Para poner los fallos, la figura 14 muestran ejemplos de la fatiga, la inducción de agua, SCC y frote causados por fallas en las turbinas que van en tamaño de 90 MW a 350 MW.

Figura 14 - Fallas de álabes de turbina de vapor y Eventos frotamiento (Archivos de HSB)

*Falla por fatiga, agravado por Reflujoen la línea Agua Rub inducción Compuesto por los intentos del condensador de extracción para girar el rotor bloqueado térmicamente

Rotor o Juntas soldadas a la estructura interior de l eje

5. Mantenimiento Programado y Prácticas de Reacondicionamiento

5. Prácticas de Mantenimiento en los Estados Unidos

No hay prácticas de mantenimiento de reglamentación o los intervalos especificados para aplicaciones no nucleares de turbinas de vapor, independientemente del sector o aplicación. Como tal, las frecuencias y las tareas son definidos por los fabricantes de turbinas, consultores, organizaciones de la industria tales como la planta EPRI, Las tablas 4 y 5 indican lo que se considera ser la práctica mínima recomendada para lograr altos niveles de fiabilidad y disponibilidad, con base en las discusiones en las Secciones 2-4 y se basa tratando de mitigar el riesgo de alta probabilidad y alto tipo de fallas con graves consecuencias.

Table 4 – U.S. Annual Steam Turbine Maintenance Frequencies and Tasksfrecuencia Tarea de mantenimientodiariamente 1. Llevar a cabo la inspección visual de la unidad que no haya fugas de

aceite y vapor de agua , inusual ruido / vibración, filtros obstruidos o funcionamiento anormal2. revisar las válvulas de cierre

Semanalmente 1. ver el funcionamiento de la unidad . observar las lecturas de lubración debe ser tomado en turbina de vapor y caja de cambios si el sistema permanente de monitoreo de vibración no se instala2. Prueba al sistema de seguridad de emergencia y bombas auxiliares de aceite lubricante para un correcto funcionamiento3. Poner a prueba el tanque de aceite lubricante principal y las alarmas de baja presión de aceite4. Prueba de la simulación de viaje si está presente el exceso de velocidad5. control principal en el ciclo de parada de vapor o la válvula de mariposa6. control de válvulas del ciclo de vapor si las cargas son inmutables7. Ciclo de extracción / admisión válvulas de vapor, si las cargas son inmutables

mensualmente 1. Muestreo y análisis de aceite lubricante y líquido hidráulico para el agua, también un análisis de partículas y contaminantes2. Distribuir en varios ejercicios o pruebas semanales de ciclismo de la válvula que la experiencia ha indicado suficientes fiabilidad para aplazar hasta un intervalo de un mes.

anualmente 1. Llevar a cabo la inspección visual y prueba de funcionamiento de todo el sistema de parada, el acelerador, el control, de extracción y la retención, incluyendo válvulas, rodillos, cojinetes, cremalleras,servomotores, y cualquier otra válvula, pertinentes o dispositivos para el desgaste, observar daños y / o fugas.2. Llevar a cabo la inspección visual de los sellos, los cojinetes, el sello y los sistemas de lubricación de aceite (y la vibración hidráulica), y el sistema de tuberías de drenaje, fugas, daños, filtros obstruidos, y cualquier otro tipo de malestar térmico o mecánico.3. Llevar a cabo la inspección visual, mecánica y eléctrica de toda la instrumentación, de protección y sistemas de control. Incluye alarmas de control, conexiones, filtros y de copia de seguridad4. Probar el exceso de velocidad mecánica, si el sistema principal es electrónico y tiene un interruptor de prueba del sistema operativo. mientras que pruebas mecánicos y eléctricas de exceso de velocidad deben realizarse cada 3 años. Para los sistemas electrónicossin un interruptor de prueba del sistema operativo,se debe realizar una prueba de sobrevelocidad anualmente.5. Llevar a cabo la inspección visual de la caja de cambios (si está instalado) ver el desgaste de los dientes de los engranajes y la caja de los sellos y los cojinetes de los daños. anualmente

6. Internamente revisar válvulas, actuadores de no retorno para el desgaste

Tabla 5 - Estados Unidos de varios años de vapor frecuencias mantenimiento de la turbina y las tareasfrecuencia Tareas de mantenimiento

interrupciones menoresCada 2-4 años

1. Llevar a cabo la inspección visual de la turbina, de la boquilla de entrada al bloque / entrada de las etapas (HP e IP) y las fases de escape, revisar exaustivamente, los daños por corrosión, falla mecánica, y otrasdaños. Las inspecciones pueden llevarse a cabo más o menos frecuentemente, basado en la condición de las partes.2. Internamente inspeccionar el interruptor de Parada / T & T, el control, la admisión, la extracción, y la válvula de VRN internos , fugas en el asiento, y el daño interno. Para máquinas grandes, puede ser ventajoso colocar válvulas en el lado derecho de la turbina durante una interrupción menor y en el lado izquierdo durante una subsiguiente interrupción menor3. Abrir, inspeccionar y verificar la alineación de cajas de cambio de la turbina / generador4. Calibrar todas las alarmas, las conexiones y los sensores del sistema de protección o de instrumentación.

revisión a fondopara interrupcionesde3-9 años

1. Llevar a cabo una inspección mayor en el eje de transmisión y cajas de cambio de las turbinas cada 3 años2. supervisar las turbinas de vapor instaladas durante su funcionamiento crítico y la fiabilidad de sus procesos cada 3-9 años3. Llevar a cabo una inspección mayor de todos los servicios generales de las turbinas de vapor , específicar factores de servicio o de riesgo cada 5-8 años4. Llevar a cabo una inspección mayor de ciclos combinados de vapor cada 6-9 años en conjunto con las inspecciones de la cámara de combustión de la turbina de gas caliente o revisiones completas siempre que no existan factores de riesgo o problemas de diseño con la turbina de un modelo específico.

revisión a fondoparainterrupciones de cada 9 -12 Años

Llevar a cabo revisiones importantes para las grandes turbinas de vapor cada 9-12 años. Revisar caso por caso con arreglo a los siguientes factores de influencia:1. Los antecedentes de problemas2. Problemas genéricos sobre la base de experiencia en la industria o con modelos similares.3. Incidentes operacionales desde la última revisión a fondo4. Condiciones que se encuentran y el grado de ECM y las reparaciones llevadas a cabo (o no llevado a cabo) en la última gran reforma5. Rendimiento de la unidad y la capacidad de monitoreo de condiciones 6. capacidad de monitoreo al gua y pureza del vapor (Sección 3.A.2)7. El agua de la turbina de inducción de protección social (sección 3.A.3)8. Calidad de las operaciones y el mantenimiento de las prácticas, procedimientos y personal (sección 3.B)9. Las inspecciones y pruebas llevadas a cabo entre los principales montajes (Tabla 4 y Tabla 5 tareas de interrupción anual de mantenimiento )10. Revisar el servicio por hora, por año, el impuesto de carga 11. La edad y la vida restante de las maquinas Existen diferentes enfoques, metodologías, y criterios que utilizan los factores de la influencia anterior para determinar los intervalos de revisión a fondo aceptables. los diversos enfoques se discuten en detalle en la sección 6.

interrupciones especiales

Realizar inspecciónes en conjunto con los principales revisiones para evaluar la vida remanente de los rotores con la operaciónes de altas horas, rotores fabricados con materiales más antiguos y procesos, y rotores / revestimientos sometido a períodos prolongados de funcionamiento con temperaturas de vapor de alta y presiones altas. El propósito de las evaluaciones de la vida son para determinar la idoneidad de funcionamiento continuo y la vida restante de las unidades sometidas a fluencia a largo plazo, fatiga o el daño de corrosión.

5.B Prácticas de Mantenimiento en Europa

los servicios públicos y otros operadores que normalmente se adhieren a las recomendaciones de su fabricante de equipos y se complementan con su propio conocimiento y experiencia operativa y con las recomendaciones de VGB . Como tal, la mayoría de los elementos en el capítulo 5.A, la Tabla 4, para los EE.UU. son igualmente válido para Europa. Puede haber algunas pequeñas diferencias en el grado y, posiblemente, en las frecuencias de los programas de mantenimiento anuales, pero éstos son principalmente debido a los diferente enfoques que los distintos operadores toman (y el dinero que tienen disponible) cuando se trata de mantenimiento.

No hay prácticas de mantenimiento ni reglamentación o los intervalos especificados para aplicaciones en turbinas a vapor , independientemente del sector o aplicación. Como tal, las frecuencias y las tareas son definidos por los fabricantes de turbinas, consultores, organizaciones de la industria como VGB, así como los requisitos de las plantas de proceso, o compañías de seguros sobre la base de la experiencia pasada. Los cuadros 6 y 8 indican lo que se considera ser la práctica mínima recomendada para lograr los altos niveles de fiabilidad y disponibilidad, con base en las discusiones en las Secciones 2-4 y se basa en mitigar el riesgo de alta probabilidad y alto tipo de fallas graves.

Tabla 6 - frecuencias de mantenimiento europeas de la turbina de vapor frecuencia Tarea de mantenimientodiariamente 1. Llevar a cabo la inspección visual de la unidad que no haya fugas

de aceite y vapor de agua (), inusual ruido / vibración, filtros obstruidos o funcionamiento anormal Al día o menos

2. revisar válvulas de retenciónSemanalmente 1. observar la tendencia de funcionamiento de la unidad . lecturas de

la vibración de la turbina de vapor y caja de cambios si el sistema permanente de monitoreo de vibración no se instala2. Prueba al sistema de seguridad de emergencia y bombas auxiliares de aceite lubricante para un correcto funcionamiento3. Poner a prueba el tanque de aceite lubricante principal y las alarmas de baja presión de aceite4. Prueba de la simulación de conexiones si está presente el exceso de velocidad5. Ciclo de la parada principal de vapor o la válvula de mariposa6. Válvulas de control del ciclo de vapor si las cargas son inmutables7. Ciclo de extracción / admisión válvulas de vapor, si las cargas son inmutables.

mensualmente 1. Muestreo y análisis de aceite lubricante y líquido hidráulico para el agua, observar las partículas y contaminantes2. realizar pruebas semanales diferidas la válvula para determinar sufiabilidad

anualmente 1. Llevar a cabo la inspección visual y prueba de funcionamiento de todo el sistema de parada, el acelerador, el control, de extracción y la retención, incluyendo válvulas, rodillos, cojinetes, cremalleras,servomotores, y cualquier otra válvula, pertinentes o dispositivos para el desgaste, observar daños y / o fugas.2. Llevar a cabo la inspección visual de los sellos, los cojinetes, el sello y los sistemas de lubricación de aceite (y la vibración hidráulica),

y el sistema de tuberías de drenaje y componentes para el desgaste, las fugas, daños, filtros obstruidos, y cualquier otro tipo de malestar térmico o mecánico.3. Llevar a cabo la inspección visual, mecánica y eléctrica de toda la instrumentación, de protección y sistemas de control. Incluye alarmas de control, los viajes, los filtros y de copia de seguridad lubricación y sistemas de refrigeración de agua4.Probar el exceso de velocidad mecánica, si el sistema principal es electrónico y tiene un interruptor de prueba del sistema operativo. mientras que pruebas mecánicos y eléctricas de exceso de velocidad deben realizarse cada 3 años. Para los sistemas electrónicossin un interruptor de prueba del sistema operativo,se debe realizar una prueba de sobrevelocidad anualmente.5. Llevar a cabo la inspección visual de la caja de cambios (si está instalado) los dientes de desgaste anormal o daños en los engranajes, y la caja de los sellos y los cojinetes.6. Internamente inspecciónar actuadores de válvulas de no retorno para el desgaste

a continuación en la Tabla 7. y los párrafos siguientes indican el patrón típico de la secuencia y el calendario de revisiones de la turbina, así como la revisión de los alcances de trabajo. Algunos experiencias en la industria indica que los operadores hacen las inspecciones y revisiones generales un poco con más frecuencia de lo recomendado por VGB esto se observa en el Cuadro 8.

Tabla 7 - fabricantes Europes de varios años para las frecuencias de turbinas de vapor y Tareas de Mantenimiento

Horas de trabajo

años Después dePuesta en marcha

Tipo derevision

10,000 máximo de cuatro menor25,000 máximo de 8 menor50,000 máximo de 15 mayor75,000 máximo de 20 menor100,000 máximo de 25 mayor

La duración de una revisión menor por lo general será de alrededor de 2-4 semanas y comprenden los siguientes alcances:• Apertura de las cubiertas de la turbina, sólo si es necesario• La inspección visual de la LP hojas y última etapa,• El examen endoscópico de las partes accesibles de la turbina y el generador• Inspección de los cojinetes• Comprobar la concentricidad de acoplamiento• Comprobación y recalibración de los dispositivos de seguridad para la turbina y el generador• Verifique y reajuste / recalibración del sistema de control de la turbina• Comprobación de la bomba de aceite de los sistemas de lubricación y control • Inspección de las válvulas de vapor• El examen de la condensación y los sistemas de calefacción de alimentación• La inspección visual de los bobinados del estator, sus barras de distribución y terminales, si esto es posible sin trabajo de desmontaje. El rotor del generador no se desmantela• Controles adicionales de acuerdo a las particularidades de la unidad operativa

La duración de una revisión a fondo por lo general sería de alrededor de 4-8 semanas y comprenden los siguientes alcances:

• Todos los controles y exámenes realizados durante una revisión de menor importancia• Apertura de la carcasa de la turbina (o cubiertas de todos, si consta de varios cilindros)• El examen de la álabes• El examen completo de los acoplamientos, incluyendo axial de salida de prueba• Desmontaje y examen del rotor del generador• Las Inspecciones del devanado del estator bobinado enteros (fines de apoyo, acuñamiento ranura, bandas, barras, terminales)• El examen completo del núcleo del estator • El desmontaje y la inspección de los equipos de excitación (excitación, portaescobillas y de anillos)• Controles adicionales de acuerdo a las particularidades de la unidad operativa y observaciones después de llegar a 100.000 horas de trabajo del OEM, típicamente recomiendan realizar una evaluación de la la vida útil restante de algunos componentes críticos como por ejemplo rotor, algunas regiones muy gastadas de la carcasa de HP, las válvulas de entrada de HP, etc

Estas recomendaciones se correlacionan bien con la VGB recomendaciones se muestran en la Tabla 8 a continuación

Tabla 8 - VGB frecuencias mantenimiento y las tareas de la turbina de vapor frecuencia Tareas de mantenimientoRevisión de Menoresinterrupciones cada25.000 horas(AproximadamenteCada 2-4 años)

1. Compruebe los pernos en cajas de cojinetes y soportes de tubería 2. Examine las válvulas de cierre de tuberías de vapor de escape de extracciones automáticas y no automáticas3. Examine visualmente erosiones de la última etapa de la turbina de condensación 4. Examinar el desgaste de los cepillos de puesta a tierra / y su funcionamiento5. Examine el control y equipos de protección incluyendo las instalaciones de prueba automática, dando atención a las piezas sujetas a desgaste, rotura y contaminación.6. Realizar las pruebas funcionales de los equipos de supervisión, revisión y calibración según sea necesario7. Inspeccione daños a los filtros y tuberías de fluidos8. Inspeccionar sistemas de acondicionamiento de los fluido de extracción de vapor

Revisión de Medianasinterrupciones

Cada 25.000 horas

(AproximadamenteCada 2-4 años)

1. Mismas tareas que los reacondicionamientos menores2. Compruebe los acoplamientos (tornillos, de par, la alineación)3. Desmontar los rodamientos - verificación del desgaste del anillo de los sellos4. Comprobar el estado de la funcionamiento de los ejes.5. Compruebe las precargas de los pernos de anclaje 6. revisar la parada de emergencia, control y válvulas de derivación de todo el sitema de vapor

7. Retire e inspeccione filtros de vapor dañados8. Inspeccione la tubería de desagüe del sistema, accesorios y trampas9. Inspeccione el interior del condensador10.Verifique sistema de evacuación11. Inspeccionar el sistema de pulverizado de agua

revisión a fondointerrupciones de cada100.000 horas

Los criterios de VGB se discuten en la Sección 6

cortes especiales Los criterios de VGB se discuten en la Sección 6

5.C Prácticas de Mantenimiento japoneses

En Japón, con la regulación avanza en varias industrias, la Ley de Electricidad fue modificada en 1995 para permitir el auto-mantenimiento periódico , además de la reglamentación delmantenimiento periódico (mantenimiento ordenado por las autoridades gubernamentales sobre la base de regulación y leyes), y el intervalo de regulación de mantenimiento periódico se alargó al doble de lo anteriormente propuesto.

Esto es debido a los antecedentes de los recientes avances en la tecnología de aumentar lafiabilidad del equipo y un aumento en los niveles de seguridad. Además, de acuerdo a las directivas de la Ley, los propietarios de las centrales eléctricas térmicas tienen el deber de controlar estrictamente sus operaciones diarias y optimizar completamente sus medidas de seguridad independientes y alcanzar el nivel máximo de seguridad.

El mantenimiento autónomo periódico debe comenzar dentro de 4 años a partir de la reglamentación más reciente el mantenimiento periódico de uno mismo, y sus registros deben guardarse durante 5 años.

Los registros serán inspeccionados durante el posterior mantenimiento periódico reglamentario.

En la Tabla 9 se dan las directrices de los elementos para el mantenimiento periódico de uno mismo. Estos son casi similares a los de mantenimiento periódico reglamentario.

Tabla 9 - frecuencias mantenimiento de la turbina y las tareas de Auto-Mantenimiento en japon

frecuencia Tareas de mantenimientodiariamente 1. Inspeccionar si hay ruidos extraños y vibraciones

2. Inspeccionar si hay fugas de vapor de la unidad3. Inspeccionar si hay tuercas y tornillos sueltos4. Inspeccionar la vibración o ruido anormal de los cojinetes, así como exceso de calor o de aceite lubricante

Cada 4 años

1. Inspecciónar el interior de los revestimientos mediante la eliminación de la carcasa superior de HP y de IP sin la eliminación de los separadores de embalaje y del laberinto2. inspeccionar el giro el eje , cubos, palas y la base,3. inspeccionar la mitad superior de HP e IP, y primera fila del sistema de escape4. inspeccionar visualmente los cojinetes5. Revisar las válvulas principales y de inspección de los filtros de la válvula del tanque, y la base de la válvula 6. inspeccionar el regulador de los sistemas de velocidad, el regulador los sistemas de emergencia y los mecanismos de disparo

Cada 8 años

Inspeccionar el interior del depósito mediante la eliminación de revestimiento LP sin necesidad de retirar los separadores ylaberinto de embalaje

Sugun el caso

Prueba de líquidos penetrantes (PT) y la inspección de las piezas interiores.

Las normas para la ampliación de los intervalos de mantenimiento periódico se colocan por separado de las directrices de la siguiente manera:

a) Para los equipos de la planta con las horas normales de operación

Extensión del período de hasta un mes

Condiciones para la extensión

1. Las operaciones diarias se llevan a cabo de acuerdo con las Directivas de la Ley2.las horas de funcionamiento superiores a 5% de la presión nominal es de un plazo de 12 horas anuales.3. La planta no será operado a más de 28 °C (50 ° F) por encima de la temperatura nominal,el total de horas que trabajan a 8 °C (14 ° F) por encima de la temperatura nominal es de menos de 400 horas al año, y además el total de horas se realicen por encima de 14 °C (25°F) es dentro de 80 horas.4. Las inspecciones diarias se llevan a cabo de acuerdo a las directivas de la ley.5. No se detectaron anomalías en la inspección anterior o anomalías que, otrastornos fueron reparados y / o medidas de prevención adoptadas adecuadamente.6. Después de la inspección anterior, si un accidente se produjo, el elemento dañado es reparado y se dan las medidas adoptadas para evitar que se repitan incidentes, y de la misma forma se da la prevención de las medidas adoptadas para los artículos similares de la planta.

b) Para equipos con bajas horas de funcionamiento de la planta Para las plantas con bajas horas de funcionamiento se dan los siguientes alcances de trabajo:1. Horas de trabajo: 8.000 horas2. Número de arranques: 240 veces (480 veces para las unidades que han completado la prevención medidas para la fatiga de bajo ciclo)

Sin embargo, el intervalo de inspección máxima permitida en cualquier aplicación es de 4 años.

6. enfoques, metodologías y criterios para el establecimiento deIntervalos de tiempo más largo entre revisión general

Con la naturaleza altamente competitiva de los mercados de hoy en día en todo el mundo independientemente de su segmento de la industria, las empresas no pueden permitirse el lujo de hacer grandes cortes de generadores de turbina de vapor con demasiada frecuencia.

los cortes provocan perdidas, para ejecutar al mismo tiempo e incurrir en gastos adicionales y / o pérdida de ingresos, mientras que la unidad está fuera de línea por el corte de luz. Por supuesto, ala espera de demasiado tiempo para reparar un corte puede resultar en más daño a reparar, o peor aún, tener que realizar un corte obligado. Sin embargo, durante los últimos años, se ha demostrado que las turbinas de vapor y los generadores puede ejecutar con éxito durante más de 5 a 6 años con cortes que duran tradicionalmente un tiempo estándar de reparación en la industria. En muchas partes del mundo esto ha sido particularmente cierto para las unidades donde la cantidad de desgaste interno / daños encontrados durante revisiones no era nisignificativa ni refleja una alta probabilidad de un fallo a corto plazo (es decir, pocos años).

Entonces, ¿cómo un propietario, operador o compañía de seguros de turbinas de vapor decide cuál intervalo debe cumplir con los cortes más importantes y cómo se puede asegurar que el intervalo de corte ya no es fiable y lograrse de manera segura? Ha habido una serie de enfoques utilizados en el pasado y hay diferentes metodologías utilizadas en diversas industrias en la actualidad.

El principio básico, beneficios y eficacia de los enfoques y las metodologías se discuten en las siguientes secciones.

Gestión 6.A Intervalo directo

El método más simple utilizado por muchas empresas fue el intervalo de administración de las instrucciones, es decir, no había dinero para hacer los cortes más importantes con más frecuencia que el intervalo de tiempo especificado por la gestión financiera de la instalación. Por desgracia, muchas de estas decisiones fueron unilateralmente tomados sin ningún tipo de información técnica o la evaluación real del riesgo de fracaso de la compañía

Sin embargo, utilizando el mismo intervalo de tiempo para todas las turbinas, independientemente de su experiencia pasada / actual, ha dado lugar a muchas paradas forzosas para aquellos que optaron por este método.

Proceso 6.B Intervalos de criticidad

En muchas industrias la turbina de vapor es utilizada como parte de un proceso de fabricación más grande. Por ejemplo, turbinas de vapor en las industrias química, del petróleo y el gas para conducir bombas centrífugas y compresores de pistón que son parte de una compleja serie de procesos químicos. En estas aplicaciones, los intervalos de reacondicionamiento de turbinas de vapor y el tiempo asignado para la revisión son impulsados por los requisitos del proceso. Como tal, las turbinas revisados necesita para alcanzar el intervalo especificado, proceso sin interrupciones forzadas Si hay fallas en el funcionamiento de la turbina de vapor hará que cierre del proceso y la pérdida de ingresos tan altos como $ 1 millón por día. Para estas aplicaciones, el intervalo de

tiempo entre los cortes más importantes se ha especificado a los 6 años y, afortunadamente,las instalaciones cuentan con piezas importantes para reducir al mínimo la pérdida de tiempo debido a un fallo importante.

En las industrias del acero, papel y productos farmacéuticos, muchos están integrados en turbinas de vapor a los procesos de fabricación. Estas turbinas pueden conducir energía por medio de turbo-sopladores de vapor de la planta, o puede reducir la presión de vapor de la planta para los procesos internos de fabricación, mientras que al mismo tiempo generan electricidad. En estos casos, el tiempo o intervalo de revisiones puede permanecer en el marco de tiempo 5-6 años debido a la naturaleza crítica del producto y para asegurar que las turbinas deben mantener un alto nivel de fiabilidad. Esta misma filosofía se aplica sistemas de calor combinados (CHP) / aplicaciones de cogeneración de alta confiabilidad.

Fabricante de la turbina 6.C de IntervalosDependiendo del tamaño de la turbina de vapor y el fabricante, los intervalos de reacondicionamiento puede ser especificada en años de funcionamiento, las horas equivalentes de operación (EOH), o basándose en el estado.

Los fabricantes de turbinas de vapor más pequeñas tienden a especificar los intervalos en el plazo de 3-5 años mientras que la mayoría de los fabricantes de la industria de generación de energía utilizan una fórmula única para la EOH, que podrá tener en cuenta el número de horas de funcionamiento, arranques en frío, arranque en caliente, los arranques en caliente, viajes desde arriba o por debajo de determinados niveles de carga, velocidad de carga / descarga, y exceso de velocidad.Por desgracia, las fórmulas son diferentes para cada fabricante y muchas plantas no recopilan los datos aplicables para el cálculo de EOH. Como tal, los intervalos puede ser especificado por el fabricante sobre la base de una evaluación del estado externo (es decir, el rendimiento, la vibración, conocida problemas, los antecedentes) que puede ser más sesgada hacia revisiones más frecuentes. Por ejemplo, General Electric, anuncia que sus turbinas de vapor están diseñados para 12 años entre los cortes más importantes, pero sus directrices oficiales de servicio especifica 5 años entre los cortes.

6.D instituto de investigación de energia electrica (EPRI)

A mediados de la última década de 1990 llevó a cabo un esfuerzo por EPRI la industria para desarrollar un medio de determinar el tiempo entre los intervalos de interrupción importantes. El trabajo inicial se basa en el uso de análisis de decisión metodología junto con información probabilidad / consecuencia especificada por el usuario para proyectar cuál es el valor actual neto (VAN) de la turbina será con el tiempo bajo revisión las diversos horarios y escenarios de falla. Una revisión de la turbina se requiere a continuación, en el año en que el calcula el VAN de la turbina se volvió negativa..

Este enfoque ha sido posteriormente abandonado en favor de un enfoque de evaluación del estado. En esencia, se especifica que EPRI revisiones deben realizarse cada 80.000 horas de acuerdo a una fórmula EOH que ha desarrollado. En una adición al nivel de EOH, una evaluación del estado lleva esencialmente un código de colores (azul, amarillo, rojo o verde) del nivel de degradación (algunas, condición importante, grave, o bueno) de los principales componentes de turbinas de vapor y sistemas. Desafortunadamente, no hay estándares definidos para determinar el nivel de codificación debe aplicarse o qué incrementos o decrementos en el nivel de horas de trabajo debe hacerse.

6.E VGB Normas

La VGB "Recomendaciones para la inspección y reparación de turbinas de vapor (2 ª edición,1995) "define los criterios para el establecimiento de varios intervalos de reacondicionamiento. VGB indica que la primera revisión puede llevarse a cabo después de 100.000 horas sobre la base de una fórmula EOH que sólo utiliza el número de horas de funcionamiento y el número total de aperturas. Si no hay grandes temas o problemas se encuentran durante esa revisión, revisiones posteriores se pueden realizar en el intervalo de 100.000 horas hasta el momento en que el resto de las evaluaciones de la vida o tienen otro tipo de operación disponible en turbinas comparables indican la necesidad de intervalos más cortos. Los 100.000 son intervalos sobre la base de varios criterios, incluyendo:

• Tipo de turbina (de condensación con la humedad de vapor de alta, las secciones de la turbina con acero austenítico, turbinas de engranajes, etc)• Modo de funcionamiento (servicio continuo, fuera de la operación de carga, arranque / carga de modo deslizante / fix operación de presión, etc)• Observaciones durante el funcionamiento (temperaturas de vibración, de vapor y el aceite y las presiones, fugas, alineaciones, cambios en los fluidos de servicio, etc)• Mediciones especiales (eficiencia interna, análisis de vibraciones, de calor, la fundación de distorsión)• Pruebas funcionales (equipos de protección y control)• Los cálculos de la vida de evaluación• Inspección de intervalo de otros componentes de la unidad (generador de vapor y generador)• recomendaciones de fabricante y el asegurador • Intercambio de información con otros servicios públicos (debilidades y averías)• Influencia del tiempo de inactividad

Entre las principales revisiones, reparaciones menores o intermedios se pueden programar todos los 25.000 horas para diversos componentes o partes de la turbina como se discutió anteriormente en la Sección 5.

6.f metodologías basadas en riesgo

Con el advenimiento de la desregulación en los EE.UU., se hizo evidente que la utilización de la tradicional 5-6 intervalo de un año por reparaciones, si la turbina que es necesario o no, ya no era compatible con los cambios que se producen en la industria. Además, las inspecciones de seguros eran subjetivas con evaluaciones de riesgos se basa en la experiencia personal de inspección y el juicio y no a criterios objetivos. Teniendo en cuenta las presiones financieras que se ejercen sobre la industria, un mayor método independiente y uniforme de la evaluación se consideró necesario. Como resultado, Hartford Steam Boiler (HSB) puso en marcha dos programas basados en el riesgo de análisis para turbinas de vapor llamada CORREA (Turbina de vapor del Programa de Evaluación de Riesgos) para turbinas de vapor de proceso y Toop (turbina Optimización del programa de interrupción) para mover turbinas de generación de vapor / utilidad y generadores.

Estos programas consisten en algoritmos que permiten calcular el riesgo (riesgo = probabilidad de fracaso x consecuencia) para el generador de turbina de vapor de las probabilidades de fallos, el fracasofactores de consecuencias, y la modificación de ingeniería incluidas en los programas. La fiabilidad y los factores de riesgo han sido desarrolladas por HSB con representantes de la generación de energía, manufactura, procesos (refinería, petroquímica, productos químicos), consultoría de ingeniería, y las industrias de reparación. La experiencia combinada de los miembros del equipo fue aprovechado para establecer qué atributos son importantes y

necesarios para una unidad para lograr un tiempo más largo entre los cortes más importantes y los correspondientes niveles más bajos de riesgo. Estos atributos se convirtieron en la modificación de los factores de riesgo para ver la turbina y el generador de riesgos sobre una base global - el diseño y la construcción, la historia, el ciclo de trabajo de operación, mantenimiento, monitoreo, y la condición en el pasado las interrupciones del servicio. Los factores se calibraron con los análisis de unidades de todo tipo. Los modelos y los niveles de riesgo asociados se quedaron en tierra y luego con las unidades que se han ejecutado los intervalos más largos para correlacionar nivel de riesgo entre intervalos de tiempo.

Figura 15 - Histograma de Riesgos para turbinas (Archivos de HSB)

turbina calculadoriesgoriesgo de la turbina

Unidad de turbina individual

La metodología es muy eficaz en la estimación de los intervalos de interrupción y la definición basada en el riesgo de acciones de mantenimiento que se deben tomar entre las revisiones más importantes para lograr el más largo intervalo. El proceso, sin embargo, requiere una revisión detallada de la documentación de la planta y prácticas, por lo general superiores a los que se realiza durante las inspecciones. Interesantemente, los intervalos de parada más largos no han resultado en cualquier notableaumento en la cantidad de daño, costo o el tiempo para completar una inspección mayor.

La experiencia japonesa

debido a la reciente liberalización del mercado eléctrico, en japon el mantenimiento ha sido reconocida y tienen los fabricantes de maquinaria y productores de electricidad se apresuraron a adoptar el mantenimiento basado en el riesgo (RBM) y reducir el coste total, mientras que mantener la fiabilidad del equipo de la planta. La razón de esta tendencia radica en el hecho de que el 80% de las turbinas de vapor en Japón son instalaciones con más de 100.000 horas de funcionamiento útil , y las partes han alcanzado el período de uso acelerado. Además, la aparición de productores independientes de energía que entran en el mercado de la electricidad es también una de las razones de la tendencia.

El enfoque de la GBR evalúa y calcula el damageability y la frecuencia de las máquinaslo que falta cuantificar el riesgo y añade, además, los factores económicos en la construcción de un mantenimiento y un plan para el mantenimiento de la maquinaria de la planta.

El enfoque de la GBR fue inicialmente desarrollado por la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (ASME), Centro de Investigación y Desarrollo con la industria y la participación en la compañía de seguros a petición de la Comisión Reguladora Nuclear (NRC) como de riesgo

basados en las directrices para la inspección.El conjunto completo de directrices fue creado en 1991 y 1994. En Japón, la introducción deeste enfoque se inició a finales de 1990 para las plantas de petróleo.

Con el fin de aplicar este enfoque a las centrales térmicas, los datos de la maquinaria de la planta y el pasado las operaciones se debe obtener de los operadores y fabricantes y se analizaron utilizando teorías de la probabilidad, y esto al parecer, sólo ha sido experimentalmente introducidas en estos últimos pocos años. Sin embargo, a fin de mantener la fiabilidad de la maquinaria de la planta y lograr coste de reducciones al mismo tiempo, este enfoque es indispensable. Lamentablemente, esta información no se da a conocer en Japón, así no hay información disponible sobre los procedimientos de mantenimiento reales y sus análisis.

6.g mantenimiento basado en condición (CRM o CBM)

En el pasado la frecuencia de las revisiones se basó sobre todo en la vida útil esperada de lacomponentes más críticos. Las revisiones fueron programadas y al cabo, independientemente de la condición real de estos componentes en el momento. Sobre la base de la necesidad de sus clientes para optimización de fiabilidad de la planta y la disponibilidad y al mismo tiempo reducir los costes de mantenimiento,todos los fabricantes de equipos originales de las plantas han desarrollado sistemas de gestión de datos que hacen hincapié en el funcionamiento en línea y la condición de datos, análisis de estos datos por los sistemas de expertos y / o con experiencia de los ingenieros y los clientes que utilizan estos sistemas. Todo esto se hace con el fin de apoyar y ayudar a sus clientes con sus problemas diarios de operación.

Estos sistemas pueden comprender el monitoreo de plantas y de los módulos de diagnóstico e incluir los datos transitorios de procesamiento, sistemas de alerta temprana dirigidos a la detección de problemas ocultos y desarrollo o fallas, monitoreo y los informes de diagnóstico, los informes de evaluación de plantas y otras operaciones y mantenimiento de los servicios relacionados que ayudan a los operadores en el desarrollo de Spot-On de mantenimientoprogramas para sus plantas individuales y evitando interrupciones innecesarias paradas no programadas . Todo esto lleva a los programas orientados al mantenimiento de condiciones que permitan el servicio los intervalos que se extiende si las unidades son operados en los modos de funcionamiento suave y al mismo tiempo permitido para utilizar el tiempo de vida real de los componentes críticos antes de tener que programar revisiones si las unidades se ejecutan en los modos estrictos.

En resumen, existen diferentes enfoques que pueden adoptarse para el establecimiento de un mayor tiempo de intervalos entre cortes de revisión a fondo. Independientemente del enfoque, metodología, o criterios utilizados, lo que es importante para las aseguradoras es que las tareas de mantenimiento y las frecuencias entre reparaciones importantes son priorizados hacia las porciones de la turbina de vapor que tienen el mayor riesgo. Esto significa proteger la turbina de vapor de agua a sobrevelocidades, inducción, la pérdida de de aceite de lubricación, vapor corrosivo, válvulas pegadas, y cualquier otro riesgo de problemas de errores o de la vida que podría causar daños en la turbina principal y paradas forzosas.

7. Problemas con nuevas tecnologías de turbinas de vapor y sus aplicaciones

La mayor parte de las tareas de mantenimiento anteriormente discutidas y frecuencias se han asociado con la turbina de vapor y los niveles de tecnología que han sido probados por muchos años o décadas en servicio. Este no es el caso con las nuevas tecnologías de turbinas de vapor. Los avances realizados en la aerodinámica, el diseño del sello, y los materiales están cambiando las características de las nuevas tecnologías de las turbinas

En general, HP y turbinas de PI, por ejemplo, se están moviendo hacia el uso de más tipo de reacción que el tipo de impulso original que son los álabes de las turbinas. Esto se ejemplifica en la Figura 16. Se observa cronológicamente de izquierda a derecha. La mayoría de las turbinas de generación de vapor mayores tienen sobre todo impulso de álabes. A mediados de las finales del año de 1990, algunas de estas etapas fueron reemplazados por otras etapas de reacción mas eficientes, junto con pequeñas distancias radiales y axiales. El nivel de la tecnología hoy se mueve hacia el sistema de reacción incluso más que resulta en un incremento adicional en el número de etapas y el endurecimiento de juegos axiales y radiales. En algunos casos, las turbinas ingresan en la incorporación de aerogeneradores de la turbina de gas y con este sistema mejorar la eficiencia.Si bien es difícil oponerse a las mejoras tecnológicas, las primeras experiencias de algunos de los nuevos diseños han sido desiguales. Las máquinas de nueva tecnología, como es lógico, han sido más susceptibles a rozamientos radial y axial durante el arranque y los transitorios

Figura 16 - Nuevas tendencias de turbina de vapor a reacción con pequeñas separaciones(Cortesía de General Electric)

La situación de las turbinas de LP es similar, excepto que la tendencia general es hacia el uso de menos etapas de mayor tamaño para reducir el costo de las nuevas máquinas. En consecuencia, las cargas aerodinámicas y fijación (diafragmas y los discos de rotor) será mayor que la de generación anterior de las turbinas, cuando se compara en una base equivalente.

El uso de materiales de titanio en algunas aplicaciones es una necesidad absoluta para lograr una vida útil adecuada. Además, ha habido algunos problemas de resonancia naturales con álabes de la etapa último LP de algunos diseños

La investigación y el desarrollo de la turbina adicional se está encaminando a temperaturas de vapor de alta entre (700 ° C/1292 ° F) y presiones, así como la utilización de vapor para los depósitos de refrigeración y patinaje, todos de que añade nuevas preocupaciones para la confiabilidad del equipo. Un ejemplo de refrigeración de vapor de la IPturbina que utiliza vapor de escape de la turbina de HP se muestra en la Figura 17.

Figura 17 - Ejemplo de la turbina de refrigeración IP Uso de HP de vapor de escape(Cortesía de Mitsubishi Heavy Industries)

En Japón existe una fuerte demanda hacia la disminución de las emisiones de CO2 y el aumento de la la eficiencia de las centrales térmicas es una cuestión importante. En particular eficacia, el aumento de turbinas de vapor contribuye grandemente a la eficiencia de las centrales térmicas, por tanto esto es un factor esencial.

Los métodos para aumentar la eficiencia de las turbinas de vapor puede ser ampliamente categorizado como:

1. Mejores condiciones de vapor y la eficiencia de los ciclos de calor, las condiciones de vapor se están moviendo hacia mayores temperaturas y presiones más altas. Esto requiere cambios en la estructura de la turbina y la mejora del material de la turbina. Con estos avances tecnológicos, en contraste con las condiciones de vapor convencionales (241 bar /3,495 psi, 538 °C / 1000 °F), un aumento del 5 por ciento en la eficiencia se puede esperar de 600 °C(1112 °F) y un aumento del 8 por ciento se puede esperar de 650 °C (1.212 °F)las turbinas que trabajan a . 600 ° C (1.112 F) ya están en uso comercial, y el desarrollo deturbinas que trabajan a estas temperaturas 650 °C (1.212 °F) son el tema principal en la actualidad. Los nuevos elementos (W, Co, y B) , acero Cr se han añadido como material para las palas del rotor para aumentar la fuerza contra la fluencia.

2. La eficiencia interna de la turbina de vapor

La mejora de la eficiencia interna de turbinas de vapor depende de la forma de minimizarlas diversas pérdidas que se producen dentro de la propia turbina. Estas pérdidas pueden ser clasificados en varios elementos y las medidas de prevención más recientes se han incorporado en la etapa de diseño para mejorar cada elemento. Muchos de ellos pueden ser analizados con bastante facilidad debido a los avances en análisis numérico aerodinámico. Como ejemplos tenemos las mejoras en las cuchillas de reacción, en la primera etapa de hojas y en la etapa de baja presión.

Estas nuevas tecnologías y los cambios de diseño y materiales incorporados en una turbina de vapor no han sido la causa de las fuertes pérdidas, pero las exposiciones de riesgo inherentes son definitivamente crecientes. En la actualidad, el radio de las palas del rotor se hace grande, y de la punta de la pala de rotación alcanza altas velocidades de 680 metros por segundo (2,244 pies por segundo).Además, la base de un mm de 1219 (48 pulgadas) pala del rotor lleva una fuerza centrífuga de 590 toneladas. Los diseños de cada empresa son complejos y únicos, y el desarrollo tecnológico y la búsqueda de una mayor eficiencia va a continuar. Los nuevos avances tecnológicos implican nuevos riesgos a las aseguradoras. Esta es una realidad que no ha cambiado desde el pasado.

En resumen, es necesario que haya una vigilancia en lo que respecta al control de la confiabilidad y disponibilidad de las nuevas turbinas de vapor, ya que aún no se han demostrado ser tan robusto como su predecesores. Por lo tanto, los intervalos de mantenimiento programado y su reacondicionamiento debe ser definidos de manera conservadora hasta que los nuevos diseños superen las experiencias anteriores, y funcionan satisfactoriamente.

8. ConclusionesDe las discusiones anteriores, varias conclusiones sobre el mantenimiento y la revisión deturbinas de vapor se pueden hacer:

1. Si bien existen diferencias sustanciales en el diseño, la complejidad, la aplicación de las condiciones de vapor, y tamaño de las turbinas de vapor, todos ellos son básicamente los mismos. realizan la misma función.

2. los principales componentes y sistemas de apoyo son similares, y están sujetos a la misma falla de sus mecanismos. En consecuencia, el mantenimiento de espera y revisión de los esfuerzos de los principales componentes para lograr altos niveles de confiabilidad y disponibilidad se espera que sean similares, aunque los esfuerzos necesitan ser adaptados para el tipo específico de la unidad y la aplicación de trabajo.

3. Para apoyar la operación de la turbina, es necesario que haya una infraestructura eficaz en el lugar para el seguimiento de las condiciones de funcionamiento, el agua / vapor de calidad, y el cuidado también deben implantar procedimientos, para la utilización de un sistema de gestión de mantenimiento, y para llevar a cabo la capacitación del personal en forma permanente.

La falta de una infraestructura eficaz puede reducir los niveles de confiabilidad y disponibilidad de todo el sistema

4. Ha habido numerosas causas de fallos de la turbina de vapor en todo el mundo. Típicamente, el más alto eventos de frecuencia han sido la pérdida de los incidentes de aceites lubricantes, los eventos mayores niveles de gravedad han sido eventos de exceso de velocidad, y la mayor frecuencia y gravedad de los fallos más altos han sido en la hoja / cubo, en particular en la sección de LP de la turbina donde experimentaron un número de fallos en los mecanismos (SCC, la erosión, la FOD), que en última instancia, condujeron al fracaso. los esfuerzos de mantenimiento y revisión debe ser dirigida hacia el diagnóstico y la mitigación de este tipo de eventos.

5. Con respecto a las prácticas de mantenimiento en América del Norte y Europa, no hay regulación de las prácticas de mantenimiento o los intervalos especificados para turbinas de vapor no nucleares, independientemente de la industria o aplicación. Como tal, las frecuencias y las tareas están definidas por los fabricantes de turbinas, consultores, organizaciones de la industria (EPRI, VGB), el personal de la planta, sin embargo, en japon existen requisitos reguladores para el mantenimiento periódico.

6. Las tecnologías que están siendo incorporados en las nuevas turbinas de vapor son más sofisticados, requieren el funcionamiento a altas presiones y temperaturas, y en general tienen menores distancias para mejorar la eficiencia. Mientras que las tecnologías no han causado pérdidas grandes, las exposiciones de riesgo inherentes an aumentando y es necesario que haya una vigilancia continua con respecto al control de la fiabilidad ydisponibilidad de estas nuevas unidades y para ajustar sus intervalos de mantenimiento en consecuencia.

En resumen, lo que es importante para las aseguradoras es que las tareas de mantenimiento y las frecuencias deben ser priorizados hacia las porciones de la turbina de vapor que tienen el mayor riesgo - el más alto de probabilidad y la consecuencia de un error.

Esto significa generalmente la protección de la turbina de vapor de exceso de velocidad, la inducción de agua, pérdida de aceite lubricante, el vapor corrosivo, y las válvulas que se pegen que podría causar grandes daños a la turbina, y la realización de las inspecciones internas a la trayectoria de flujo de la turbina, inspecciones a los rotores para evitar fallos de debido a mecanismos de (fluencia, erosión, corrosión, fatiga térmica, fatiga, SCC) .