador de velocidad proporcional de acción rápida que opera con una caída general de la velocidad
de un 3-5%. Con este control, una turbina de gas proporcionará un aumento de carga que es
proporcional a la magnitud del cambio de frecuencia de red. Por ejemplo, una turbina que funciona
con cinco por ciento de caída sería recoger la carga 20% en respuesta a un 0,5 Hz (1%) gota frecuencia
de la red.
La velocidad a la que la turbina recoge la carga en respuesta a una condición de frecuencia se
determina por el diseño de la turbina de gas y la respuesta de los sistemas de control de combustible
y el flujo de aire del compresor, pero típicamente producir un diez segundos respuesta turbina menos
a un bronceado cambio de ritmo en la frecuencia de red. Cualquier factor de mantenimiento asociado
con esta operación depende de la magnitud del cambio de carga que se produce. Una turbina envió a
50% de carga que respondieron a una caída de frecuencia 2% tendría vida de las piezas y el impacto
de mantenimiento en la ruta del gas caliente, así como la estructura del rotor. Más típicamente, sin
embargo, las turbinas se envían a más cerca de la carga nominal, donde los efectos del factor de
mantenimiento pueden ser menos severos. El NGC requiere producción de la planta 10% en 10
segundos en respuesta a una .5Hz (1%) bajo condición de frecuencia. En una instalación de ciclo
combinado, donde la turbina de gas solo debe recoger la carga transitoria, sería necesario un cambio
de carga de 15% en 10 segundos para cumplir con ese requisito. Efectos del factor de mantenimiento
relacionado con este serían mínimos para la ruta del gas caliente, pero impactarían el factor de
mantenimiento del rotor.
Para un rotor clase FA, cada excursión de frecuencia se cuenta como un inicio factorizada adicional
en el numerador del cálculo del factor de mantenimiento se describe en la figura 45, una exigencia
adicional para el rotor es que debe estar en la condición caliente antes de ser despachada en modo de
regulación de frecuencia.
Calidad del aire
Los costos de mantenimiento y de operación también son influenciados por la calidad del aire que la
turbina consume. Además de los efectos perjudiciales de contaminantes en el aire sobre los
componentes del trayecto de gas caliente, los contaminantes tales como polvo, sal y aceite también
pueden causar la erosión de la hoja del compresor, la corrosión y el ensuciamiento. Partículas Twenty-
micrones que entran en el compresor puede causar una erosión significativa de la hoja. El
ensuciamiento puede ser causado por partículas de suciedad que entran en el compresor submicrónico,
así como de la ingestión de vapor de aceite, humo, sal de mar y vapores industriales.
La corrosión de los álabes del compresor provoca una corrosión de la superficie de la hoja, que,
además de aumentar la rugosidad de la superficie, también sirve como posibles sitios para la iniciación
de grietas por fatiga. Estos rugosidad de la superficie de cuchilla y cambios de contorno disminuirá
el flujo de aire del compresor y la eficiencia, que a su vez reduce la salida de la turbina de gas y la
eficiencia térmica general.
Generalmente, el deterioro compresor de flujo axial es la principal causa de pérdida de potencia de
turbina de gas y la eficiencia. Pérdidas recuperables, imputables a la hoja compresor ensuciamiento,
por lo general representan el 70 a 85 de las pérdidas de rendimiento observados. Como ilustra la
Figura 30, el ensuciamiento del compresor en la medida en que el flujo de aire se reduce en un 5%,
se reducirá la producción en un 13% y aumentar la tasa de calor por 5,5%. Afortunadamente, se puede
hacer mucho a través de los procedimientos de operación y mantenimiento adecuadas para reducir al
mínimo el ensuciamiento pérdidas de tipo. On-line sistemas de lavado de compresor están disponibles
que se utilizan para mantener la eficiencia del compresor lavando el compresor, mientras que en la
carga, antes de que se ha producido ensuciamiento significativo. Sistemas sin conexión se utilizan
para limpiar compresores fuertemente ensuciadas. Otros procedimientos incluyen el mantenimiento
del sistema de filtración de entrada y de entrada evaporativos También hay pérdidas no recuperables.
En el compresor, éstos suelen estar causados por la rugosidad superficial, erosión y de punta de pala
frotaciones relacionados nondeposit-. En la turbina, cambios en el área de la garganta de la boquilla,
despacho aumenta punta del cucharón y las fugas son causas potenciales. Se debe esperar un cierto
grado de degradación del rendimiento irrecuperable, incluso en una turbina de gas wellmaintained.
El propietario, la supervisión periódica y el registro de los parámetros de rendimiento de la unidad,
tiene una herramienta muy valiosa para el diagnóstico de posible deterioro del compresor.
Entrada Fogging
Una de las maneras algunos usuarios aumentan salida de la turbina es mediante el uso de
nebulizadores de entrada. Foggers inyectar una gran cantidad de humedad en el conducto de entrada,
exponiendo las etapas delanteras del compresor a un entorno continuamente húmedo. El
funcionamiento de un compresor en un entorno de este tipo puede conducir a la degradación a largo
plazo del compresor debido al ensuciamiento, la degradación de propiedad del material, la corrosión
y la erosión.
La experiencia ha demostrado que dependiendo de la calidad del agua utilizada, el material
silenciador de entrada y conductos, y la condición del silenciador de entrada, el ensuciamiento del
compresor puede ser grave con nebulizadores de entrada. Evaporativo arrastre más frío y lavado con
agua en exceso puede producir efectos similares. La Figura 31 muestra la degradación propiedad del
material a largo plazo que resulta de la operación del compresor en un ambiente húmedo. El estándar
de calidad de agua que se debe adherir a se encuentra en GEK-101944B. Para las turbinas con álabes
del compresor 403SS, la presencia de humedad reducirá resistencia a la fatiga de la cuchilla tanto
como 30%, así como las cuchillas sujetas a la corrosión. Otras reducciones de resistencia a la fatiga
se producen si el ambiente es ácida y si picaduras está presente en la hoja. Picaduras es inducida por
la corrosión y hojas con picaduras puede ver la resistencia del material reduce a 40% de su valor
virgen. La presencia de humedad también aumenta la velocidad de propagación de grieta en una
cuchilla de si un defecto está presente.
Material de GTD-450 sin revestir es relativamente resistente a la corrosión mientras no estucado
403SS es bastante susceptible. La susceptibilidad relativa de los diversos materiales de hoja
compresor y recubrimientos se muestra en la Figura 32. Como se señaló en GER-3569F,
recubrimientos de Al son susceptibles a daños por erosión que conduce a secciones no protegidas de
la hoja. Debido a esto, el revestimiento GECC-1 fue creado para combinar los efectos de un
recubrimiento de Al para evitar la corrosión y una capa superior de cerámica para evitar la erosión.
Las gotas de agua, en exceso de 25 micras de diámetro, serán causa principal de la erosión del borde
en las primeras etapas del compresor. Esta erosión, si lo suficientemente desarrollado, puede conducir
a la rotura de la misma. Adicionalmente, la superficie de borde de ataque rugosa reduce la eficiencia
del compresor y el rendimiento de la unidad.
Se recomienda revisar de erosión y picaduras de los álabes del compresor después de cada 100 horas
de lavado con agua. Utilización de empañamiento de entrada o la refrigeración por evaporación
también puede introducir Remanente de agua o la ingestión de agua en el compresor, lo que resulta
en la erosión R0. Aunque la intención del diseño de refrigeradores evaporativos y nebulizadores de
entrada debe ser para vaporizar completamente toda el agua de refrigeración antes de su ingestión en
el compresor, la evidencia sugiere que en algunos sistemas el agua no está siendo vaporizado
completamente (por ejemplo, rayas decoloración en el conducto de entrada o campana la boca). Si
este es el caso, entonces la unidad debe ser inspeccionada cada 100 horas de lavado combinado de
agua, máquina de humo de entrada, y la operación de enfriamiento evaporativo.
Las inspecciones de mantenimiento
Tipos de inspección de mantenimiento pueden ser ampliamente clasificados como espera, el
funcionamiento y las inspecciones de desmontaje. La inspección de espera se realiza durante los
períodos de poca actividad cuando la unidad no está en funcionamiento, e incluye los servicios de
rutina de los sistemas de accesorios y la calibración del dispositivo. La inspección de funcionamiento
se lleva a cabo mediante la observación de los parámetros de operación de tecla mientras la turbina
está funcionando. La inspección de desmontaje requiere la apertura de la turbina para la inspección
de los componentes internos y se realiza en diversos grados. Inspecciones Desmontaje progreso de la
inspección de combustión para la inspección de la ruta en caliente de gas a la inspección mayor como
se muestra en la Figura 33. Detalles de cada una de estas inspecciones se describen a continuación.
Inspecciones de espera
Inspecciones de espera se realizan en todas las turbinas de gas, pero se refieren en particular a las
turbinas de gas utilizadas en el servicio en horas pico y de servicio intermitente donde comenzar la
fiabilidad es una preocupación primordial. Esta inspección incluye el mantenimiento rutinario del
sistema de batería, cambio de filtros, comprobar los niveles de aceite y agua, relés de limpieza y
comprobación de las calibraciones de dispositivos. Prestación de servicios se puede realizar en
períodos offpeak sin interrumpir la disponibilidad de la turbina. Un periódico prueba de inicio es una
parte esencial de la inspección de espera.
El Manual de mantenimiento e instrucciones, así como las de servicios instructivos Manual, contienen
información y dibujos necesarios para llevar a cabo estos controles periódicos. Entre los dibujos más
útiles en el servicio instructivos Manual para el mantenimiento de espera son las especificaciones de
control, tuberías elementarías esquemáticos y eléctricos. Estos dibujos proporcionan las
calibraciones, los límites de operación, características de funcionamiento y secuencia de todos los
dispositivos de control. Esta información debe ser utilizada con regularidad por el personal de
operación y mantenimiento.
La adhesión cuidadosa a la inspección de mantenimiento de espera menor puede tener un efecto
significativo en la reducción de costos de mantenimiento y el mantenimiento de una alta fiabilidad de
la turbina. Es esencial que se mantenga un buen registro de todas las inspecciones realizadas y de los
trabajos de mantenimiento realizados con el fin de garantizar el establecimiento de un programa de
mantenimiento de sonido.
Ejecución de Inspecciones
Inspecciones de servicio consisten en las observaciones generales y continuadas realizadas mientras
que una unidad está en funcionamiento. Esto comienza por el establecimiento de datos de operación
de línea de base durante la primera puesta en marcha de una nueva unidad y después de los trabajos
importantes de desmontaje. Esta línea de base y luego sirve de referencia a partir del cual se puede
medir el deterioro unidad subsiguiente.
Los datos deben ser tomados para establecer los parámetros normales de equipo de puesta en marcha,
así como los principales parámetros de funcionamiento en estado estacionario. El estado de equilibrio
se define como las condiciones en que no más de un / 3 ° C cambio 5 ° F Temperatura en wheelspace
se produce durante un período de tiempo de 15 minutos. Los datos deben ser tomados a intervalos
regulares y se deben registrar para permitir una evaluación de los requisitos de rendimiento de la
turbina y de mantenimiento en función del tiempo de funcionamiento. Estos datos de inspección de
funcionamiento, que se resumen en la figura 34, incluye: carga y temperatura de escape, la vibración,
el flujo de combustible y la presión, la temperatura del rodamiento de metal, la presión del aceite de
lubricación, temperatura de los gases de escape, la variación diferencial de temperatura de escape y
la hora de inicio. Esta lista es sólo un mínimo y otros parámetros se deben utilizar cuando sea
necesario. Un gráfico de estos parámetros ayudará a proporcionar una base para juzgar las
condiciones del sistema. Las desviaciones de la norma problemas para ayudar a identificar inminente,
los cambios en la calibración o componentes dañados.
Carga vs Temperatura de escape
La relación general entre la carga y la temperatura de escape debe ser observado y se comparó con
los datos anteriores. Temperatura ambiente y de la presión barométrica tendrán algún efecto sobre el
nivel de temperatura absoluta. Alta temperatura de escape puede ser un indicador de deterioro de las
partes internas, fugas excesivas o un compresor de aire sucio. Para aplicaciones de accionamiento
mecánico, también puede ser una indicación de aumento de la potencia requerida por el equipo
accionado.
Nivel de vibraciones
La firma de vibración de la unidad debe ser observado y registrado. Pequeños cambios se producirán
con los cambios en las condiciones de funcionamiento. Sin embargo, grandes cambios o una tendencia
continuamente creciente dan indicios de la necesidad de aplicar medidas correctivas.
Flujo de combustible y presión
El sistema de combustible se debe observar para el flujo de combustible en general frente a la relación
de carga. Deben observarse presiones combustible a través del sistema. Cambios en la presión de
combustible pueden indicar la boquilla de combustible pasajes están conectados, o que los elementos
de medición del combustible, están dañados o fuera de calibración.
Temperatura de escape y Variación Spread
La función de control más importante a observar es el sistema de anulación de combustible de
temperatura de escape y el respaldo sobre el sistema de viaje temperatura. Verificación de rutina de
la operación y calibración de estas funciones será minimizar el desgaste en las partes de trayectoria
caliente-gas. Las variaciones en la turbina de escape Temperatura propagación deben ser medidos y
monitoreados en forma regular. Cambios grandes o una tendencia continuamente creciente en el
escape Temperatura propagación indican problemas de combustión de deterioro del sistema o de
distribución de combustible. Si el Problema no se corrige, se reducirá la duración de las piezas gas
caliente de trayectoria descendente.
Start-Up Time
El tiempo de arranque es una excelente referencia contra el cual los parámetros de funcionamiento
posteriores pueden ser comparados y evaluados. Una curva de los parámetros de partida de la
velocidad, la señal de combustible, Temperatura de escape y marcas críticos secuencia banco frente
al tiempo de la señal de arranque inicial proporcionará una buena indicación de la condición del
sistema de control. Las desviaciones de las condiciones normales ayudan problema inminente
milimétrica, los cambios en la calibración o componentes dañados.
Costa-Down Time
Tiempo de detención es un excelente indicador de rodamiento alineación y estado de rodamientos. El
período de tiempo desde que el combustible se apaga en un apagado normal hasta que el rotor se
detiene puede ser comparado y evaluado. Cerrar la observación y seguimiento de estos parámetros de
funcionamiento servirán de base para planificar eficazmente los requisitos de trabajo de
mantenimiento y materiales necesarios para los períodos de parada posteriores.
La combustión de Inspección
La inspección de combustión es un período relativamente corto de inspección apagado desmontaje
de boquillas de combustible, revestimientos, piezas de transición, tubos de fuego cruzado y
retenedores, las asambleas de las bujías, detectores de llama y mangas de flujo de la cámara de
combustión. Esta inspección se concentra en los forros de combustión, entronques, inyectores de
combustible y las tapas de los extremos que son reconocidos por ser los primeros en exigir la
sustitución y reparación en un buen programa de mantenimiento. Adecuada inspección,
mantenimiento y reparación (Figura 35) de estos elementos contribuirán a una vida más larga de las
piezas posteriores, como las boquillas de turbinas y baldes. La Figura 33 ilustra la sección de una
unidad de MS7001EA que se desmonta para una inspección de combustión. Los revestimientos de
combustión, piezas de transición y conjuntos de boquillas de combustible deben ser removidos y
reemplazados con componentes nuevos o reparados para minimizar el tiempo de inactividad.
Los revestimientos retirados, piezas de transición y boquillas de combustible pueden ser limpiadas y
reparadas después de la unidad se devuelva a la operación y estar disponible para el siguiente intervalo
de inspección de combustión. Los requisitos típicos de inspección de combustión para máquinas
MS6001B / 7001EA / 9001E son:
Inspeccionar e identificar componentes de la cámara de combustión.
Inspeccionar e identificar cada tubo, el retén y la combustión liner fuego cruzado.
Inspeccione revestimiento de combustión para TBC espalación, desgaste y grietas.
Inspeccione el sistema de combustión y la caja de descarga de escombros y objetos extraños.
Inspeccione las soldaduras de la manga de flujo para el agrietamiento.
Inspeccione la pieza de transición para el desgaste y grietas.
Inspeccione boquillas de combustible para enchufar en las puntas, la erosión de los agujeros
de la punta y cierre de seguridad de consejos.
Inspeccione todos, los conductos de aire, gas y fluidos en conjunto de boquilla para conectar,
la erosión, la quema, etc
Inspeccione el conjunto de la bujía para la libertad de la unión, comprobar el estado de los
electrodos y los aislantes.
Vuelva a colocar todos los consumibles y elementos de desgaste normal y desgaste como las
focas, lockplates, tuercas, pernos, juntas, etc
Realizar una inspección visual de la primera etapa particiones tobera de turbina y boroscopio
inspecciona cubos (Figura 3) de turbina para marcar el progreso de desgaste y el deterioro de
estas partes. Esta inspección ayudará a establecer el calendario para la inspección de la ruta
de gas caliente.
Efectuar el control del boroscopio de compresor.
Introduzca el envoltorio de combustión y observar la condición de patinaje en el extremo de
popa del compresor de flujo axial con un boroscopio.
Inspeccione visualmente las áreas de entrada del compresor y de la turbina de escape,
comprobar la condición de IGVS, bujes IGV, baldes laststage y componentes del sistema de
escape.
Verificar el correcto funcionamiento de las válvulas de purga y de verificación. Confirmar el
ajuste adecuado y la calibración de los controles de combustión.
Después de la inspección de combustión es completa y la unidad vuelva al servicio, los forros de
combustión retirados y piezas de transición pueden ser banco de revisar y reparar, si es necesario, ya
sea por personal competente en el lugar o fuera de las instalaciones en un Centro de Servicio de
combustión GE cualificado . Los inyectores de combustible extraídos se pueden limpiar el sitio y el
flujo de prueba en el lugar, si las instalaciones de ensayo adecuados están disponibles. Para las
turbinas de gas de clase F, se recomienda que las reparaciones y pruebas de flujo de la boquilla de
combustible se realizan en los centros de servicio de GE cualificados.
Hot-Gas-Camino de Inspección
El propósito de una inspección de la ruta caliente-gas es examinar las partes expuestas a altas
Temperaturas de los gases calientes descargados del proceso de combustión. La inspección de la ruta
caliente-gas indica en la Figura 36 incluye el alcance completo de la inspección de combustión y,
además, una inspección detallada de las toberas de la turbina, pantallas térmicas del estator
estacionarias y cubos de la turbina. Para realizar esta inspección, la mitad superior de la cáscara de la
turbina debe ser eliminado. Antes de la retirada de Shell, es necesario el apoyo adecuado de la
máquina central usando gatos mecánicos para asegurar la correcta alineación de rotor al estator,
obtener las autorizaciones precisas media concha y prevenir la torsión de las cubiertas del estator. El
procedimiento de hinca MS7001EA se ilustra en la Figura 37.
Para la inspección de la conversión de gas sendero caliente (Figura 33), todas las piezas de transición
de combustión y los conjuntos de boquilla de turbina firststage deben ser removidos. La eliminación
de los conjuntos de segmentos de tobera de turbina segundo y thirdstage es opcional, dependiendo de
los resultados de las observaciones visuales y medición de espacio libre. Los cubos generalmente
pueden ser inspeccionados en el lugar. También, es por lo general vale la pena penetrantes
fluorescentes inspeccionan (FPI) las secciones de paletas cubo para detectar cualquier grieta. Además,
hay que tener un conjunto completo de turbina radial interno y axial (apertura y cierre) durante
cualquier inspección de gas caliente-path. Re-montaje debe cumplir con los requisitos de diagrama
espacio libre para garantizar contra roces y para mantener el rendimiento de la unidad. Requisitos de
inspección típicos hot-del paso del gas para todas las máquinas son:
Inspeccionar y condición récord de cubos de primera, segunda y tercera etapa. Si se determina
que los cubos de la turbina deben ser retirados, siga eliminación de cubo y las instrucciones
de grabación condición. Cubos con capa protectora deben ser evaluados para el resto de la
vida del recubrimiento.
Inspeccionar y condición récord de boquillas de primera, segunda y tercera etapa.
Inspeccionar y condición récord de etapas posteriores envases diafragma boquilla.
Revise los sellos de masajes y deterioro del aclaramiento.
Anote los permisos de punta cubo.
Inspeccione los sellos de vástago balde de liquidación, frotaciones y deterioro.
Compruebe los obenques estacionarios de turbinas para el despacho, agrietamiento, erosión,
oxidación, el roce y la acumulación.
Revise y reemplace cualquier termopares wheelspace defectuosos.
Introduzca cámara impelente de entrada del compresor y observar la condición de la sección
delantera del compresor. Preste atención específica a IGVS, en busca de corrosión, desgaste
del buje evidencia por juego excesivo y vane agrietamiento.
Introduzca el envoltorio de combustión y, con un boroscopio, observar el estado de los álabes
en el extremo de popa del compresor de flujo axial.
Inspeccione visualmente el área de escape de la turbina para detectar cualquier signo de
agrietamiento o deterioro.
El conjunto de tobera de turbina de primera etapa se expone a la descarga directa de gas caliente desde
el proceso de combustión y se somete a las temperaturas más altas de gas en la sección de turbina.
Tales condiciones con frecuencia causan el agrietamiento de la boquilla y la oxidación y, de hecho,
se espera. Las boquillas de segunda y tercera etapa están expuestos a cargas de flexión máxima de
gas que, en combinación con las temperaturas de funcionamiento, pueden conducir a la desviación
de aguas abajo y el cierre de holguras axiales críticos. Hasta cierto punto, la angustia de la boquilla
se puede tolerar y criterios se han establecido para determinar cuándo es necesaria la reparación. Estos
límites están contenidos en el mantenimiento y libros de instrucciones descritas anteriormente. Sin
embargo, como regla general, primero boquillas etapa requerirá reparación en la inspección ruta de
gas caliente. Las boquillas de segunda y tercera etapa pueden requerir rehabilitación para restablecer
los juegos axiales apropiados. Normalmente, las toberas de turbina pueden ser reparados varias veces
para extender la vida y es por lo general el costo de reparación frente a los costos de reemplazo que
dicta la decisión de reemplazo.
Coatings juegan un papel crítico en la protección de los cubos que operan a altas Temperaturas de
metal para asegurar el mantenimiento de la capacidad plena de la superaleación de alta resistencia y
que la vida de rotura cubo cumple con las expectativas de diseño. Esto es particularmente cierto de
los diseños de cubo refrigerados que operan por encima de 1985 ° F (1085 ° C) temperatura de
cocción. La exposición significativa del metal de base para el medio ambiente acelerará la velocidad
de fluencia y puede conducir a la sustitución prematura mediante una combinación de aumento de la
temperatura y el estrés y una reducción en la resistencia del material, como se describe en la figura
38. Este proceso de degradación es impulsado por la oxidación de la aleación de base sin protección.
En el pasado, sobre los dibujos y no refrigerados de primera generación, la degradación de la
superficie debido a la corrosión u oxidación fue considerado como un problema de rendimiento y no
es un factor en la vida balde. Esto ya no es el caso en las temperaturas de cocción más altos de los
diseños actuales de generación.
Dada la importancia de los revestimientos, hay que reconocer que incluso los mejores revestimientos
disponibles tendrán una vida finita y la condición del recubrimiento tendrá un papel importante en la
determinación de la vida de reemplazo cubo. Rehabilitación a través de la remoción y repintado es
una opción para extender la vida de balde, pero si se selecciona repintado, debe hacerse antes de que
el recubrimiento ha violado a exponer el metal base. Normalmente, para las turbinas de la clase
MS7001EA, esto significa que se requerirá de repintado en la inspección en caliente gaspath. Si se
recubre no se realiza en la inspección de la ruta de gas caliente, la vida de descentramiento de los
cubos generalmente se extendería a la mayor inspección, en cuyo punto se sustituirían los cubos. Para
las turbinas de gas de clase F repintado de los primeros cubos de etapa se recomienda en cada
inspección ruta del gas caliente.
El examen visual y boroscopio de las partes-del paso del gas caliente durante las inspecciones de
combustión. Así como las mediciones de la boquilla-deflexión permitirán al operador monitorear
patrones de angustia y progresión. Esto hace que las predicciones de la vida parte más exacto y
permite un tiempo adecuado para planificar para el reemplazo o renovación en el momento de la
inspección de la ruta caliente-gas. Es importante reconocer que para evitar la ampliación de la
inspección de la ruta de gas caliente, las piezas de repuesto necesarias deben estar en el lugar antes
de tomar la unidad fuera de servicio.
Inspección principal
El objetivo de la inspección es importante examinar la totalidad de la rotación interna y componentes
estacionarios de la entrada de la máquina a través de la sección de escape de la máquina. Una
inspección importante debe ser programada de acuerdo con las recomendaciones de mantenimiento
y manual de instrucciones del propietario o modificada por los resultados de boroscopio anterior y la
inspección de la ruta de gas caliente. El ámbito de trabajo se muestra en la figura 39 consiste en la
inspección de todos los componentes principales de brida a brida de la turbina de gas que están sujetas
a deterioro durante el funcionamiento normal de la turbina. Esta inspección incluye elementos
anteriores de las inspecciones de combustión y de trayecto de gas caliente, además de por el que se
abre la turbina de gas completa de brida a brida a las juntas horizontales, como se muestra en la Figura
40, con las inspecciones se realizan en términos individuales.
Antes de la eliminación de revestimientos, conchas y marcos, la unidad debe estar debidamente
apoyado. Apoyo central adecuado usando un gato mecánico y jacking procedimientos de secuencias
son necesarias para asegurar la correcta alineación de rotor al estator, obtener las autorizaciones
precisas media concha y para impedir la torsión de las cubiertas mientras en su concha.
Requisitos de inspección principales típicos para todas las máquinas son:
Todos los espacios radiales y axiales se contrastan con sus valores originales (apertura y
cierre).
Tripas, conchas y cuadros / difusores son inspeccionados en busca de grietas y la erosión.
Entrada del compresor y la trayectoria de flujo del compresor son inspeccionados para
incrustaciones, erosión, corrosión y las fugas. IGVS son inspeccionados en busca de
corrosión, desgaste del buje y la veleta agrietamiento.
Rotor y estator del compresor cuchillas se comprueban para el despacho de punta, roces,
daños por impacto, corrosión por picadura, la reverencia y el agrietamiento.
Turbina obenques estacionarias se comprueban para el despacho, la erosión, el roce, el
agrietamiento y la formación de depósitos.
Sellos y ataques de gancho de toberas de turbina y los diafragmas son inspeccionados para
masajes, erosión, preocupándose o deterioro termal.
Cubos de la turbina se retiran y una comprobación no destructiva de cubos y la rueda de cola
de milano se realiza (capa protectora primer cubo etapa debe ser evaluado para la vida
restante de recubrimiento).
Cubos que no fueron recubrirse en la inspección de la ruta en caliente de gas deben ser
reemplazados.
Inspecciones Rotor recomendados en el manual de mantenimiento y de inspección o por
Información Técnica Las cartas deben ser realizadas. Revestimientos de cojinetes y sellos
son inspeccionados para el despacho y desgaste.
Sistemas de entrada son inspeccionados en busca de corrosión, silenciadores agrietados y
piezas sueltas.
Los sistemas de escape son inspeccionados en busca de grietas, paneles silenciadores rotos o
paneles de aislamiento.
Compruebe la alineación - turbina de gas al generador / turbina de gas para útiles accesorios.
Directrices generales de inspección y mantenimiento se han desarrollado por GE y se proporcionan
en el Manual de Mantenimiento e instrucciones para ayudar a los usuarios en la realización de cada
una de las inspecciones descritas anteriormente.
Piezas de Planificación
La falta de repuestos adecuados en el lugar puede tener un efecto importante en la disponibilidad de
la planta; Por lo tanto, antes de un tipo desmontaje programada de inspección, repuestos adecuados
deben estar en el sitio. Una interrupción planeada como una inspección de la combustión, que sólo
debe tomar de dos a cinco días, podría tomar semanas. GE proporcionará recomendaciones relativas
a los tipos y cantidades de piezas de repuesto necesarias; sin embargo, es hasta el dueño para comprar
estas piezas de repuesto de forma planificada permite plazos de entrega adecuados.
La identificación temprana de las necesidades de repuestos garantiza su disponibilidad en el momento
de las inspecciones planificadas se realizan. Hay dos documentos que apoyan el pedido de partes de
turbinas de gas por número de catálogo. El primero es el Catálogo de piezas de Renovación -
Ilustraciones y texto. Este documento contiene ilustraciones genéricos que se utilizan para identificar
las partes. El segundo documento, la renovación de piezas Manual de datos del catálogo de pedido,
contiene datos de catálogo de pedidos específicos del lugar de la unidad. Los beneficios adicionales
disponibles desde el sistema de datos de catálogo de piezas de renovación son la capacidad para
preparar las listas de piezas de repuesto recomendadas para la combustión, de la ruta de gas caliente
y las principales inspecciones, así como capital y repuestos operacionales. Además, las listas de
intercambiabilidad se pueden preparar para múltiples unidades. La información contenida en el
Manual de datos del catálogo de pedido se puede proporcionar como una impresión de computadora,
en microfichas o en un disco de computadora. A medida que el tamaño de la base de datos crece, y
como se añaden ilustraciones genéricas, la utilidad de esta herramienta será mejorada constantemente.
Expectativas típicas para ciclos de reparación estimados para algunos de los principales componentes
se muestran en el Apéndice D. Estos cuadros suponen que el funcionamiento de la unidad ha estado
de acuerdo con todas las especificaciones y las instrucciones del fabricante. Inspecciones de
mantenimiento y reparaciones también se supone que debe hacer de acuerdo con las especificaciones
y las instrucciones del fabricante. La reparación y sustitución ciclos reales para cualquier turbina de
gas en particular se deben basar en los procedimientos de operación del usuario, la experiencia, las
prácticas de mantenimiento y prácticas de reparación. Los factores de mantenimiento descritos
anteriormente pueden tener un gran impacto tanto en el intervalo de reparación de componentes y
vida útil. Por esta razón, los intervalos que se indican en el Anexo D sólo se deben utilizar como
directrices y no certezas para las piezas de largo alcance que planean. Los propietarios pueden querer
incluir contingencias en sus partes planificación.
Los valores del ciclo de reparación y reemplazo de hardware esperados reflejan la producción actual.
Para lograr estas vidas, se requieren piezas de producción actuales con mejoras en el diseño y
recubrimientos más nuevos. Con hardware de producción anterior, algunas de estas vidas no se puede
lograr. Factores operativos y la experiencia adquirida durante el curso de los procedimientos de
inspección y mantenimiento recomendados será un factor de predicción más precisa de los intervalos
reales.
Apéndice D muestra los intervalos de reparación y reemplazo esperados basados en los intervalos
de inspección recomendado que se muestra en la Figura 42. La aplicación de inspección (o
reparación) intervalos diferentes a los mostrados en la figura 42 puede resultar en diferentes
intervalos de sustitución (como una función del número de reparación intervalos) que las que se
muestran en el Apéndice D. Consulte a su representante de GE para obtener más información en un
sistema específico.
Se debe reconocer que, en algunos casos, la vida de servicio de un componente se alcanza cuando
ya no es económico para reparar cualquier deterioro en lugar de reemplazar a un intervalo fijo. Esto
se ilustra en la Figura 41 para una primera boquilla etapa, donde las reparaciones continúan hasta
que la boquilla no se puede restaurar a los estándares mínimos de aceptación o el costo de
reparación supera o se acerca al costo de reposición. En otros casos, tales como cubos de primera
etapa, las opciones de reparación están limitados por factores tales como daños materiales
irreversibles. En ambos casos, los usuarios deben seguir las recomendaciones de GE con respecto a
la sustitución o reparación de estos componentes.
Mientras que las vidas de piezas que se muestran en el apéndice D son directrices, el consumo de la
vida de las piezas individuales dentro de un juego de piezas puede tener variaciones. La reparación
frente a la economía de reemplazo se muestra en la Figura 41 puede dar lugar a un cierto porcentaje
de "lluvia radiactiva", o chatarra, las piezas están reparando. Las partes que se necesitan lluvia
durante el proceso de reparación a ser sustituidos por piezas nuevas. La cantidad de lluvia radiactiva
de las piezas depende de la historia de la unidad de funcionamiento medio ambiente, el diseño de la
parte específica, y el estado de la técnica actual de la tecnología de la reparación.
Figura 41. Primera etapa desgaste preventivo mantenimiento despedido - servicio continuo - carga
base
Intervalos de inspección
Figura 42 listas de la combustión se recomienda, en rutas de acceso de gas caliente y grandes
intervalos de inspección de la producción actual turbinas GE que operan bajo condiciones ideales de
gas combustible, carga de base, y no hay agua o vapor de inyección. Teniendo en cuenta los factores
de mantenimiento discutidos previamente, un ajuste a partir de estos intervalos máximos puede ser
necesario, sobre la base de las condiciones de funcionamiento específicas de una aplicación dada.
Inicialmente, esta determinación se basa en la operación prevista de una instalación de turbinas, pero
esto debe ser revisado y ajustado a medida que se acumulan los datos de funcionamiento y
mantenimiento reales. Mientras que las reducciones en los intervalos máximos serán el resultado de
los factores descritos anteriormente, los incrementos en el intervalo máximo también se pueden
considerar si la experiencia práctica ha sido favorable. La condición de las partes en rutas de acceso
en caliente de gas proporciona una buena base para la personalización de un programa de inspección
y mantenimiento.
GE puede ayudar a los operadores en la determinación de los intervalos de mantenimiento apropiados
para su aplicación particular. Las ecuaciones se han desarrollado que dan cuenta de los factores
descritos anteriormente y se puede utilizar para determinar aplicación específica-path-gas caliente y
los intervalos de inspección principales. El criterio de la ruta de gas caliente a base de horas-se
determina a partir de la ecuación dada en la figura 43. Con esta ecuación, un factor de mantenimiento
se determina que es la proporción de horas de funcionamiento factorizadas y horas reales de
funcionamiento. Las horas factorizadas consideran las especificidades de el ciclo de trabajo en
relación con el tipo de combustible, ajuste de la carga y de vapor o de inyección de agua. Factores de
mantenimiento mayores que uno reducir la ruta del gas de intervalo de inspección caliente del caso
ideal 24,000 horas para carga base continua, combustible gas y sin inyección de vapor o agua. Para
determinar el intervalo de mantenimiento de la aplicación específica, el factor de mantenimiento se
divide en 24 000, como se muestra en la Figura 43.
El criterio-path-gas caliente comienza basado se determina a partir de la ecuación dada en la Figura
44. Al igual que con los criterios hora, basada en un intervalo de inspección ruta del gas caliente a
base comienza-específicos de la aplicación se calcula a partir de un factor de mantenimiento que se
determina a partir de la número de viajes por lo general que se vive, el nivel de carga y la velocidad
de carga.
Como se ha descrito anteriormente, las horas y comienza espectro operativo para la aplicación se
evalúa contra los intervalos de ruta de gas caliente recomendados para arranques y por horas. El
criterio limitante (horas o como titular) determina el intervalo de mantenimiento. Un ejemplo del uso
de estas ecuaciones para la ruta de gas caliente está contenida en el apéndice.
El intervalo de mantenimiento rotor comienza basado se determina a partir de la ecuación dada en la
Figura 45. Los ajustes a los intervalos de mantenimiento del rotor se determinan a partir de factores
operativos basados en rotor, tal como se ha descrito anteriormente. En el cálculo de los intervalos de
mantenimiento del rotor comienza basada, comienza equivalentes se determinan para el arranque en
frío, caliente, caliente y durante un período de tiempo definido por la multiplicación del arranque en
frío, cálido y caliente adecuado funcionamiento del factor de veces y el número de fría, tibia y caliente
comienza respectivamente. En este cálculo, el tipo de inicio debe ser considerado. Además, se añaden
comienza equivalentes para los viajes de carga. El total de inicio equivalente se divide por el número
real de arranques para producir el factor de mantenimiento. El intervalo de mantenimiento rotor
startsbased para una aplicación específica se determina dividiendo el intervalo de mantenimiento de
línea de base de rotor 5000 se inicia por el factor de mantenimiento calculado. Como se indica en la
Figura 45, el intervalo de mantenimiento máxima rotor es de 5000 aperturas. No se consideran
factores de mantenimiento calculados que son menos de uno. Figura 46 describe el procedimiento
para determinar el criterio de mantenimiento basado en horas. Operación de carga pico es el factor
principal para el mantenimiento de los MS7001 / 9001F y FA rotores clase Frame y actuará para
aumentar el factor de mantenimiento basado en horas y reducir el intervalo de mantenimiento del
rotor. Horas de girar el engranaje también se consideran como un sumador horas equivalentes como
se observa en la Figura 46.
Cuando el rotor alcanza el intervalo de inspección limitación determinada a partir de las ecuaciones
descritas en las Figuras 45 y 46, se requiere un desmontaje del rotor de manera que una inspección
completa de los componentes del rotor, tanto en el compresor y la turbina se puede realizar. Es de
esperar que algunos componentes de rotor requerirán reemplazo en este punto de inspección, y en
función de la medida de renovación y reemplazo de partes, las inspecciones posteriores puede ser
requerida en un intervalo reducida. En aplicaciones donde el tiempo cíclico en el engranaje de giro
puede ser significativa, las horas basadas requisito de inspección (Figura 46) deben interpretarse a
requerir una inspección cuidadosa de la turbina del rotor encaja para las condiciones de desgaste,
mortificantes o fretting.
Para rotores distintos de Marco MS7001 / 9001F y FA, el mantenimiento del rotor se debe realizar
en los intervalos recomendados por GE a través emitidas Información Técnica Letras. Donde no se
han hecho recomendaciones, la inspección del rotor se debe realizar en 5000 inicia o 200.000 horas.
Las ecuaciones se han desarrollado que dan cuenta de los factores mencionados anteriormente que
afectan a los intervalos de mantenimiento de combustión. Estas ecuaciones representan un conjunto
genérico de factores de mantenimiento que proporcionan una orientación general sobre la
planificación del mantenimiento. Como tal, estas ecuaciones no representan la capacidad específica
de cualquier sistema dado de combustión. Ellos proporcionan, sin embargo, una generalización de la
experiencia en el sistema de combustión. Consulte a su representante de GE para los factores de
mantenimiento y las limitaciones de los sistemas de combustión específicas. Para las piezas de
combustión, las condiciones de funcionamiento de la línea de base que dan como resultado un factor
de mantenimiento de la unidad son normales puesta en marcha dispararon y apagado (sin disparo)
para carga de base de combustible de gas natural sin vapor o agua de inyección. La aplicación del kit
de desgaste Sistema de Combustión ExtendorTM tiene el potencial de aumentar significativamente
los intervalos de mantenimiento.
Un factor de mantenimiento de combustión hora basada puede determinarse a partir de las ecuaciones
dadas en la Figura 47 como la relación de horas por coeficientes de horas de funcionamiento reales.
Horas por coeficientes considera los efectos de tipo de combustible, ajuste de la carga y de vapor o
de inyección de agua. Factores de mantenimiento superiores a un reducir los intervalos de inspección
Combustión recomendadas a partir de los que se muestran en la Figura 42 que representa las
condiciones de operación de línea de base. Para obtener un intervalo de la inspección recomendado
para una aplicación específica, el factor de mantenimiento se divide en el intervalo de inspección de
la línea de base recomendada.
Un factor de mantenimiento se inicia la combustión basada puede determinarse a partir de las
ecuaciones dadas en la Figura 48, y considera el efecto del tipo de combustible, ajuste de la carga, se
inicia de emergencia, las tasas de carga rápida, viajes y vapor o inyección de agua. Un intervalo de
inspección recomendada aplicación específica puede determinarse a partir del intervalo de inspección
de línea de base en la Figura 42 y el factor de mantenimiento de la Figura 48.
Apéndice B muestra seis cálculos del factor de ejemplo, el mantenimiento utilizando las horas
anteriores y comienza factores de mantenimiento ecuaciones.
Planificación de personal
Es esencial que la planificación de la mano de obra avanzada llevarse a cabo antes de un corte de luz.
Se debe entender que existe una amplia gama de experiencia, la productividad y las condiciones de
trabajo en todo el mundo. Sin embargo, sobre la base de supuestos de inspección de mantenimiento
hombre-hora, tales como el uso de una tripulación media de los trabajadores en los Estados Unidos
con la habilidad de comercio (pero no necesariamente la experiencia directa de la turbina de gas), con
todas las herramientas necesarias y piezas de repuesto (no hay tiempo de reparación) disponibles, una
estimación se puede hacer. Estas horas-hombre de trabajo artesanal estimados deben incluir controles
y accesorios y el generador. Además de la mano de obra artesanal, se necesitan recursos adicionales
para la dirección técnica de la mano de obra artesanal, herramientas especializadas, informes de
ingeniería, y la movilización de sitio / de-movilización.
Frecuencias de inspección y la cantidad de tiempo de inactividad varía dentro de la flota de la turbina
de gas, debido a diferentes ciclos de trabajo y la necesidad económica de una unidad para estar en un
estado de preparación operacional. Se puede demostrar que un intervalo de 8000 horas para una
inspección de combustión con mínimo tiempo de inactividad puede alcanzarse si los factores
anteriores. Póngase en contacto con su representante local de GE Energy Services para las horas-
hombre y específicas recomendadas tamaño de la tripulación para su unidad específica. Dependiendo
de la extensión del trabajo a realizar durante cada tarea de mantenimiento, puede ser necesario un
período de tiempo de reutilización de 4 a 24 horas. Este tiempo se puede utilizar de manera productiva
para trabajo de mudanza, el etiquetado correcto y el equipo de bloqueo fuera ofservice y los
preparativos generales de trabajo. A la conclusión de los sistemas de trabajo de mantenimiento y el
de salida, una vez el engranaje de giro de dos a ocho horas normalmente se asigna antes de arrancar
la unidad. Esta vez puede ser utilizado para trabajo de limpieza y arreglos para las reparaciones
necesarias en las piezas retiradas. Representantes de servicio de campo local de GE están disponibles
para ayudar a planificar su trabajo de mantenimiento para reducir los costos de tiempo de inactividad
y laborales. Este enfoque planificado esbozará las partes de renovación que pueden ser necesarios y
el alcance del trabajo proyectado, mostrando que las tareas pueden llevarse a cabo en paralelo y que
las tareas deben ser secuenciales.
Las técnicas de planificación se pueden utilizar para reducir los costes de mantenimiento mediante la
optimización de elevación horarios de equipos y los requisitos de mano de obra. La estimación exacta
de la duración de la interrupción, las necesidades de recursos, la programación de la ruta crítica, piezas
de repuesto recomendadas y los costos asociados con la inspección de una instalación específica se
pueden obtener en la oficina local de servicios de campo de GE.
Conclusión
GE turbinas de gas de gran potencia están diseñados para tener una disponibilidad inherentemente
alta. Para lograr la máxima disponibilidad de la turbina de gas, un propietario debe comprender no
sólo el equipo, pero los factores que lo afectan. Esto incluye la capacitación del personal de operación
y mantenimiento, siguiendo las recomendaciones del fabricante, las inspecciones periódicas y el
almacenamiento de piezas de repuesto para la sustitución inmediata. El registro de los datos de
funcionamiento, y el análisis de estos datos, son esenciales para el mantenimiento preventivo y
planificado. Un factor clave en el logro de este objetivo es un compromiso por parte del propietario
para proporcionar gestión de interrupciones efectiva y la plena utilización de las instrucciones
publicadas y las instalaciones de apoyo de servicios disponibles.
Hay que reconocer que, si bien el fabricante ofrece recomendaciones de mantenimiento en general,
es el usuario el equipo que tiene el mayor impacto sobre el correcto mantenimiento y funcionamiento
de los equipos. Los intervalos de inspección para el servicio óptimo de la turbina no se fijan para cada
instalación, sino que se desarrollan a través de un proceso interactivo por cada usuario, basada en la
experiencia y las tendencias indicadas por los factores clave de turbinas pasado. Además, mediante
la aplicación de un acuerdo de servicio contractual de una turbina en particular, GE puede trabajar
con un usuario para establecer un programa de mantenimiento que pueden diferir de las
recomendaciones generales, pero será coherente con las responsabilidades contractuales.
El nivel y la calidad de un programa de mantenimiento riguroso tienen un impacto directo en la
fiabilidad y disponibilidad de los equipos. Por lo tanto, un programa de mantenimiento riguroso que
permite optimizar tanto el coste de mantenimiento y la disponibilidad es vital para el usuario. Un
programa de mantenimiento riguroso reducirá al mínimo los costos generales, mantener los tiempos
de parada de interrupción a un mínimo, mejorar el arranque y la fiabilidad de correr y proporcionar
una mayor capacidad de generar ingresos disponibilidad y de ingresos para GE usuarios de turbinas
de gas.
