101977762 manual de mantenimiento luis moguel

UNIVERSIDAD TECNOLOGICA DE CAMPECHE

SAN ANTONIO CARDENAS, CARMEN; CAMPECHE Página 1

MANUAL DE MANTENIMIENTO DE

TURBOGENERADOR

CARRERA: T.S.U. Mecatrónica

MATERIA: Sistemas Mecánicos

ALUMNO: Luis Enrique Domínguez Moguel

PROFESOR: Ing. Miguel Correa Correa

GRADO: 3° “C”

TEMA: Planeación y Programación de Mantenimiento

Fecha: 10 de Julio de 2012



Contenido

SECCIÓN I ...................................................................................................................................................................... 4

ESPECIFICACIONES GENERALES .............................................................................................................................. 5

NORMAS .................................................................................................................................................................... 5

CICLO DE BRAYTON ................................................................................................................................................... 7

TIPOS DE MANTENIMIENTOS ........................................................................................................................... 8

Mantenimiento correctivo: ..................................................................................................................................... 8

Mantenimiento Preventivo: .................................................................................................................................... 8

Mantenimiento Cero Horas (Overhaul): .............................................................................................................. 9

Mantenimiento En Uso: ......................................................................................................................................... 9

Mantenimiento Predictivo: ................................................................................................................................... 10

Mantenimiento Proactivo: .................................................................................................................................... 10

SECCIÓN II ............................................................................................................................................................... 11

DESCRIPCIÓN DEL MANTENIMIENTO .......................................................................................................... 11

Rendimiento de la Turbina .............................................................................................................................. 11

Recepción de la máquina ................................................................................................................................ 11

Equilibrado de generadores ............................................................................................................................ 12

SECCIÓN III .............................................................................................................................................................. 13

DESARROLLO...................................................................................................................................................... 13

Plan de mantenimiento .................................................................................................................................... 13

Vibraciones y pulsaciones: .............................................................................................................................. 13

Documentación: ................................................................................................................................................ 14

Conocimiento de la máquina: ......................................................................................................................... 14

Criterios de valoración: .................................................................................................................................... 14

Análisis de aceites: ........................................................................................................................................... 14

Descripción del funcionamiento ..................................................................................................................... 15

Mantenimiento de la turbina ............................................................................................................................ 17

Trabajos de lubricación:................................................................................................................................... 17

Controles funcionales: ..................................................................................................................................... 17

Controles periódicos en el rodete: ................................................................................................................. 18



Revisiones: ........................................................................................................................................................ 18

CONCLUSIÓN ...................................................................................................................................................... 19

RESULTADOS ...................................................................................................................................................... 20

SUGERENCIA ...................................................................................................................................................... 21



SECCIÓN I

Centaur 50

Especificaciones generales Características principales de Turbina de gas Centaur ® 50 la turbomaquinaria

• Industrial, de dos ejes • Patín del equipo de impulsión con • Sistema de combustible

• Compresor axial bandejas colectoras – Gas natural

– De 11 etapas • Patín del equipo impulsado – Control de combustible eléctrico – Álabes directores de entrada variable • Compresor • Sistema de aceite lubricante integrado – Rango de presión: 10.5:1 – Sistemas auxiliares del compresor – Accesorios impulsados por la turbina – Flujo del aire de entrada: – Tubería de acero inoxidable • Opciones del sistema de aceite

18.5 kg/seg (40.9 lb/seg) 316L <de 4 pulgadas de diámetro. – Enfriador de aceite – Carcasa dividida verticalmente

• Conexiones de tubería de tipo – Calentador de aceite • Cámara de combustión compresión – Separador de neblina de aceite

– Tipo anular

– Convencional o de premezcla pobre, • Opciones del sistema eléctrico en el venteo del tanque

seca, de emisiones bajas – NEC, Clase I, Grupo D, Div. 1 – Arrestallamas

(SoLoNOx™) – CENELEC, Zona 1 • Sistemas de limpieza del

– 12 inyectores de combustible • Sistema de control basado en compresor axial

– Sistema quemador de encendido microprocesadores Turbotronic™ – Turbina en modo de giro

• Turbina productora de gas – Consola de control autónoma – Turbina en modo de giro y en línea

– 2 etapas, de reacción – Monitor de vídeo en color – Tanque de limpieza

– Velocidad máxima: 15,000 rpm – Monitoreo de vibraciones • Caja de engranajes (si corresponde)

• Turbina de potencia • Opciones de control – Incrementado de velocidad

– 1 etapa, de reacción – Sistema de carga de batería de – Decrementador de velocidad

– Velocidad máxima: 16,500 rpm 120 VDC • Opciones del sistema de entrada y

– Monitoreo de la temperatura de la escape de aire • Cojinetes turbomaquinaria y turbina de gas • Cabina y opciones asociadas

– Muñón: zapata basculante – Interfaz de supervisión de enlace – Detección y supresión de incendios – De empuje, activo: zapata basculante en serie – Detección de gas – De empuje, inactivo: – Mapa de rendimiento de la turbina – Ventilación

pista cónica fija – Mapa de rendimiento del – Lámparas • Revestimientos compresor

– Compresor: aluminio inorgánico – Visualizaciones del historial • Pruebas en la fábrica de la turbina y la

– Álabes de la turbina y tobera: – Impresora/registradora turbomaquinaria

aluminuro de difusión de metal – Monitoreo predictivo de las • Documentación

precioso emisiones – Dibujos

• Tipo transductor de vibraciones – Controles de proceso – Libro de datos de control de calidad

– Velocidad – Control de bombeo del compresor – Inspección y plan de pruebas

– Sensores de proximidad – Programación en el campo – Informes de las pruebas

• Sistemas de arranque – Manuales de instrucciones de

– Neumático operación y mantenimiento

– CA de impulsión directa



ESPECIFICACIONES GENERALES

NORMAS

NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones Eléctricas (utilización).

NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida

NMX-CC-9001-IMNC-2008 Sistema de gestión de la calidad – Requisitos.

ISO/IEC 10026-1:1998 Information technology - Open Systems Interconnection – Distributed Transaction Processing - Part 1:

OSI TP Model (Información Tecnológica – Interconexión de Sistemas Abiertos – Procesamiento de Transacciones Distribuidas –

Parte 1: Modelo OSI TP).

IEC 61086-3-1:2004 Coatings for loaded printed wire boards (conformal coatings) / part 3: specifications for individual materials /

sheet 1: coatings for general purpose (class I) and for high reliability (class II) First edition (Recubrimientos para tarjetas

alambradas impresas forradas (recubrimientos conformados) / parte 3: especificaciones para materiales individuales / hoja 1:

recubrimientos para propósitos generales (clase I) y para alta confiabilidad (clase II) Primera Edición).

IEC 61508-1 - Functional Safety of Electrical/Electronic/Programmable Electronic Safety-Related Systems - Part 1: General

Requirements-First Edition; Corrigendum: 05-1999 (Seguridad Funcional de Sistemas Eléctricos/Electrónicos/Electrónicos

Programables Relativos a la Seguridad - Parte 1: Requerimientos Generales- Primera Edición; Errata: 05-1999).

IEC-61508-2. – Functional Safety of Electrical/Electronic/Programmable Electronic Safety –Related Systems- Part 2:

Requirements for Electrical/Electronic/Programmable Electronic Safety-Related Systems - First Edition (Seguridad Funcional de

Sistemas Eléctricos/Electrónicos/Electrónicos Programables Relativos a la Seguridad - Parte 2: Requerimientos para Sistemas

Eléctricos/Electrónicos/Electrónicos Programables relativos a la seguridad-primera Edición).

IEC-61508-3. – Functional Safety of Electrical/Electronic/Programmable Electronic Safety –Related Systems- Part 3: Software

Requirements – First Edition; Corrigendum: 04-1999 (Seguridad Funcional de Sistemas Eléctricos/Electrónicos/Electrónicos

Programables Relativos a la Seguridad - Parte 3: Requerimientos de software – Primera Edición; Errata:04-1999).

NRF-022-PEMEX-2001 Redes de Cableado Estructurado de Telecomunicaciones para Edificios Administrativos y Áreas

Industriales.

NRF-046-PEMEX-2003 Protocolos de Comunicación en Sistemas Digitales de Monitoreo y Control.

NRF-049-PEMEX-2006 Inspección de bienes y servicios.

NRF-105-PEMEX-2005 Sistemas Digitales de Monitoreo y Control.

NRF-225-PEMEX-2008 Integración y Seguridad de Datos de Procesos Industriales

NRF-226-PEMEX-2008 Desplegados Gráficos y Base de Datos para el SDMC de Procesos.

NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones Eléctricas (Utilización).

5.2 NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida.

5.3 NOM-011-STPS-2001 Condiciones de Seguridad e Higiene en los Centros de trabajo donde se



genere ruido.

NMX-CC-9001-IMNC-2002 Sistema de Gestión de Calidad.

NRF-011-PEMEX-2001 Sistemas automáticos de alarma por detección de fuego y/o atmósferas riesgosas SAAFAR.

NRF-019–PEMEX 2007 Protección contra incendio en cuartos de control que contienen equipo

electrónico.

NRF-022-PEMEX-2004 Redes de cableado estructurado de telecomunicaciones para edificios administrativos y áreas industriales.

NRF-036-PEMEX-2003 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico.

NRF-046-PEMEX-2003 Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo y control.

NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de instalaciones eléctricas.

NRF-049-PEMEX-2006 Inspección de bienes y servicios.

NRF-053- PEMEX-2006 Sistemas de protección anticorrosiva a base de recubrimientos para

instalaciones superficiales.

NRF-105-PEMEX-2005 Sistemas digitales de monitoreo y control.

NRF-181-PEMEX-2007 Sistemas eléctricos en plataformas marinas.

NRF-091-PEMEX-2007 Sistemas Eléctricos de Emergencia.



CICLO DE BRAYTON

Generador Turbin

a

Compr

e-sor c. Combus-

tión



TIPOS DE MANTENIMIENTOS

Mantenimiento correctivo:

En un principio, el mantenimiento quedaba relegado a intervenciones como consecuencia de las

averías y con los consiguientes costes de reparación (mano de obra, piezas de repuesto,...), así

como los relativos a los costes por las paradas de producción. Este tipo de mantenimiento se

conoce como mantenimiento correctivo. El cual es denominado “mantenimiento reactivo”, tiene

lugar luego que ocurre una falla o avería, es decir, solo actuará cuando se presenta un error en

el sistema. En este caso si no se produce ninguna falla, el mantenimiento será nulo, por lo que

se tendrá que esperar hasta que se presente el desperfecto para recién tomar medidas de

corrección de errores. Este mantenimiento trae consigo las siguientes consecuencias:

Paradas no previstas en el proceso productivo, disminuyendo las horas operativas.

Afecta las cadenas productivas, es decir, que los ciclos productivos posteriores se verán

parados a la espera de la corrección de la etapa anterior.

Presenta costos por reparación y repuestos no presupuestados, por lo que se dará el

caso que por falta de recursos económicos no se podrán comprar los repuestos en el

momento deseado

La planificación del tiempo que estará el sistema fuera de operación no es predecible.

Mantenimiento Preventivo:

Este mantenimiento también es denominado “mantenimiento planificado”, tiene lugar antes de

que ocurra una falla o avería, se efectúa bajo condiciones controladas sin la existencia de algún

error en el sistema. Se realiza a razón de la experiencia y pericia del personal a cargo, los

cuales son los encargados de determinar el momento necesario para llevar a cabo dicho

procedimiento; el fabricante también puede estipular el momento adecuado a través de los

manuales técnicos. Tiene por misión mantener un nivel de servicio determinado en los equipos,

programando las intervenciones de sus puntos vulnerables en el momento más oportuno. Suele

tener un carácter sistemático, es decir, se interviene aunque el equipo no haya dado ningún

síntoma de tener un problema. Presenta las siguientes características:

Se realiza en un momento en que no se está produciendo, por lo que se aprovecha las

horas ociosas de la planta.

Se lleva a cabo siguiente un programa previamente elaborado donde se detalla el

procedimiento a seguir, y las actividades a realizar, a fin de tener las herramientas y

repuestos necesarios “a la mano”.

Cuenta con una fecha programada, además de un tiempo de inicio y de terminación

preestablecido y aprobado por la directiva de la empresa.

http://www.sinais.es/intro/mantenimiento_correctivo.html



Esta destinado a un área en particular y a ciertos equipos específicamente. Aunque

también se puede llevar a cabo un mantenimiento generalizado de todos los

componentes de la planta.

Permite a la empresa contar con un historial de todos los equipos, además brinda la

posibilidad de actualizar la información técnica de los equipos.

Permite contar con un presupuesto aprobado por la directiva.

Mantenimiento Cero Horas (Overhaul):

Es el conjunto de tareas cuyo objetivo es revisar los equipos a intervalos programados bien

antes de que aparezca ningún fallo, bien cuando la fiabilidad del equipo ha disminuido

apreciablemente de manera que resulta arriesgado hacer previsiones sobre su capacidad

productiva. Dicha revisión consiste en dejar el equipo a Cero horas de funcionamiento, es decir,

como si el equipo fuera nuevo. En estas revisiones se sustituyen o se reparan todos los

elementos sometidos a desgaste. Se pretende asegurar, con gran probabilidad un tiempo de

buen funcionamiento fijado de antemano.

Mantenimiento En Uso:

Es el mantenimiento básico de un equipo realizado por los usuarios del mismo. Consiste en una

serie de tareas elementales (tomas de datos, inspecciones visuales, limpieza, lubricación,

reapriete de tornillos) para las que no es necesario una gran formación, sino tal solo un

entrenamiento breve. Este tipo de mantenimiento es la base del TPM (Total Productive

Maintenance, Mantenimiento Productivo Total).

Comparación entre distintos mantenimientos.



Mantenimiento Predictivo:

Consiste en determinar en todo instante la condición técnica (mecánica y eléctrica) real de la

máquina examinada, mientras esta se encuentre en pleno funcionamiento, para ello se hace

uso de un programa sistemático de mediciones de los parámetros más importantes del equipo.

El sustento tecnológico de este mantenimiento consiste en la aplicaciones de algoritmos

matemáticos agregados a las operaciones de diagnóstico, que juntos pueden brindar

información referente a las condiciones del equipo. Tiene como objetivo disminuir las paradas

por mantenimientos preventivos, y de esta manera minimizar los costos por mantenimiento y por

no producción. La implementación de este tipo de métodos requiere de inversión en equipos, en

instrumentos, y en contratación de personal calificado. Técnicas utilizadas para la estimación

del mantenimiento predictivo:

Analizadores de Fourier (para análisis de vibraciones)

Endoscopia (para poder ver lugares ocultos)

Ensayos no destructivos (a través de líquidos penetrantes, ultrasonido, radiografías,

partículas magnéticas, entre otros)

Termovisión (detección de condiciones a través del calor desplegado)

Medición de parámetros de operación (viscosidad, voltaje, corriente, potencia, presión,

temperatura, etc.)

Mantenimiento Proactivo:

Este mantenimiento tiene como fundamento los principios de solidaridad, colaboración, iniciativa

propia, sensibilización, trabajo en equipo, de moto tal que todos los involucrados directa o

indirectamente en la gestión del mantenimiento deben conocer la problemática del

mantenimiento, es decir, que tanto técnicos, profesionales, ejecutivos, y directivos deben estar

conscientes de las actividades que se llevan a cabo para desarrollas las labores de

mantenimiento. Cada individuo desde su cargo o función dentro de la organización, actuará de

acuerdo a este cargo, asumiendo un rol en las operaciones de mantenimiento, bajo la premisa

de que se debe atender las prioridades del mantenimiento en forma oportuna y eficiente. El

mantenimiento proactivo implica contar con una planificación de operaciones, la cual debe estar

incluida en el Plan Estratégico de la organización. Este mantenimiento a su vez debe brindar

indicadores (informes) hacia la gerencia, respecto del progreso de las actividades, los logros,

aciertos, y también errores.



SECCIÓN II

DESCRIPCIÓN DEL MANTENIMIENTO

Rendimiento de la Turbina

El rendimiento o eficiencia de una turbina se define como el cociente entre la energía producida

por la misma y la energía disponible. Básicamente consiste en la medida de los diferentes

parámetros que definen el rendimiento de una turbina, esto es: caudal, potencia en el eje y salto

neto. De estos el más importante puede decirse es el caudal, el cual puede determinarse

utilizando diferentes métodos entre los que se pueden mencionar los absolutos del diagrama de

tiempo – presión (método de Gibson) y de ultrasonido, y el relativo de Winter – Kennedy. La

elección del método de medida dependerá de las características de la instalación, de los

pasajes hidráulicos de la turbina, del salto, etc.

Múltiples son las razones que hacen necesario la realización de ensayos de rendimiento, la

importancia relativa de la misma dependerá de las condiciones específicas de la máquina, de

las peculiaridades de la instalación, del tipo de explotación, etc. No obstante se pueden resumir

a grandes rasgos:

Verificar que se cumplen las garantías contractuales ofrecidas por el fabricante,

comprobando que la potencia garantizada se consigue sin penalizar el rendimiento,

esto es, mediante un caudal turbinado no mayor que el especificado.

Valorar la posibilidad de un incremento de la energía producible acometiendo el

cambio de rodete de la turbina.

Controlar la perdida de rendimiento de la instalación a lo largo de los años.

Determinar las pérdidas de salto que se producen en los diferentes elementos de la

instalación (conducción forzada, válvulas, desagüe, etc.).

Es aconsejable que los ensayos de rendimiento los realice una compañía independiente, la cual

garantice los resultados obtenidos, acabando así con la práctica de que sea el propio fabricante

de la turbina el que lo realice. El personal que realice tanto los ensayos como el informe final

debe tener la preparación y experiencia suficiente.

Recepción de la máquina

Los ensayos de recepción de la maquina tiene como fin verificar el cumplimiento de las

condiciones contractuales que atañen a los equipos, turbina – alternador en este caso, así como

determinar la presencia de daños, defectos o vicios ocultos que puedan afectar la unidad desde

el momento de su puesta en servicio. Consiste básicamente en verificar el comportamiento

dinámico de una serie de parámetros, ligados al funcionamiento de la unidad y que definen las

condiciones del conjunto turbina – alternador.



Las pruebas de vibraciones a realizar dentro de los ensayos de comportamiento dinámico son

conformes a la norma IEC 994 “Guide for field measurement of vibratrions and pulsations in

hydraulic machines (turbines, storage pumps and pump – turbines)”. El ensayo comprende una

serie de pruebas en régimen estabilizado con porcentajes de carga de 25%, 50%, 75% y 100%,

adicionalmente pruebas de la maquina girando en vació y excitada sin acoplar.

También régimen transitorio donde se incluyen disparo con los porcentajes citados y los

transitorios de arranque, parada y cambios de carga.

Equilibrado de generadores

El desequilibrio de un rotor es el resultado de una distribución másica desigual en el mismo, lo

cual produce vibraciones. Estas vibraciones, que se deben a la interacción entre la componente

másica desequilibrada y la aceleración radial debida al giro, las cuales conjuntamente generan

una fuerza centrípeta, se transmiten a los cojinetes del rotor, de tal forma que cualquier punto

de los mismos experimenta una fuerza radial por revolución.

Generadores

En un grupo hidroeléctrico los componentes susceptibles de presentar desequilibrio másico son:

el rodete de la turbina hidráulica, el rotor del alternador y el cuerpo de la excitatriz. El

desequilibrio puede deberse a posibles defectos en la construcción, fabricación, montaje y

operación del grupo hidroeléctrico.

El equilibrado es de aplicación tanto en turbinas de acción como de reacción, así como en

turbinas-bombas y bombas acopladas a un generador o motor eléctrico. Se basa en los criterios

que permiten la realización del equilibrado dinámico in situ del rotor de un grupo turbina-

generador por el método de los coeficientes de influencia.



SECCIÓN III

DESARROLLO

Plan de mantenimiento

El plan de mantenimiento está previsto para conocer el estado actual y la evolución futura de los

equipos principales de la central, obteniendo la máxima información de cómo el funcionamiento

afecta a la vida de la turbina, del generador y del transformador, con el objetivo de detectar

cualquier anomalía antes de que origine un grave daño y una parada no programada. Este plan

de mantenimiento, complementado con el ordinario, se ha convertido en una herramienta fiable

para asegurar la disponibilidad de los grupos. Básicamente consiste en la aplicación de las

técnicas siguientes:

Vibraciones y pulsaciones:

Durante el funcionamiento de una central eléctrica el grupo turbina - generador está sometido a

la acción de diferentes fuerzas perturbadoras; el identificar y evaluar las vibraciones y

pulsaciones presentes en la unidad, separando aquellas que son propias del funcionamiento de

la misma, de aquellas otras que tienen su origen en el funcionamiento anómalo de alguno de

sus elementos se realiza mediante el estudio y el análisis de dichas vibraciones y pulsaciones.

El proceso de seguimiento y diagnóstico se realiza en las fases siguientes:

Detección de las vibraciones y pulsaciones



Documentación:

Se incluye el espectro base como punto de partida para determinar la aparición de problemas

en el grupo, así como los planos y una hoja con los datos más significativos de la unidad.

Conocimiento de la máquina:

Las características constructivas y de funcionamiento determinan el tipo de posibles defectos y

la vibración resultante de los mismos, lo cual hace necesario el conocimiento profundo de la

máquina, de sus condiciones de funcionamiento y de los fenómenos asociados al mismo.

Criterios de valoración:

Una vez que un defecto ha sido localizado e identificado, se determina su grado de importancia;

para la valoración se considera tanto el nivel como las características del mismo. El criterio para

la evaluación se basa en la existencia de un banco de datos representativo así como en las

medidas históricas de la unidad.

Análisis de aceites:

El análisis del aceite lubricante o del aceite de regulación complementa el diagnóstico mecánico

del estado de la unidad, los análisis que se realizan sobre la muestra del aceite incluyen las

determinaciones de viscosidad cinemática, oxidación, acidez, contenido en agua, aditivos y

contenido en metales de desgaste y de contaminación.

El análisis de los resultados obtenidos de los ensayos realizados sobre una muestra del aceite,

tomada según un procedimiento adecuado, sobre la base de la experiencia y la existencia de un

banco de datos amplio y representativo, conduce al diagnóstico del estado del mismo,

detectando la existencia o no de un defecto, identificando el mismo y evaluando su importancia.

Prueba de aceite



Descripción del funcionamiento

La operación y control de una turbina se realiza por medio de un control electrónico que se

divide en las siguientes partes: abastecimiento de energía (protecciones de sobrecarga y

distribución), controles y señales de supervisión de la bomba de aceite, botones de modo

operacional, controles de apagado de emergencia y válvulas de seguridad, controles manuales

y conexiones de seguridad para la válvula esférica y válvulas principales, así como para freno

de emergencia y apagado del generador, y comandos y señales del generador de las bombas

de aceite.

Vista Tableros de Control Sala de Máquinas

Desde el panel se realiza toda la operación comenzando por el control de las bombas de aceite

indispensables para el correcto funcionamiento de la turbina, está siempre debe estar

encendida así como la bomba de aceite auxiliar mientras el modo operacional se encuentre en

supervisión remota, en este caso la bomba auxiliar se encuentra conectada a un medidor de

presión de respuesta. El modo operacional en que se encuentre todo el sistema se puede

determinar al seleccionar mediante un interruptor una de las tres posiciones: manual, local o

supervisión remota.

Cuando se encuentra en manual se pueden operar desde el cubículo de control de la turbina los

siguientes interruptores: control de bombas de aceite I y II, válvulas de paso, válvula esférica,

boquillas de frenado y generador. En modo operacional local todos los circuitos mencionados

reciben las órdenes de un ordenador; mientras que en modo remoto los comandos solo se

aceptan desde una terminal remota.



El sistema al detectar cualquier anomalía puede causar un apagado de emergencia ya sea total

o parcial, las condiciones son: nivel bajo de aceite en cualquier bomba, velocidad alta en la

turbina, fallas en los controles electrónicos o falta de energía en el sistema de medición de

velocidad. En estos casos se dan ordenas automáticas que cierran las válvulas de paso, la

esférica, la de cierre hidráulico y los cierres de emergencia, resetea la velocidad y los limitantes

de aperturas; también es posible realizar un apagado rápido mediante un botón manual que

imparte similares órdenes.

Antes de reiniciar la operación de la turbina después de un apagado de emergencia la válvula

de emergencia se debe resetear. Así mismo para abrir la válvula de paso el sello aguas arriba

en la esférica no debe tener presión y el procedimiento de emergencia debe ser cancelado. Las

condiciones para abrir la válvula esférica las agujas deben estar cerradas, las presiones tienen

que ser iguales y la orden de cerrado cancelada. En caso de que una de las condiciones falla

las válvulas se volverán a cerrar.

Para prevenir una mala operación el freno hidráulico se encuentra bloqueado por varios

circuitos de seguridad hasta que varias condiciones se cumplen y las señales indican “OK" para

continuar.

La operación normal de la turbina se realiza siguiendo paso a paso las secuencias de operación

de la maquina según lo indica el fabricante.

Algunas posibles perturbaciones que se pueden presentar durante el servicio son:

La válvula esférica no abre:

Motivo: No se obtiene equilibrio de presión entre la extensión de tubería anterior y posterior.

Causa: las válvulas de llenado no están abiertas, las agujas de la tobera no cierran bien

(perdida de presión) o las válvulas de la tubería de vaciado están abiertas.

Motivo: La señal “bloqueo de la válvula esférica abierto” falta estándolo.

Causa: La alimentación de corriente a los interruptores esta interrumpida.

Motivo: Falta agua a presión para accionar la válvula.

Causa: Las válvulas están cerradas, el filtro está sucio o la válvula de mando está

descompuesta.

La tobera tiene fuga:

Causa: Cuerpo ajeno atascado.

Remedio: Abrir completamente y volver a cerrar la tobera completamente varias veces.



Causas: Punta de aguja y asiento están gastados.

Remedio: Montar pieza de repuesto.

Disminución de potencia:

Causa: Cuerpo ajeno atascado.

Remedio: Abrir completamente y volver a cerrar la tobera completamente varias veces.

Causas: Punta de aguja y asiento están gastados.

Remedio: Montar pieza de repuesto.

Causas: Elevación de nivel de agua en la fosa de la turbina.

Remedio: Controlar el sistema de aireación del foso y del canal de descarga.

Causas: El deflector sigue al chorro y lo interfiere.

Remedio: Verificar la Posición del varillaje de regulación, comprobar y corregir si es necesario el

sincronismo electrónico de las agujas.

Causas: Desgaste en los cangilones del rodete.

Remedio: agua de servicio muy sucia o desgaste de las puntas de las agujas y los asientos e

interferencia del deflector en el chorro, el chorro se deshace y provoca un desgaste del rodete.

Montar un rodete de reserva.

Mantenimiento de la turbina

Trabajos de lubricación:

Las partes móviles de una turbina son muchas y por eso algunas necesitan lubricación para

disminuir su desgaste, entre ellas están las toberas y la válvula de tobera de freno son

lubricados por la operación y no requieren lubricación adicional, los cojinetes articulados del

varillaje de regulación y el pistón de guía del servomotor del deflector deben engrasarse una vez

por mes, y los órganos de cierre si es necesario deben engrasare trimestralmente. Los

deflectores están guiados en cojinetes de teflón reforzados con fibra de vidrio exentos de

mantenimiento y no requieren lubricación.

Controles funcionales:

Mensualmente deben controlarse el funcionamiento de los sistemas de seguridad, como

interruptores límites, presostatos, medición de velocidad, etc. Trimestralmente se debe

controlar el funcionamiento de los empaques por medio del caudal de aceite y de agua de fuga.

Anualmente debe controlarse el funcionamiento y el hermetismo de todas las válvulas y grifos.



Trabajo de mantenimiento resultante del servicio:

Con el fin de eliminar sedimentos de arena en la tubería anular se debe lavar la tubería abriendo

la válvula de vaciado. La limpieza de cilindro de agua del servomotor del deflector de

cuerpos extraños se realiza cerrando la alimentación de agua, retirar el tornillo de vaciado del

cilindro de agua y lavar la tubería y el cilindro abriendo la válvula. La manutención de los filtros

de los filtros de aceite y de agua debe hacerse de acuerdo a las instrucciones del fabricante, la

frecuencia de estos trabajos de mantenimiento se rige de acuerdo al grado de ensuciamiento de

cada componente.

Controles periódicos en el rodete:

Desde el momento de la puesta en servicio de un rodete debe controlarse a fisuras y desgastes

en los periodos indicados a continuación:

24 horas de servicio Control visual


900 horas de servicio Control a fisuras superficiales en los

Cangilones y en la raíz de los mismos.


4000 horas de servicio Control a fisuras superficiales en

todo el rodete. Este control debe

repetirse cada 4000 horas.

Estos intervalos de tiempo se repiten para rodetes en los que fueron efectuados soldaduras de

reparación.

Revisiones:

Cada 8000 horas de servicio hay que someter la turbina a una revisión completa. Para ello es

necesario realizar los siguientes trabajos:

Control del rodete a fisuras y superficies desgastadas. Especial atención hay que dedicar a

los cangilones y el pasaje cangilón-cubo de rodete. Si se encuentran fisuras no se debe

continuar usando el rodete. Montar un rodete de reserva y reparar el rodete defectuoso

según instrucciones para soldaduras de reparación.

Controlar a desgaste las puntas de aguja, asientos y cuchillas de deflector de las toberas.

Si se encuentran fallas cambiar la pieza con una de repuesto.



Controlar el llenado y el estado del aceite, de ser necesario cambiarlo o filtrarlo. Antes de

poner aceite nuevo es necesario filtrarlo. Fineza 5 лm.

Controlar a asiento firme uniones de tornillos, pernos y seguros en toda la turbina.

Controlar si el pintado tiene fallas y/o corrosión en la superficie en contacto con agua en

especial la superficie de la tubería anular y del foso de la turbina. Partes falladas hay que

desoxidar y proteger con pintura de acuerdo a las instrucciones de conservación.

Durante la revisión es necesario realizar todos los trabajos descritos anteriormente.

SECCIÓN IV

CONCLUSIÓN

El mantenimiento dentro de la industria es un eje fundamental para la conservación de los

equipos e instalaciones lo que me permite maximizar producción.

El mantenimiento proporciona confiabilidad, eficiencia y productividad a la industria, los

resultados se evalúan en cantidad y calidad de producto.

Entre los equipos más complejos y costosos que se utilizan en la generación de energía se

encuentran las turbomáquinas, particularmente las turbinas. Su operación debe vigilarse de

manera continua tanto para detectar fallas potenciales o incipientes como para programar su

mantenimiento, a fin de aumentar su confiabilidad, disponibilidad y vida útil. También resulta

crucial que las tareas de mantenimiento de este tipo de equipos se efectúen con rapidez para

reanudar lo antes posibles la generación de energía.

Debido a que los turbomáquinas, sin importar su tipo, llevan una serie de pasos que no se

pueden alterar al momento de hacer el mantenimiento ya si esto se hace de manera

desordenada, puede haber fallas cuando la maquinaria sea puesta a trabajar nuevamente.



RESULTADOS

La medición y análisis de las vibraciones se llevó con éxito.

El análisis de aceite se concretó efectivamente.

Fases y conexiones adecuadas.

Calibración realizada con éxito.

Remplazo del rodete por pérdida de la pieza.

La limpieza del cilindro de agua del servomotor del deflector, se llevó a cabo sin

interrupciones.



SUGERENCIA

Hacer un chequeo general a la mitad de vida de las piezas

Llevar un control de las piezas en reposición o cambiadas.

Tener calendarizado los mantenimientos o revisiones que se le han hecho a la

turbomaquinaria.

Ordenar alfabéticamente las piezas para saber qué tipo tratamiento se le ha realizado.



CLIENTE:

PROYECTO:

UBICACIÓN : No. REPORTE:

TIPO DE MANTENIMIENTO: Predictivo Preventivo Correctivo

EQUIPO/ MÁQUINA :

REQUIERE PARAR GENERACIÓN:

REQUIERE CONSIGNACIÓN:

AREA A INTERVENIR:

REGISTRO FOTOGRAFICO:

FECHA INICIO HORA INICIO FECHA FINAL HORA FINAL

MANIOBRAS REALIZADAS:

DESCRIPCION DE LA ACTIVIDAD:

PROCEDIMIENTO A SEGUIR:

NOMBRE NOMBRE

HERRAMIENTAS REPUESTOS STOCK REPUESTOS COMPRA

OBSERVACIONES GENERALES

FIRMA PERSONA A CARGO FIRMA JEFE DE PLANTA FECHA PROXIMO MANTENIMIENTO

NOMBRE: NOMBRE:

…………………………………………………………………………………………………………………………………………………

…………………………………………………………………………………………………………………………………………………

…………………………………………………………………………………………………………………………………………………

…………………………………………………………………………………………………………………………………………………

NOMBRE PAGINA WEB O MAILTELEFONOEMPRESA

…………………………………………………………………………………………………………………………………………………

EQUIPO

CONTACTOS DE APOYO:

FUNCIÓN FUNCIÓN

CENTRAL ELÉCTRICA HIDROABANICO

REPORTE DE MANTENIMIENTO

FECHA:HIDROABANICO

O&M CENTRAL ELÉCTRICA HIDROABANICO

PERSONAL A CARGO PERSONAL QUE PARTICIPA

MATERIALES



Hojas de datos de rendimiento y especificaciones técnicas.

H O J A D E D A T O S HOJA. 1 . DE . 15 .

PROYECTO No.: REQUISICIÓN No.. PARTIDA No. REVISIÓN:. .

ORDEN DE COMPRA No.: .HECHA POR. .APROBADO POR: .FECHA: .

OTRO:

APLICABLE A: { PROPUESTA { COMPRA { COMO SE CONSTRUYO { PLANTA: CLAVE:

LOCALIZACIÓN: No. DE SERIE:

SERVICIO: CANTIDAD REQUERIDA

MICROTURBINA DE GAS/ACEITE CICLO: { REGENERATI-VO { SIMPLE { RECUPERACIÓN DE CALOR TIPO: UNA FLECHA MULTI FLECHA

OPERACIÓN: { CONTI- { INTERMITENTE { RELEVO †

TIPO: (8.1.1) NUA

† MARCA: † MODELO:

RANGO DE VELOCIDAD (8.1.7) MIN. rpm MAX. rpm † POTENCIA (ISO) Kw @ rpm

{ POTENCIA: MÍNIMA REQUERIDA EN SITIO: KW @ rpm † CAPACIDAD DE POTENCIA MÁX. (6.5)_ kW

OPERACIÓN: { CON ATENCIÓN { SIN ATENCIÓN { ENCABINADO REQUERIDO

EQUIPO ACCIONADO: MARCA Y MODELO No. DE SERIE O CLAVE:

OPERACIÓN Ó SERVICIO: { CONTINUO { INTERMITENTE { RELEVO

POTENCIA AL FRENO: NORMAL (kW) @ rpm. NOMINAL (kW) @ rpm. MÁXIMA (kW) @ rpm. DISEÑO BÁSICO DE LA MICROTURBINA

COMPORTAMIENTO CONDICIONES DE SITIO (8.1.4) INCLUYENDO TODAS LAS PERDIDAS NOMINAL NORMAL TEMP. TEMP.

EN EN MÁXIMA MÍNIMA

SITIO SITIO PROM. PROM.

SITIO SITIO

{ TEMP. BULBO SECO (°C)

{ HUMEDAD RELATIVA (%)

{ PRESIÓN BAROMETRICA (kPa)

† POTENCIA A LA SALIDA (KW)

† CONSUMO ESPECIFICO, LHV,

(MJ/kW-hr)

† VEL. FLECHA DE SALIDA, (rpm)

† FLUJO DE AIRE (Kg./seg.)

† FLUJO DE GASES DE ESC. (Kg/seg)

† TEMP. ENCENDIDO. (°C)

† TEMP. SALIDA GEN. GAS (°C)

† TEMP. SALIDA DE T. POT. (°C)

{ PUNTO DE GARANTÍA (6.31)

{ NIVEL DE INSTALACIÓN (m) ASNM

{ INST. A LA INTEMPERIE { INST. BAJO COBERTIZO

{ PRESION ATMOSFÉRICA (kPa Abs.)

{ TEMPERATURA PROMEDIO MÍN./NORMAL/MÁX. (°C)

/ /

{ HUMEDAD RELATIVA MÍN./NORMAL/MÁX. (%)

/ /

{ VELOCIDAD DEL VIENTO MÁX. PROMEDIO (Km./h)

{ CLIMA TROPICAL, HUMEDO Y SALINO CLASIFICACIÓN ELÉCTRICA DEL ÁREA

{ PELIGROSA { NO PELIGROSA

CLASE GRUPO DIV.

AREA TURBINA DE GAS {

AREA ENCABINADO TG {

PANEL DE CONTROL {

EQUIPO ACCIONADO {

OTROS: {

{ TROPICALIZACIÓN REQUERIDA

AGENTES CORROSIVOS:

CONDICIONES ESPECIALES:

NIVELES DE RUIDO (VER NORMA NOM-011-STPS-2001):

{ APLICABLE A LA MÁQUINA dB { APLICABLE AL ENCABINADO dB

INTERVALOS DE MANTENIMIENTO

† INSP. DE PARTES CALIENTES hrs † OTRAS PARTES hrs

† MANTTO. MAYOR (OVERHAUL) hrs

NOTAS DE APLICACIÓN GENERAL

1. LA INFORMACIÓN DEBE SUMINISTRARSE POR:

{ COMPRADOR † PROVEEDOR

POR PROVEEDOR SI NO ES POR COMPRADOR

2. TODOS LOS DATOS SE REFIEREN A:

TP = TURBINA DE POTENCIA

GG = GENERADOR DE GASES

ASNM = ALTURA SOBRE EL NIVEL MEDIO DEL MAR

DOCUMENTOS APLICABLES:

{ P.2.0142.01 “SISTEMAS ALTERNOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA” Y DOCUMENTOS

INDICADOS O

MENCIONADOS EN ESTA NORMA DE REFERENCIA




PROYECTO No.: REQUISICIÓN No.. PARTIDA No. REVISIÓN: . .


CARACTERÍSTICAS DE LOS COMPONENTES DE LA MICROTURBINA DINÁMICA (8.2.6) GENERADOR DE GAS: TURBINA DE POTENCIA: † VELOCIDADES:

MÁXIMA CONT. rpm DISPARO: rpm

† VELOCIDADES CRITICAS LATERALES (AMORTIGUADAS)

PRIMERA rpm MODO

SEGUNDA rpm MODO

TERCERA rpm MODO

CUARTA rpm MODO

{ ANÁLISIS LATERAL DEL TREN REQUERIDO (8.2.6.2)

{ MAPA DE RIGIDEZ NO AMORTIGUADO REQUERIDO

{ ANÁLISIS TORSIONAL DEL TREN REQUERIDO (8.2.6.3)

† VELOCIDADES CRÍTICAS TORSIONALES:

PRIMERA rpm TERCERA rpm

SEGUNDA rpm CUARTA rpm

VIBRACIÓN:

† NIVEL DE OPERACIÓN MÁX. PERMISIBLE μM P/P

† NIVEL DE OPERACIÓN NORMAL PERMISIBLE μM P/P

† NIVEL DE PRUEBA MÁX. PERM. EN FLECHA μM P/P

† NIVEL DE PRUEBA MÁX. PERM. EN CARCASA mm/seg

† ROTACION VISTO DESDE EXT. ACCIONADO CW CCW

†

VELOCIDADES:

MÁXIMA CONT. rpm DISPARO: rpm

† VELOCIDADES CRITICAS LATERALES (AMORTIGUADAS)

PRIMERA rpm MODO

SEGUNDA rpm MODO

TERCERA rpm MODO

CUARTA rpm MODO

{ ANÁLISIS LATERAL DEL TREN REQUERIDO (8.2.6.2)

{ MAPA DE RIGIDEZ NO AMORTIGUADO REQUERIDO

{ ANÁLISIS TORSIONAL DEL TREN REQUERIDO (8.2.6.3)

† VELOCIDADES CRÍTICAS TORSIONALES:

PRIMERA rpm TERCERA rpm

SEGUNDA rpm CUARTA rpm

VIBRACIÓN:

† NIVEL DE OPERACIÓN MÁX. PERMISIBLE μM P/P

† NIVEL DE OPERACIÓN NORMAL PERMISIBLE μM P/P

† NIVELES DE PRUEBA MÁX. PERM. EN FLECHA μM P/P

† NIVELES DE PRUEBA MÁX. PERM. EN CARCASA mm/seg

† ROTACION VISTO DESDE EXT. ACCIONADO CW CCW

CARCASAS Y ELEMENTOS ROTATIVOS (8.2.1, 8.2.4) CÁMARA DE COMBUSTIÓN (8.2.2) † COMPRESOR DE AIRE:

No. ETAPAS O PASOS VEL. MÁX. EN LA PUNTA m/seg

TIPO RELACION DE PRESIÓN

PARTICION DE LA CARCASA AXIAL RADIAL

ROTOR: † SÓLIDO † ENSAMBLADO

† PRESIÓN DE TRABAJO MÁXIMA PERMISIBLE MPa

† TEMPERATURA MAXIMA DE TRABAJO PERMISIBLE °C

ALABES: † FIJOS † FIJOS Y VARIABLES

† SENCILLA † MULTIPLE † CANTIDAD

† GAS † LÍQUIDO † COMBUSTIBLE DUAL

VARIACIÓN MÁXIMA DE TEMP. PERMISIBLE °C

PLANO APLICABLE TOBERAS P/CÁMARA COMB.

PRESIÓN DE TRABAJO MÁX. PERMISIBLE MPa

TEMPERATURA MÁX. DE TRABAJO PERMISIBLE °C

INDICE DE WOBBE † MÁX. PERM. † MÍN.

NOTAS: † TURBINA GENERADORA DE GASES:



ROTOR: † SÓLIDO † ENSAMBLADO

† PRESIÓN DE TRABAJO MÁX. PERMISIBLE MPa

† TEMPERATURA MAX. DE TRABAJO PERMISIBLE_ °C

† TURBINA DE POTENCIA:



ROTOR: † SOLIDO † ENSAMBLADO

† PRESIÓN DE TRABAJO MÁX. PERMISIBLE MPa

† TEMPERATURA MAX. DE TRABAJO PERMISIBLE_ °C






CARACTERISTICAS DE LOS COMPONENTES DE LA MICROTURBINA, CONTINUACION...

COJINETES Y PORTA COJINETES (8.2.7) GENERADOR DE GASES

RADIAL (Notas 1 y 2)

† TIPO DE COJINETE

† MARCA

† MODELO

† LONGITUD (mm)

† φ FLECHA (mm)

† CARGA UNIT. ACT/PERM,(kPa)

† MATERIAL BASE

† ESPESOR DE BABBITT (mm)

† No. DE ZAPATAS

† CARGA ENTRE/EN ZAPATAS

† PIVOTE:CENT. / DESCENT.%

† COJINETE AMORTIGUADO

† VIDA UTIL (HORAS)

† CLASE AFBMA

† MATERIAL DEL COJINETE

ENTRADA SALIDA DE EMPUJE (Nota 3)


† MARCA

† MODELO

† CARGA UNIT. (ULTIMA),(kPa)

† CARGA UNIT. (DIS. EN SIT),(kPa)

† CARGA UNIT. (POT. MÁX.),(kPa)

† No. DE ZAPATAS / ÁREA (cm

2)

† MATERIAL BASE

† ESPESOR DEL BABBIT (mm)

† PIVOTE: CETRADO/DESCENT. %

† VIDA UTIL

† CLASE AFBMA


ACTIVO INACTIVO

/

/

/ /

LUBRICACIÓN INUNDADA DIRECTA

COLLARÍN DE EMPUJE INTEGRAL REMPLAZABLE LUBRICACION INUNDADA DIRECTA

TURBINA DE POTENCIA RADIAL (Notas 1 y 2)


† MARCA

† MODELO

† LONGITUD (mm)

† φ FLECHA (mm)

† CARGA UNIT. ACT/PERM,(kPa)

† MATERIAL BASE

† ESPESOR DE BABBITT (mm)

† No. DE ZAPATAS

† CARGA ENTRE/EN ZAPATAS

† PIVOTE:CENT. / DESCENT.%

† COJINETE AMORTIGUADO

† VIDA UTIL (HORAS)

† CLASE AFBMA


ENTRADA SALIDA DE EMPUJE


† MARCA

† MODELO

† CARGA UNIT. (ULTIMA),(kPa)

† CARGA UNIT. (DIS. EN SIT),(kPa)

† CARGA UNIT. (POT. MÁX.),(kPa)

† No. DE ZAPATAS / ÁREA (cm

2)

† MATERIAL BASE

† ESPESOR DEL BABBIT (mm)

† PIVOTE: CETRADO/DESCENT. %

† VIDA UTIL

† CLASE AFBMA


ACTIVO INACTIVO

/

/

/ /

LUBRICACIÓN INUNDADA DIRECTA

COLLARÍN DE EMPUJE INTEGRAL REMPLAZABLE LUBRICACION INUNDADA DIRECTA

NOTAS: (1) PARA TURBINAS CON MÁS DE 1 FLECHA, LLENE TODAS LAS PARTES APLICABLES PARA CADA UNA DE LAS FLECHAS. (2) PARA FLECHAS CON TRES COJINETES, USE HOJAS SEPARADAS PARA CADA COJINETE EXTRA. (3) PARA ELEMENTOS RODANTES EN COJINETES, MODIFIQUE LAS ENTRADAS COMO SE REQUIERA.






MATERIALES DE FABRICACIÓN (8.2.9)

† TURBINA DEL GENERADOR DE GASES † TURBINA DE POTENCIA

PASOS TOBERAS ALABES RUEDAS O DISCOS PASOS TOBERAS ALABES RUEDAS O DISCOS 1 1 2 2 3 3 4 4 5 5 6 6

† CARCASA: FLECHA:

† RECUBRIMIENTO ALABES/TOBERAS/DISCOS:

/ /

† CARCASA: FLECHA:

† RECUBRIMIENTO ALABES/TOBERAS/DISCOS:

/ / † COMPRESOR DE AIRE:

ALABES/TOBERAS: /

FLECHA/CARCASA: /

† RECUBRIMIENTO ALABES/TOBERAS: /

† CÁMARA DE COMBUSTIÓN:

CARCASA/DISTRIBUIDOR: /

TUBOS/BOQUILLAS: _/

INYECTORES: SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES (8.3)

SISTEMA DE ADMISIÓN DE AIRE (8.3.1) FILTROS DE AIRE:

{ TIPO: AUTO-LIMPIABLES O ESTÁNDAR

† FILTRO ELIMINADOR DE HUMEDAD

EFICIENCIA % TAMAÑO MÁX. DE GOTAS μM

MATERIAL

† FILTRO MEDIO

TIPO CANTIDAD

EFICIENCIA % TAMAÑO MÁX. DE SÓLIDOS μM

MATERIAL

† FILTRO DE ALTA EFICIENCIA

TIPO CANTIDAD

EFICIENCIA % TAMAÑO MÁX. DE SÓLIDOS μM

MATERIAL

† OTROS

† FLUJO (Q) NORMAL DE AIRE m3/hr

† ΔP EN FILTROS NORMAL/@ 110% DE Q / mmH2O

† ΔP DEL SISTEMA NORMAL/@ 110% DE Q / mmH2O

† VELOCIDAD DEL VIENTO PARA DISEÑO km/hr

† INTERVALO DE MANTENIMIENTO MESES

LOCALIZACION: A NIVEL DE PISO SOBRE ESTRUCTURA

† ΔP MÁX./MÍN. DE COLAPSO / kPa

† FLUJO MÁXIMO DE AIRE m3/seg

† MALLA CONTRA INSECTOS

† TAMAÑO DE MALLA mm2

† BARRERA CONTRA ENTRADA DE LLUVIA

{ ESCALERAS Y PASILLOS REQUERIDOS

† ENTRADA DE AIRE VERTICAL (POR DEBAJO)

† VELOCIDAD DE DISEÑO DE DUCTOS m/seg

† MATERIAL DE DUCTOS

† ESPESOR DE LA PLACA DE DUCTOS mm

† MARCA JUNTA DE EXPANSIÓN TIPO

† MATERIAL DEL SILENCIADOR

† MARCA DEL SILENCIADOR TIPO

† MAT. DE OTRAS PARTES METÁLICAS

† INDICADOR DE PRESIÓN DIFERENCIAL.

† INDICADOR DE HUMEDAD

{ ENFRIAMIENTO DEL AIRE DE ENTRADA.

† TIPO MARCA

† CARGA TÉRMICA MÍN./NORMAL/MÁX. /_ / MJ/h

† TIPO DE REFRIGERANTE:

† TIPO DE CAMBIADOR DE CALOR

† FLUJO DE AIRE: MAX./NORMAL/MÍN. /_ / m3/hr

† INCREMENTO DE POTENCIA EN LA FLECHA kW

NOTAS



{ MOTOR ELÉCTRICO: † SISTEMA DISEÑADO PARA ACEITE SINTETICO † TIPO † MARCA † NORMA DEL ACEITE: † MODELO † POTENCIA kW † VISCOSIDAD: MÍN. cP MÁX. cP


PROYECTO No.: REQUISICIÓN No.. PARTIDA No. REVISIÓN:. .


SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES (8.3)

SISTEMA DE ARRANQUE (8.3.2) SISTEMA DE LUBRICACIÓN DE ACEITE (8.3.3)

{ ARRANCADOR SOLAMENTE { ARRANCADOR Y AUXILIARES { VER HOJA DE DATOS API 614, ÚLTIMA EDICIÓN.

TIPO: { MOTOR C.A. { MOTOR C.D. TIPO DE ACEITE: { MINERAL { SINTETICO

{ NEUMÁTICO { MÁQ. COMB. INT. { HIDRÁULICO † GRADO (ISO) Y VISCOSIDAD DEL ACEITE

{ EXPANSOR DE GAS ARRANCADOR EMBRAGADO COMUN A: G. DE GASES/TURBINA DE UNA FLECHA

† POT. ARRANCADOR kW † POT. AUXILIARES kW TURBINA DE POT. LIBRE ENGRANAJE DE CARGA

† POTENCIA MÁXIMA REQUERIDA kW EQUIPO ACCIONADO AUXILIARES

MECANISMO DE GIRO DE LA FLECHA SIST. LUBRICACION/SELLADO { COMBINADO { SEPARADO

{ VOLTS/FASES/HERTZ / / COMUN A: GEN. DE GAS TURBINA DE POTENCIA

† CLASE NEMA VELOCIDAD rpm ENGRANE DE CARGA EQUIPO ACCIONADO

† FACTOR DE SERVICIO ENVOLVENTE TIPO: AUXILIARES

AREA DE INST. CLASE -DIV.__ { VARIADOR DE FRECUENCIA. FLUJO PRESIÓN CARGA

{ EXPANSOR DE GAS. { MOTOR NEUMATICO † REQUERIMIENTOS

DE ACEITE:

(L/min) (kPa)

TÉRMICA

(MJ/h)

NORMA APLICABLE GENERADOR DE GASES

MARCA MODELO EQUIPO ACCIONADO

POTENCIA kW. FLUJO MÁX DE GAS kg./h ENGRANAJE DE CARGA

FLUJO TOTAL / POR INTENTO DE ARRANQUE: / Kg. ACOPLAMIENTO

{ MATERIALES DE ACUERDO CON NACE TURBINA DE POTENCIA

{ GAS PARA TURBINA DE EXPANSIÓN. VER COMPOSICIÓN EN HOJA 5 DE 13 TOTAL

† CONDICIONES DEL GAS DE ARRANQUE. † FLUJO TOTAL DE ACEITE

FLUJO A LA ENTRADA (N m

3/min)

PRESIÓN DE ENTRADA (kPa)

MÍNIMA MÁXIMA NORMAL MÍN./NORMAL/MÁX.

† PRESIÓN DEL ACEITE

MÍN./NORMAL/MÁX.

/ / L/min @ °C

/ / kPa @ °C

PRESIÓN DE SALIDA (kPa)

TEMPERATURA DE ENTRADA (°C)

ΔT SOBRE PUNTO DE ROCIO (°C)

† CAPACIDAD DEL DEPÓSITO DE ACEITE

MÍNIMA/NORMAL/MÁXIMA / / Litros

MONTAJE Y ARREGLO

{ CONTROL DE VELOCIDAD: { CONSOLA {

{ REGULADOR DE PRESIÓN { GOBERNADOR BOMBAS DE LUBRICACIÓN.

SI NO † PRINCIPAL:

COLUMNA { PATÍN

SUMINISTRO DE VALV. CTROL. A LA ENTRADA

TUBERIA Y CONEXIONES EN INOXIDABLE

FILTRO-Y CON BRIDA DE DESCONEXIÓN

† TIPO

† MOTOR TIPO

† AUXILIAR:

† MARCA

† MARCA

CAPACIDAD DE BAJA VELOCIDAD ( PARA LAVA- † TIPO † MARCA

DO DEL COMPRESOR) † MOTOR TIPO † MARCA

VÁLVULA DE ALIVIO CON PUNTO DE AJUSTE DE PRESIÓN @ (kPa) † DE EMERGENCIA:

{ MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA † TIPO

† MARCA

NORMA APLICABLE † MOTOR TIPO † MARCA

† MARCA

MODELO

NOTAS:

† VELOCIDAD rpm POTENCIA kW

NOTAS:






SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES, CONTINUACIÓN... SISTEMA DE COMBUSTIBLE (8.3.4) TIPO DE COMBUSTIBLE: { GAS { LÍQUIDO { DUAL

{ REQ. DEL SISTEMA DUAL: { DUAL (GAS/GAS) { DUAL ( GAS/LÍQUIDO ) { DUAL (LÍQUIDO/LÍQUIDO)

{ SISTEMA COMPLETO PARA RECIBIR EL COMBUSTIBLE { TIEMPO MÁX. PERMISIBLE PARA TRANSFERENCIA SEG.

COMBUSTIBLE GASEOSO COMBUSTIBLE LÍQUIDO { ANÁLISIS – MOL %

COMPOSICIÓN MW NORMAL ALT. 1 ALT. 2

AIRE 29

OXIGENO 32

NITRÓGENO 38

VAPOR DE AGUA 18

MONÓXIDO DE CARBONO 28

DÍOXIDO DE CARBONO 44

HIDRÓGENO 2

METANO 16

ETILENO 26

ETANO 30

PROPILENO 42

PROPANO 44

I SO– BUTANO 58

N – BUTANO 58

I SO– PENTANO 72

N – PENTANO 72

MÁS HEXANO

TOTAL:

PESO MOLECULAR

DENSIDAD

INDICE DE WOBBE

AGENTES CORROSIVOS PPM

CONTAMINANTES PPM

LHV MJ/m3/hr

PRESION COMB. MÍN/MÁX(kPa) _/_ / /

TEMP. MÍN./MÁX.(°C) _/_ / /

† FLUJO REQ. MÍN./MÁX.(m3/min) (1)

† TEMP. REQ.(°C) (1) _/_ / /

† PRESIÓN REQ. MÍN./MÁX. (kPag) (1) _/_ / /

† RANGO DE CAMBIO DE LHV

GRADO DEL COMBUSTIBLE

ASTM D1655 ASTM { 0GT { 1GT

JET { A { A1 { B D2880 { 2GT { 3GT { 4GT

{ OTRO: . VER ANALISIS ABAJO

REQUIERE TRATAMIENTO EL COMBUSTIBLE. SI NO

SISTEMA DE TRATAM. POR: { PROVEEDOR { OTRO

CALENTADOR REQUERIDO (5.8.1.4.4) † SI † NO

EQUIPO DE TRANSFERENCIA REQUERIDO † SI † NO

† PRES. REQ. DEL COMB. MÁX/MIN(kPa) _/

ANALISIS DEL COMBUSTIBLE ASTM VALOR

PROPIEDADES MÉTODO MEDIDO

VISCOSIDAD (SSU) 38 °C D-445

DATOS DE DESTILACIÓN D-86

50% RECUPERACIÓN °C MÁXIMO

PUNTO FINAL °C MÁXIMO

CONT. SULFURO % PESO MÁXIMO

MÉTODO DE BOMBA D-129

MÉTODO DE LAMPARA D-1266

MÉTODO DE ALTA TEMP. D.1552

RESIDUOS DE CARBÓN SOBRE 10%

EN FONDOS %PESO. MÁX.

CONRADSON D-189

RAMSBOTTOM D-524

LAMINA CORR. PLACA DE COBRE

3 HRS A 100 °C MÁXIMO D-130

CONTENIDO AROMATICO D-1319

CONTENIDO DE CENIZA D-482

GRAVEDAD ESPECIFICA, 15 °C D-1298

PUNTO DE INFLAMACIÓN °C D-56

PUNTO DE CONGELACIÓN °C D-97

AGUA D-95

SUCIEDAD FILTRABLE Mg/100ML D-2276

CONT. MET. (ABS. ATOMICA PREFER.) D-3605

SODIO_ POTASIO VANADIO

CALCIO PLOMO OTROS

LHV. (MJ/kg) D-2382

TUBERÍA DEL SISTEMA DE COMBUSTIBLE:

{ BY PASS Y VÁLVULA DE VENTEO { VÁLVULA DE CONTROL

{ VÁLVULAS DE BLOQUEO PARA AISLAMIENTO

{ FILTROS P/FLUJO CONTINUO { MATERIALES ACUERDO CON NACE

DISEÑO ANSI PARA BRIDAS Y BOQUILLAS NOTAS:

NOTAS: (1) A LA ENTRADA DEL SISTEMA DE LA TURBINA DE GAS.



ANEXO 12.3

DEFINICIÓN DE LAS PROTECCIONES DEL TURBOGENERADOR

Nombre del Proyecto:

Localización: Realizó:

Fecha:

Hoja 1 de 1

Tipo de Turbina: Gas Vapor

TAG y descripción de la variable: Tipo de señal: Estado o Valor: Votación:

NOTAS:

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital



ANEXO 12.2

DEFINICIÓN DE LAS CONDICIONES DE ARRANQUE

Nombre del Proyecto:

Localización: Realizó:

Fecha:

Hoja 1 de 1

Tipo de Turbina: Gas Vapor

TAG y descripción de la variable: Tipo de señal: Estado o Valor:

NOTAS:

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital

Analógica Digital


31

101977762 manual de mantenimiento luis moguel

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