Curso Turbinas a Vapor - Eng Eletricistas.pdf

Universidade Petrobrás Curso de Turbinas a Vapor para Eng. Eletricistas

Elaborado: F. Bressan Data: 31/10/2008 Página 0 / 75

Universidade Petrobrás Curso de Turb Turbinas inas a Vapor Vapor para Engenheiros Engenheiros Eletric Eletricistas istas

Francisco Bressan Engenheiro Mecânico Projeto de Turbinas a Vapor Siemens – Energy Sector [email protected]

Versão 1.0



Índice

Introdução 1. Ciclos de instalações térmicas a vapor 1.1. O Ciclo Rankine 1.2 Variações do ciclo Rankine básico 1.3 Ciclo combinado – Gás + vapor 1.4. Entalpia, Entropia e Diagrama de Mollier 1.5. Cálculos termodinâmicos 1.6. Equipamentos utilizados em ciclos térmicos

02 03 03 07 08 09 11 14

2. Turbinas a vapor 2.1. Tipos de turbinas a vapor 2.2. Turbinas com extração de vapor 2.3. Tecnologia Ação x Reação 2.4. Número de estágios 2.5. Acionamento direto ou reduzido 2.6. Componentes principais de turbinas a vapor 2.7 Sistema de lubrificação 2.8 Sistema de Vapor e Condensação 2.9. Sistema de regulagem e segurança

16 16 17 18 21 21 23 41 46 53

3. Gerador, sistema elétrico e sistema de controle 3.1. Gerador síncrono trifásico 3.2. Sistema de controle

58 58 63

Anexos

66

1.

Esquema de Vapor

67

2.

Esquema de Condensação

68

3.

Esquema de Óleo de Lubrificação (unidade hidráulica)

69

4.

Esquema de Óleo de Lubrificação (distribuição)

70

5.

Esquema de Óleo de Controle

71

6.

Arranjo Típico de Turbina de Condensação com escape Axial

72

7.

Arranjo Típico de Turbina de Condensação com escape Radial

73

8.

Arquitetura típica de um sistema de controle

74

9.

Diagrama unifilar típico

75

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Índice

Introdução 1. Ciclos de instalações térmicas a vapor 1.1. O Ciclo Rankine 1.2 Variações do ciclo Rankine básico 1.3 Ciclo combinado – Gás + vapor 1.4. Entalpia, Entropia e Diagrama de Mollier 1.5. Cálculos termodinâmicos 1.6. Equipamentos utilizados em ciclos térmicos

02 03 03 07 08 09 11 14

2. Turbinas a vapor 2.1. Tipos de turbinas a vapor 2.2. Turbinas com extração de vapor 2.3. Tecnologia Ação x Reação 2.4. Número de estágios 2.5. Acionamento direto ou reduzido 2.6. Componentes principais de turbinas a vapor 2.7 Sistema de lubrificação 2.8 Sistema de Vapor e Condensação 2.9. Sistema de regulagem e segurança

16 16 17 18 21 21 23 41 46 53

3. Gerador, sistema elétrico e sistema de controle 3.1. Gerador síncrono trifásico 3.2. Sistema de controle

58 58 63

Anexos

66

1.

Esquema de Vapor

67

2.

Esquema de Condensação

68

3.

Esquema de Óleo de Lubrificação (unidade hidráulica)

69

4.

Esquema de Óleo de Lubrificação (distribuição)

70

5.

Esquema de Óleo de Controle

71

6.

Arranjo Típico de Turbina de Condensação com escape Axial

72

7.

Arranjo Típico de Turbina de Condensação com escape Radial

73

8.

Arquitetura típica de um sistema de controle

74

9.

Diagrama unifilar típico

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Introdução Com a crescente demanda de energia pelas áreas urbanas e pelo pólo industrial mundial, a geração de energia passa a ser uma das grandes preocupações da engenharia neste início de século. Dentro do problema energético vale destacar: •

• •

O impacto ambiental causado causado pela inundação inundação de grandes grandes áreas, resultante resultante da implantação de hidrelétricas; A incredulidade sobre o domínio da tecnologia tecnologia e segurança das usinas usinas nucleares; A necessidade das grandes e médias indústrias de auto-suficiência em energia elétrica, cortando custos substanciais e evitando cortes não previstos das concessionárias;

O aproveitamento da energia provinda de combustíveis alternativos, alternativos, como o bagaço de cana, para geração de vapor em caldeiras, para utilização em processos industriais. Assim, há possibilidade de maximizar o aproveitamento do vapor como fonte de energia. Baseadas nesses problemas, as empresas buscam meios de gerar energia com responsabilidade, procurando minimizar os impactos ambientais e suprir as deficiências da rede pública de energia. Dentro deste contexto que se destacam as turbinas a vapor.

•

vapor apresentam As turbin as a vapor apresentam vantagens que as colocam entre as máquinas mais utilizadas para a geração de energia em todas as faixas de potência. Como principais vantagens, podemos citar: •

•

•

•

O vapor é uma forma de energia provinda do recurso natural natural em maior abundância no mundo: a água; Ao contrário do óleo e gás, o vapor não produz resíduos resíduos ao ser utilizado para geração de energia; A alta eficiência dos ciclos a vapor vapor em comparação com com outros ciclos que utilizam combustíveis fósseis; O vapor, retirado em pontos intermediários ou na saída da turbina, pode ser reaproveitado para alimentar processos industriais (cogeração).

O objetivo deste documento é destacar as principais características das turbinas a vapor, seus equipamentos auxiliares e ciclos termodinâmicos. Este documento foi elaborado para auxiliar os jovens profissionais que ingressam no ramo da geração de energia térmica e desejam aprender um pouco mais sobre tecnologia de turbinas a vapor.

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Bons estudos!

1. Ciclos de instalações térmic as a vapor 1.1. O Ciclo Ranki ne

O Ciclo Rankine é um ciclo termodinâmico que converte calor em trabalho. O calor provém de uma fonte externa ao circuito fechado do ciclo, o qual normalmente usa água como fluido de trabalho. Este tipo de ciclo é responsável por aprox. 80% de toda a geração de energia elétrica do mundo incluindo usinas térmicas a biomassa, carvão, nuclear e solares. O ciclo recebe o nome de seu criador, o engenheiro e físico escocês William John Macquorn Rankine.

Equipamentos envolvidos no ciclo Rankine

Descrição O ciclo Rankine descreve o modelo de operação de máquinas a vapor mais encontrado em plantas de geração de energia. As fontes de calor mais usadas são carvão, gás natural, óleo e fissão nuclear. A eficiência do ciclo Rankine é limitada pelo fluido de trabalho. Já que a pressão não pode chegar a valores supercríticos (risco de entrada de condensado na turbina) a faixa de trabalho da temperatura do vapor para o ciclo é estreita, podendo chegar na entrada da turbina a 565ºC (limite normal dos aços inoxidáveis) e em torno de 30-50ºC para os condensadores. Isto resulta em uma eficiência de Carnot aprox. 63%, sendo que a eficiência real de uma usina a carvão fica em torno de 42%. Esta baixa temperatura de entrada

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na turbina (em comparação com as turbinas a gás) faz com que o ciclo Rankine seja usado como ciclo secundário em plantas térmicas de ciclo combinado com turbinas a gás (vide item 1.3). O fluido de trabalho no ciclo Rankine segue um circuito fechado e é reutilizado constantemente. O vapor d’água que normalmente é visto saindo de usinas térmicas para a atmosfera é na verdade gerado pelo sistema de resfriamento – e não pelo circuito fechado de vapor – e representa a perda de calor que não pode ser convertida em trabalho. É importante salientar que o vapor em si é invisível até entrar em contato com o ar frio, quando se condensa e forma as nuvens brancas vistas saindo das torres de resfriamento. Diversos fluidos podem ser usados como fluido de trabalho do ciclo Rankine, porém a água é o mais usado devido a suas propriedades favoráveis pois não é tóxica, é abundante, quimicamente não reativa, de baixo custo e tem boas propriedades termodinâmicas. Uma das grandes vantagens deste ciclo é a pequena energia necessária durante a fase de compressão, pois o fluido está em sua fase líquida neste estágio. Condensando o fluido antes de bombeá-lo a energia necessária para acionar a bomba será entre 1% e 3% da potência da turbina, o que eleva consideravelmente a eficiência do ciclo. Este benefício, porém, é parcialmente perdido devido à baixa temperatura de entrada da turbina em relação a outros ciclos. Temperaturas de entrada em turbinas a gás são próximas a 1500º de temperatura. Entretanto as eficiências de ciclos a gás e a vapor são bastante parecidas. Processos d o ci clo Rankine

São quatro os processos do ciclo Rankine, cada um modificando o estado do fluido de trabalho – indicado no diagrama ao lado: •

Processo 1-2: O fluido é bombeado de baixa para alta pressão. O fluido ainda no estado líquido demanda pouca energia para este processo.

2-3:

•

Processo

•

Processo 3-4: O vapor seco se

O fluido pressurizado entra na caldeira onde é aquecido por uma fonte externa de calor até tornar-se vapor seco. expande através de uma turbina, gerando energia. Isto diminui a temperatura e pressão do vapor, que pode até começar a condensar.

•

Processos do Ciclo Rankine

Processo 4-1: O vapor úmido entra então no condensador onde é condensado à pressão constante e se torna liquido saturado. A pressão e temperatura do

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condensador são determinadas pela temperatura dos tubos do condensador na mudança de fase do fluido.

Diagrama T-s  Temperatura - Entropia

Diagrama T-s

O ciclo indicado no diagrama T-S acima indica que a entrada de vapor no condensador está abaixo da linha de saturação, o que reduz a energia removida pelo condensador e maximiza o trabalho realizado pela t urbina. Em um ciclo Rankine ideal a bomba e a turbina seriam isoentrópicos, ou seja, não gerariam entropia, maximizando a potência líquida da instalação. Estes processos seriam representados por linhas verticais no diagrama T-S e se aproximariam do ciclo de Carnot.

Ciclo Rankine Real

Ciclo Rankine Ideal (Carnot)

Na prática então, quanto mais próximo as linhas da turbina e da bomba estiverem de uma reta vertical, melhor será a eficiência do ciclo. Ou seja, quanto menor a perda por aumento de entropia (S) melhor será a eficiência destes equipamentos e do ciclo como um todo.

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Variáveis

Fluxo de Calor entrando ou saindo do sistema (energia por unidade de tempo) Vazão de massa (massa por unidade de tempo ) Potência mecânica consumida ou gerada pelo sistema (energia por un. de tempo) ηtherm

Eficiência termodinâmica do processo (Potência líquida de saída por entrada de calor – adimensional)

ηpump ,ηturb

Eficiência isentrópica de compressão (bomba) e expansão (turbina) adimensional

h1,h2,h3,h4

Entalpias de cada ponto do diagrama T-S

h4 s

Entalpia do fluido considerando processo isentrópico na turbina

p1,p2

Pressões antes e depois do processo de compressão (bomba)

Tabela 1 – Variáveis do cálcul o do ci clo Rankine

Equações

Cada uma das quatro primeiras equações abaixo é um simples balanço de massa e energia dos quatro componentes principais do ciclo Rankine. A quinta equação define a eficiência termodinâmica. Como a energia consumida pela bomba é aproximadamente 1% da turbina esta equação pode ser simplificada.

Ciclo Rankine Real (não-ideal)

Em um ciclo real a compressão realizada pela bomba e a expansão na turbina não são isentrópicas. Ou seja, estes processos não são reversíveis e têm sua entropia aumentada. Isto aumenta a energia requerida pela bomba e diminui a gerada pela turbina.

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Em relação à turbina, sua eficiência é prejudicada por pequenas gotículas que se formam quando o vapor começa a condensar. Na passagem dentro da turbina o vapor começa a condensar e as gotículas se chocam em alta velocidade com as palhetas causando erosão e diminuindo gradualmente a vida útil da turbina. Para resolver este problema a maneira mais fácil e eficiente é superaquecer o vapor. No diagrama T-S abaixo o ponto 3 está acima da região bifásica do vapor (gás+líquido) e representa vapor seco. Porém neste estado toda a expansão dentro da turbina ocorrerá na região bifásica (3-4), com alto teor de líquido no vapor, prejudicando a turbina. A solução é mover o ponto 3 para a direita (3’). Desta maneira a expansão (3’-4’) ocorrerá com vapor seco, deixando somente a saída da turbina com vapor ligeiramente úmido. Isto é feito utilizando-se caldeiras com temperaturas de saída de vapor maiores.

Diagrama do ciclo Rankine real

1.2 Variações do ciclo Rankine básico

A eficiência termodinâmica geral pode ser melhorada aumentando-se a temperatura da entrada de calor. Aumentar a temperatura do vapor na região superaquecida é uma maneira simples de fazer isto. Existem variações do ciclo Rankine básico destinadas a aumentar a eficiência térmica do ciclo seguindo este princípio. Duas delas são descritas a seguir: •

1.2.1 Ciclo Rankine com reaquecimento Neste ciclo duas turbinas trabalham em série. A primeira turbina recebe vapor de alta pressão da caldeira. Após a expansão na turbina (3-4) o vapor volta para a caldeira e é reaquecido (4-5) antes de entrar com baixa pressão e alta temperatura na segunda turbina. Isto não deixa que o vapor condense dentro da turbina, o que provoca danos irreversíveis à turbina. Por conseqüência acaba aumentando a eficiência do ciclo gerando _____Diagrama do ciclo com reaquecimento 7/75



muito mais trabalho com a segunda turbina. •

1.2.2 Ciclo Rankine Regenerativo

O ciclo regenerativo usa o artifício de aquecer o fluido líquido que sai do condensador antes de sua entrada na caldeira. Para aquecer o fluido é usada uma parte do vapor retirado dos estágios da turbina. Apesar de baixar um pouco a potência gerada pela turbina, o fluido entrará mais quente na caldeira, reduzindo bastante o consumo de combustível que seria usado para aquecê-lo até a região de superaquecimento. No diagrama ao lado o fluido 2 é misturado ao fluido 4 para atingir o ponto 7 (líquido saturado). Ou seja, o fluido foi aquecido por uma parte do vapor que saiu de dentro da turbina e entrou na caldeira com uma temperatura mais elevada. Este tipo de ciclo, com algumas poucas variações, é usado na maior parte das usinas termelétricas. Outra variação deste tipo de ciclo é usando pré-aquecedores, onde o fluido de alimentação também é aquecido, porém não há mistura com o vapor proveniente da turbina. Este aquecimento ocorre em um equipamento chamado pré-aquecedor.

Diagrama do ciclo regenerativo

1.3 Ciclo combi nado – Gás + vapor

As plantas termelétricas que usam o chamado CCGT (combined cycle gas turbine) fazem uso de duas turbinas, uma turbina a gás e uma turbina a vapor. Neste caso a alta temperatura dos gases de escape provenientes da turbina a gás faz o aquecimento do vapor que entrará na turbina a vapor. Na saída (escape) da turbina a gás é instalado uma caldeira de recuperação de calor (HRSG), que aquecerá a água de alimentação até a região de superaquecimento. Como a fonte de combustível é uma só a eficiência deste ciclo é normalmente mais elevada que de outros ciclos a vapor.

Ciclo combinado 8/75



1.4. Entalpi a, Entr opia e Diagrama de Mollier

Entalpia Na termodinâmica e na química, a entalpia (conhecida como H ou h), é o quociente ou a descrição de potencial termodinâmico de um sistema, o qual pode ser usado para calcular o trabalho “útil” possível de ser obtido de um sistema termodinâmico fechado. Na prática refere-se portanto à energia út il do fluido. Entropia Na termodinâmica, Entropia (simbolizada por S) é a grandeza que trata da indisponibilidade da energia de um sistema para realizar trabalho . É uma característica da dispersão aleatória das moléculas em um sistema e está relacionada a processos físicos e sua ocorrência espontânea. Na prática é a facilidade que um sistema tem de realizar trabalho. Esta grandeza é um ponto chave para entender as relações termodinâmicas. Diagrama de Mollier O diagrama de Mollier (Richard Mollier 1863-1935), ou diagrama H-S, é um diagrama que relaciona Entalpia (h), Entropia (s), Pressão, Temperatura, título (relação entre gás e líquido na região bifásica) e outras propriedades da água e do vapor. No eixo vertical tem-se a Entalpia, expressada em unidades de Energia por unidade de massa – normalmente kJ/kg. Na horizontal lê-se a Entropia expressada normalmente por kJ/kg.K. A curva denotada por X=1.0 indica o limite da saturação do vapor, ou seja, acima desta curva o vapor está no estado gasoso (100% seco) e abaixo dela estará na região bifásica gás+líquido. Nesta região não há um estado estabelecido, pois na mesma temperatura o fluido poderá ser 100% líquido ou 100% gasoso. Um exemplo: •

Na pressão atmosférica a água entraria na região bifásica a 100ºC;

•

Na temperatura 99,9ºC a água está totalmente no estado líquido;

Na temperatura 100,1ºC a água passa totalmente para o estado gasoso. A quantidade de gás contida na mistura gás+líquido nesta região é denominada Título (representado pela letra X no diagrama). Portanto X=0,95 significa que há 5% de líquido e 95% de gás na mistura. •

As outras linhas do diagrama H-S representam Pressão e Temperatura. Algumas versões deste diagrama trazem também curvas para o volume específico.

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Diagrama de Mollier

Para saber a entalpia do vapor na região superaquecida deve-se ter em mãos o par pressão/temperatura: •

Pressão = 100 bar / Temperatura 500ºC  Entalpia = 3370 kJ/kg

Pressão = 20 bar / Temperatura 300ºC  Entalpia = 3030 kJ/kg Para a entalpia na região saturada deve-se saber a pressão e o título: •

Pressão = 0,2 bar / Título 0,90  Entalpia = 2370 kJ/kg Em uma determinada pressão a temperatura será sempre constante na região saturada. •

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1.5. Cálculos termodinâmicos

1.5.1. Expansão isentrópica De acordo com a Primeira Lei da Termodinâmica, temos para o processo ocorrido na turbina, em regime permanente:

(

)

(

)

& . he + Ve2 + g. Z e = m& . hs + Vs2 + g. Z s + W&VC Q& VC + m

Simplificando de acordo com as hipóteses convenientes (desprezar variação de energia cinética e potencial, não considerar perdas de calor): & .( h2 − h0 ) W&VC = m

O processo de expansão isentrópica do vapor pode ser mais bem observado no Diagrama de Mollier, segundo a figura. h

P0 T0

h0

h1

s Expansão isentrópica no Diagrama de Mollier

Devem ser levadas em conta algumas perdas a serem descontadas na estimativa da potência. Todas essas perdas termodinâmicas são representadas pelo rendimento interno da turbina, ηi.

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1.5.2. Perdas termodinâmicas e mecânicas Algumas perdas são significativas e devem ser estimadas para o cálculo da eficiência da turbina. Segue abaixo as principais causas de perda de eficiência em turbinas a vapor. •

Perdas no bloco de válvulas de admissão

O vapor, antes de ser introduzido entre o segmento de injetores, passa pelas válvulas de admissão da turbina, as quais controlam o fluxo necessário de operação. Como o processo de controle baseia-se em estrangulamento da secção de admissão, existem perdas de velocidade e pressão do vapor, mas a energia disponível não se perde. O processo se resume a uma pequena queda entálpica, seguida de um ganho de entalpia a pressão constante até o mesmo valor de entalpia anterior (ver gráfico na figura seguinte). A pressão a ser utilizada para os cálculos será P 1 ao invés de P 0. h

P0 P1

h0

Perda entálpica nas válvulas

Processo de perda no bloco de válvulas de admissão •

Perdas na saída das palhetas

Se toda a energia cinética do vapor fosse convertida em movimento na sua passagem pelas palhetas, teríamos aproveitamento total desta energia. Porém, isto é impossível, já que o vapor sai da turbina com uma certa velocidade. Este vapor é então considerado como uma quantidade de energia que se perde. •

Perdas por atrito e ventilação

O vapor, passando pela roda empalhetada, produz efeitos indesejáveis como o atrito de fricção tangencial na roda, e turbulências devido à rotação no topo das

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palhetas. Esses efeitos produzem perdas de energia do vapor, chamadas de perdas por atrito e ventilação. •

Perdas por fuga de vapor

A turbina possui entre seus mancais, dispositivos de modo a impedir que ocorram perdas de água ou vapor por estes. São os labirintos de selagem, os quais consistem em um caminho sinuoso o qual o vapor de fuga adentra, e é condensado com os choques nas paredes. Este condensado é recolhido por canais (ver figura abaixo). Logicamente, este vapor não está sendo aproveitado para gerar energia, e isto é então considerado como uma perda. Saída de vapor de fuga

Entrada de vapor de fuga

Retorno de condensado Esquema de funcionamento de labirinto de selagem •

Perdas mecânicas

A turbina, como todo equipamento mecânico, não transmite integralmente os esforços devido à perda de potência nos mancais, já que eventualmente ocorrem contatos metal-metal e dissipação de calor. Para turbinas, essas perdas são de certo modo significativas, e devem ser levadas em conta. 1.5.3. Expansão real Considerando os rendimentos devido às perdas termodinâmicas e mecânicas ilustradas anteriormente, podemos escrever: & .( h2 − h0 ).ηi .η m W&VC = m

Este processo pode ser observado no Diagrama de Mollier na figura seguinte. 13/75



h

P0

P1 T1

h0

Expansão real P2

h2´

Expansão isoentrópica

h2

s Expansão real no Diagrama de Mollier

1.6. Equipamentos uti lizados em ciclos térmicos

Em geração de energia, não basta somente produzir o vapor e conduzi-lo a uma turbina para gerar energia. É necessário recuperar o vapor em forma de condensado e retorná-lo ao ciclo. Os equipamentos existentes em uma central térmica a vapor têm como função gerar o vapor e transformá-lo (em parte ou totalmente) em energia elétrica, condensar e tratar adequadamente o condensado de retorno. Um condensado puro e livre de impurezas resulta em eficiência e durabilidade dos equipamentos. Qualquer presença de contaminantes, excesso de acidez e carbonatos (água dura), presença de vapor residual ou ar pode acarretar em alterações nas propriedades termodinâmicas do vapor gerado, como menores pressões e temperaturas, além de deteriorar os componentes principais do gerador de vapor e da turbina. Segue abaixo uma lista dos principais componentes de um ciclo térmico a vapor e suas características básicas. Um esquema ilustrativo do ciclo térmico para geração de energia pode ser visto em seguida.

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Equipamento

Características básicas

Caldeira

Através da queima de combustível, superaquece o condensado do ciclo e o converte em vapor.

Turbina

Produz energia mecânica de rotação ( a qual pode ser transformada em energia elétrica) com a expansão do vapor. Parte do vapor pode ser retirado a pressões menores para utilização em processos.

Redutor

Transmite o torque da turbina a rotações mais baixas; para geração de energia elétrica, até a rotação nominal do gerador (1500 - 3600 rpm).

Gerador

Converte a energia cinética de rotação da turbina em energia elétrica através de indução eletromagnética.

Estação redutora de Dessuperaquece e reduz a pressão do vapor, quando a pressão extração da turbina estiver fechada ou a vazão de extração não for suficiente para o processo. Condensador

Recolhe o vapor da saída da turbina e o condensa, para ser reaproveitado no ciclo.

Bomba de extração de condensado

Extrai condensado do poço do condensador para retornálo ao ciclo.

Ejetores de serviço

Uma fração de vapor motriz passa por dois Venturi, produzindo vácuo e expulsando os gases do condensado.

Ejetor de partida

Produz vácuo para o condensador na partida da turbina.

Torre de resfriamento

Retira calor da água de resfriamento do ciclo térmico, a qual abrange principalmente o condensador e o trocador de calor de óleo do turbo-redutor.

Sistema de Neutraliza a água de reposição com excesso de acidez clarificação e ou basicidade, e retira os particulados minerais contidos desmineralização de nesta, como carbonatos. água Bomba de água desmineralizada

Conduz a água de reposição tratada para o desaerador.

Desaerador

Recolhe o condensado do ciclo e retira todos os gases não condensáveis, retornando-o limpo para a caldeira.

Bomba de água de alimentação

Transporta a água de alimentação, proveniente do desaerador, até o topo da caldeira.

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2. Turbinas a vapor O treinamento básico sobre as turbinas a vapor está segmentado em princípios de funcionamento, cálculos termodinâmicos, equipamentos de controle e segurança e sistemas auxiliares. 2.1. Tipos de tur binas a vapor

Existem dois tipos básicos de turbinas a vapor: •

Turbinas de Condensação – que aproveitam ao máximo a energia do vapor. O vapor que sai das turbinas não pode mais ser aproveitado para a geração de energia devido ao seu conteúdo de líquido.

Condensação

•

Turbinas de Contrapressão – neste caso o vapor de escape ainda tem energia suficiente para alimentar processos industriais. O vapor de escape destas turbinas se encontra na maior parte das vezes na região superaquecida. Este tipo de geração conjunta de energia elétrica e energia térmica provenientes de uma única fonte de combustível é comumente chamado de COGERAÇÃO.

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Contrapressão

As turbinas encontradas em usinas termelétricas são de condensação, porque não necessitam alimentar processos industriais com energia térmica (na forma de vapor). Assim é possível aproveitar ao máximo a energia do vapor realizando uma queda de entalpia alta na turbina. Já no setor industrial é comum encontrar turbinas de contrapressão usadas para gerar energia elétrica e fornecer energia térmica para o processo. Na contrapressão a queda entálpica é menor, para que ainda haja energia suficiente mesmo após a passagem pela turbina. No caso de turbinas de contrapressão não há condensador após a turbina. O vapor vai para o processo industrial e de lá retorna parcialmente para a caldeira na forma líquida. 2.2. Turbinas com extração de vapor

As turbinas podem ainda ser classificadas como com ou sem extração de vapor. A extração é uma retirada de vapor de dentro da turbina após a passagem por alguns estágios. Ou seja, o vapor entra na turbina com alta entalpia e após a passagem por alguns estágios dentro da turbina parte do vapor sai da máquina e vai para o processo. A parte que continua se expande até sair pelo escape da turbina. Extrações são encontradas tanto em turbinas de condensação como de contrapressão.

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As extrações podem ser de dois tipos: •

Extrações controladas: quando a turbina dispõe de um dispositivo interno para controlar a pressão de saída do vapor;

Extrações não-controladas: conhecidas como “tomadas” ou “sangrias” este tipo de extração é simplesmente uma retirada de vapor de dentro da turbina e sua pressão depende da carga atual da máquina. Para a alimentação de processos industriais normalmente são usadas extrações controladas, uma vez que estes processos demandam pressão constante. Assim, independente da carga da turbina a pressão de extração será sempre a mesma. A extração para turbinas empregadas em ciclos regenerativos (item 1.2.2), que usam o vapor de dentro da turbina para o aquecimento da água de alimentação de caldeira é sempre não-controlada. As vantagens de ser ter uma extração controlada é que se pode garantir a operação do processo industrial mesmo com a turbina operando em baixa carga. O uso de extrações controladas deixa a eficiência da máquina maior comparando-se com o uso de tomadas. Tomadas (ou sangrias) tem a vantagem de serem de baixo custo e de fácil operação. São normalmente usadas para alimentar equipamentos do ciclo (desaeradores, e pré-aquecedores) e para processos industriais que não demandam pressão constante. •

2.3. Tecnologia Ação x Reação

Existem duas tecnologias diferentes para o projeto de turbinas: •

•

Ação – quando o vapor é acelerado dentro da turbina e seu choque com as palhetas movimenta o rotor; Reação – quando o vapor ao passar através das palhetas gera uma força de reação que movimenta o rotor;

Podemos imaginar o princípio de movimentação do rotor da turbina observando o desenho da figura abaixo. No princípio de reação, ilustrado segundo o exemplo A, o tanque possui rodas, de tal forma que a força de reação à pressão do vapor de escape movimenta o peso. No exemplo B, o vapor é introduzido no tanque a uma pressão P 1, de modo que o vapor de saída, a uma pressão P2, P2 < P1, impulsione a palheta e levante o peso, ilustrando o princípio de ação.

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Princípios de ação e reação.

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Aplicando a turbinas, isto se dá da seguinte forma: Em turbinas de ação (Impulse) a energia potencial contida no vapor (entalpia) se transforma em energia cinética e após o choque com as palhetas se transforma em energia mecânica (eixo girando). Nas turbinas de reação (Reaction) a energia potencial se transforma diretamente em energia mecânica através da passagem pelos perfis de palhetas.

O princípio de funcionamento das palhetas de reação é similar ao das asas de um avião. O fluxo de vapor passando nos dois lados do perfil da palheta forma uma força de reação que a impulsionará no sentido indicado na figura. Em turbinas, o princípio de ação e reação é classificado segundo a perda de pressão na passagem da palheta. Nas turbinas de ação, o vapor ao entrar em contato com a palheta perde somente velocidade, mas mantém suas propriedades termodinâmicas, como pressão, volume específico e entalpia. Em palhetas de reação, ocorre uma perda de velocidade e também de pressão e volume específico, resultando em uma perda entálpica e expansão do vapor. ( A)

Injetor

Pressão

( B)

Palheta

Injetor

Palheta

Pressão

Volume Volume Velocidade

Velocidade

Propriedades do vapor em turbinas de ação (A) e reação (B).

Construtivamente as duas tecnologias são parecidas. A diferença básica fica por conta do tipo de perfil de palheta empregado e de seu diâmetro de giro. As turbinas de ação têm perfis mais circulares, posicionadas em discos de grande diâmetro. Os perfis de reação são mais retos, se aproximando do formato das

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asas de um avião e estão presos ao próprio eixo da turbina.

Rotor de turbina de ação

Rotor de turbina de reação

Outra diferença é o número de estágios, maior na turbina de reação devido à baixa queda entálpica nestas palhetas. Já em relação à eficiência não se pode afirmar qual destas tecnologias é a mais eficiente, sendo que hoje em dia a construção de turbinas de reação tem evoluído bastante tendo se mostrado muitas vezes superior às turbinas de ação. 2.4. Número de estágios •

Turbinas simples estágio : a expansão do vapor é realizada uma única vez, podendo o rotor possuir uma fileira de palhetas (tipo Laval) ou de duas até quatro fileiras de palhetas (tipo Curtis). As turbinas simples estágio são sempre de ação.

•

Turbinas multiestágio : a expansão do vapor é realizada em várias etapas, sendo que o rotor possui entre as palhetas móveis, um ou mais blocos de injetores intermediários (diafragmas) ou palhetas guia (dependendo do tipo de turbina, se for de ação ou reação), fixados na carcaça da turbina ou em porta-palhetas. Isso resulta em maiores eficiências para grandes diferenças de entalpia, além do fato que os injetores não suportariam o aumento do volume específico.

2.5. Acionamento direto ou reduzido

O emprego de turbinas a vapor como acionador mecânico pode ser feito com acoplamento direto a uma máquina acionada (gerador, compressor, bomba, etc) ou utilizando-se um redutor de velocidades. A definição do uso ou não do redutor de velocidades depende da potência da máquina, do tipo de serviço, da

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rotação da máquina acionada e da rotação de maior eficiência para a turbina. De uma maneira geral a eficiência de uma turbina a vapor está ligada diretamente à sua rotação, de modo que quanto maior a rotação melhor será sua eficiência. A relação entre a velocidade axial e tangencial do vapor é determinante para o rendimento. A rotação, porém, tem alguns limites a serem obedecidos. Turbinas de grande porte (grande diâmetro do rotor) não podem girar numa rotação muito elevada, pois a força centrífuga nas palhetas e a velocidade tangencial seriam muito altas. Já as turbinas de pequeno diâmetro têm que girar em alta velocidade para ter uma boa relação de velocidades axial/tangencial e um consequente bom rendimento. Dependendo da rotação da máquina acionada se faz necessário então usar um redutor de velocidades . Um redutor é uma caixa (com normalmente um par) de engrenagens, que é acoplada à turbina e à máquina acionada. A turbina é acoplada ao eixo do pinhão e o acionamento no eixo da coroa.

Pinhão e coroa

A turbina então gira numa rotação muito mais alta que a da máquina acionada dando alta eficiência à instalação. Instalação de Gerador, redutor de velocidades e Turbina a vapor

O emprego de redutores de velocidades é mais largamente encontrado em turbogeradores até aprox. 50MW. Acima desta potência a perda mecânica no redutor começa a ficar mais alta do que o aumento de eficiência que a turbina tem operando em alta rotação. Quando a máquina acionada gira na mesma rotação da turbina o acoplamento é direto, sem redutor de velocidades. Redutor de vel. com engrenagens bi-helicoidais

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2.6. Componentes pri ncip ais de turbin as a vapor

Cada componente de uma turbina, em virtude do trabalho sob diferentes condições de serviço, sua dimensão, tipo de fabricação, esforços a que está submetido, leva a definir um certo número de critérios que permite escolher entre os diversos materiais que poderiam ser empregados em sua fabricação, aquele que permita assegurar os serviços exigidos. Além disto, os materiais devem satisfazer determinadas condições físicas e químicas, como por exemplo: •

Apresentar boa resistência à corrosão e oxidação;

•

Possuir boa estabilidade estrutural sob elevada temperatura durante um espaço de tempo prolongado;

•

Ter dureza superficial para resistir à erosão;

•

Ter boa soldabilidade, pois em alguns casos o modo de montagem empregado é a soldagem.

Quando a dureza for um fator relevante, uma têmpera será suficiente, mas em peças onde se deseja outras características, é necessário uma nitretação. Qualquer peça tratada não pode ser usinada ou lixada, pois ocorrerá remoção do tratamento influenciado no seu desempenho, principalmente durabilidade e confiabilidade. A descrição dos componentes segue uma seqüência a partir do caminho que o vapor faz dentro da turbina, desde a admissão até o escape. Outras peças que não entram em contato direto com o vapor também serão mencionadas, dada a sua importância.

Componentes de uma turbina a vapor

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2.6.1. Carcaça É o suporte das partes estacionárias tais como diafragmas, palhetas fixas, mancais, válvulas, etc. Na grande maioria das turbinas é de partição horizontal, na altura do eixo, o que facilita muito a manutenção. O material empregado na carcaça da turbina pode ser ferro fundido, aço ou liga de aço, dependendo das condições de pressão e temperatura. Por serem bipartidas, são unidas por parafusos prisioneiros. A carcaça pode ser subdividida ao longo de seu comprimento caracterizando as seções de alta e baixa pressão. A carcaça de alta pressão é fundida. Para condições de temperatura e pressão severas, o material da carcaça é um aço de baixa liga ou em condições extremas de aço inoxidável. Para condições de trabalho moderadas tem-se carcaça de aço fundido.

Processos de fabricação da carcaça

Para a fabricação de carcaças fundidas é necessário antes fazer um modelo da peça que pode ser em madeira ou em isopor. Após a fabricação este modelo é encaminhado à fundição, onde será feito o molde. O molde será feito com areia e resina especiais para este fim e deverá tomar a forma invertida (negativa) do modelo. Com o molde e outros dispositivos prontos é hora de alimentar o molde com o metal líquido e aguardar o esfriamento para obter a peça no formato desejado. Molde de isopor Na parte de baixa pressão, geralmente seu material é o ferro fundido, podendo ser de aço carbono fundido em condições um pouco mais elevadas.

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Carcaça superior completa de uma turbina de contrapressão

Em turbinas de condensação de potência elevada, a carcaça de baixa pressão é bastante avantajada fisicamente. Nestes casos é bastante comum, por finalidade construtiva, a adoção de uma construção soldada, a partir de chapas de aço carbono, que oferece também como vantagens, maior rigidez, menor tempo e custo de fabricação e união perfeita com o condensador diretamente por soldagem.

Carcaça de escape – construção de chapas de aço carbono

2.6.2. Válvula de fecho-rápido A maneira usual de parar uma turbina a vapor é pelo fechamento de uma válvula, chamada válvula de fecho-rápido, colocada em série com válvula de controle de admissão, o que corta totalmente a admissão de vapor para a turbina. Esta válvula é também conhecida como válvula de bloqueio automático ou válvula de "trip". É o principal dispositivo de segurança da máquina. Em uma turbina de uso geral a válvula de fecho-rápido é mantida, durante a operação da turbina, totalmente aberta, contra a ação de uma mola, travada

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por um conjunto de alavancas externo, conhecidas como gatilho e alavanca de "trip". O gatilho do "trip" pode ser acionado pelo dispositivo de desarme por sobrevelocidade ou manualmente pelo operador, em ambos os casos liberando a alavanca de "trip", que sob a ação da mola, fechará a válvula de fecho-rápido, cortando a admissão de vapor e parando a turbina.

Exemplos de válvula de fecho-rápido

2.6.3. Dispositivo de Trip Mecânico O dispositivo de desarme por sobrevelocidade consiste, como mostra a figura, de um pino excêntrico no eixo da turbina. Este é mantido em seu alojamento pela força de uma mola, disposta de modo a anular a força centrífuga a qual tende a expulsar o pino. A força centrífuga aumenta à medida que aumenta a velocidade, então quando a turbina atinge uma determinada rotação, conhecida como velocidade de "trip", a força centrífuga vence a força da mola e o pino excêntrico‚ expulso de seu alojamento, aciona o gatilho disparador. Este, por sua vez, libera a alavanca de "trip", o que provoca o fechamento de válvula de fecho rápido e a parada da turbina. A velocidade em que o dispositivo de desarme por sobrevelocidade atuará pode ser regulada, pela modificação da tensão inicial da mola. Mecanismo de proteção mecânica contra sobrevelocidade ____

O dispositivo de desarme por sobrevelocidade protege a turbina, impedindo que opere em velocidades superiores à velocidade de “trip”, onde as tensões resultantes da força centrífuga poderiam ser perigosas para a resistência mecânica do conjunto rotativo da turbina. Em turbinas de uso especial, a válvula de fecho rápido, bem como as válvulas 26/75



de controle de admissão e extração, exige forças bastante elevadas para sua movimentação e posicionamento. Por isto não podem ser acionadas simplesmente por uma transmissão mecânica, como nas turbinas de uso geral, exigindo acionamento hidráulico por servo-motores, que permite a ampliação do esforço de saída, respectivamente, do mecanismo de "trip" e o do regulador, de maneira a torná-los suficientes ao acionamento da válvula de bloqueio automático e das válvulas de controle de admissão. Para aplicações modernas, utiliza-se apenas um sistema de controle eletrônico redundante para desarme por sobrevelocidade no lugar do pino excêntrico. Este dispositivo mecânico tem caído em desuso e sendo gradualmente substituído pela proteção eletrônica. 2.6.4. Válvulas de controle de admissão São válvulas que regulam a vazão de vapor na turbina, tanto na admissão quanto na extração. Podem ser comparadas analogamente ao acelerador de um carro. Para evitar a erosão de seu cone ou sede, o que prejudicaria suas características de controle, ou a corrosão de sua haste, guias e buchas de vedação, o que poderia causar seu emperramento, as válvulas de controle têm cone, sede, haste, guias e buchas de vedação fabricadas em material resistente a corrosão-erosão, normalmente um aço inoxidável ferrítico. Uma vez que a turbina opera normalmente entre condições de vapor estáveis, as variações da carga devem ser atendidas por meio do controle da vazão de vapor admitida na máquina. Esta função é executada, automaticamente, pelas válvulas de controle de admissão, sob controle de um dispositivo, o regulador de velocidades, a ser explicado mais adiante.

Construção com três válvulas de dupla sede

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Construção com cinco válvulas de sede simples com V. fechorápido integrada

O controle da admissão de vapor normalmente é feito através de várias válvulas, em paralelo, cada uma alimentando um grupo de expansores. A abertura destas válvulas é seqüencial, isto é, para uma carga muito baixa, a vazão de vapor necessária seria muito pequena, e estaria aberta, total ou parcialmente, apenas uma válvula, alimentando, portanto, apenas um grupo de injetores, permanecendo bloqueados os demais grupos. À medida que a carga aumenta, exigindo uma vazão maior de vapor, vão sendo abertas, sequencialmente, as demais válvulas, alimentando outros grupos de injetores, até a condição de carga máxima, onde todas as válvulas estarão abertas e todos os injetores recebendo vapor. Esta abertura seqüencial permite que, à medida que a vazão total de vapor cresce, para atender ao aumento da carga, a quantidade de injetores que está recebendo vapor cresça proporcionalmente. Assim, a vazão de vapor através de cada injetor em operação pode ser mantida constante e igual à sua vazão de projeto, a despeito da carga. Isto aumenta bastante a eficiência da turbina, principalmente em condição de baixa carga. Estas válvulas de admissão de vapor, de construção múltipla e abertura seqüencial, são também conhecidas, devido à sua função, como válvulas parcializadoras . Em turbinas de uso especial usase quase sempre este tipo de construção, pois permite obter uma melhor eficiência para a turbina e um controle mais preciso. Na prática, a abertura da válvula é controlada por um sistema de controle de rotação, carga ou outra variável de controle. Se o set-point de rotação ou carga que o operador ajustar não estiver sendo atendido a válvula deixará mais vapor (ou menos) entrar para atingir o valor de set-point. Exemplo: Se o set-point de carga estiver em 40MW e tem-se uma queda repentina de pressão na saída da caldeira (queda conseqüente de entalpia) a turbina iria entregar menos de 40MW de potência de eixo para o gerador e a rotação tenderia a cair. Para que isto não aconteça a válvula de controle de admissão abrirá mais e deixará mais vapor entrar na turbina mantendo a rotação e a potência. Na verdade as válvulas de controle só controlam a área de passagem de vapor. Esta área sendo menor dificulta a entrada de vapor, fazendo-o perder pressão. 28/75



2.6.5. Válvulas de controle de extração Algumas turbinas possuem uma retirada parcial de vapor, em um estágio intermediário, entre a admissão e a de descarga, conhecida como extração (como já visto no item 2.2). Como a pressão em um ponto qualquer ao longo da turbina varia, quando variam as condições de carga da turbina, se a extração consistir simplesmente em um flange, através do qual poderemos retirar vapor, após um determinado estágio da máquina, a pressão do vapor extraído será influenciada pelas condições de carga da turbina. Em alguns casos, como por exemplo na retirada de vapor para aquecimento regenerativo de água de alimentação da caldeira, esta flutuação na pressão do vapor extraído é perfeitamente aceitável. A este tipo de extração chamamos de extração não controlada, sangria ou tomada. Em outras ocasiões, entretanto, como no caso das refinarias, desejamos uma retirada do vapor, a pressão constante, para uso no processo ou para acionamento de máquinas menores. Para manter a pressão do vapor extraído constante, a despeito das flutuações da carga da turbina ou do consumo de vapor extraído, a turbina deverá ter um conjunto de válvulas de controle de extração. As válvulas de controle de extração funcionam de maneira semelhante às válvulas de controle de admissão, só que controladas pela pressão do vapor de extração, através do regulador. Assim, em qualquer aumento incipiente da pressão de extração, seja causado por flutuação da carga da turbina ou do consumo de vapor extraído, o controlador de pressão de extração comandará uma abertura maior da válvula de extração, permitindo um maior fluxo de vapor para a descarga da máquina, e, em conseqüência, um fluxo menor para a extração, o que restabelecerá a pressão no nível controlado. Em caso de diminuição da pressão de extração a ação do controlador de pressão seria inversa, comandando o fechamento da válvula de extração. Este tipo de extração, com controle de pressão, chama-se Extração Automática. Existem diversos tipos de construção para este tipo de válvula de controle. Uma vez que é uma válvula que se situa internamente à turbina, esta deve ter uma construção especial. Apesar dos diferentes tipos de válvula todas operam segundo o mesmo princípio: Controlar a área de passagem de vapor

Grid Valve

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Válv. dupla sede

Glock Valve

Válvula borboleta

2.6.6 Regulador de velocidades Em caso qualquer variação nos parâmetros de vapor (admissão, extração e escape), a turbina tenderá a demandar mais vapor que o necessário, resultando também em um aumento na rotação no eixo. Para evitar que isto ocorra, existe um regulador de velocidades, o qual controla a admissão de vapor de acordo com a rotação da turbina, movimentando as válvulas do bloco de admissão através de um sistema de atuação conectado com o regulador. O regulador pode ser mecânico, hidráulico ou eletrônico sendo este último o único usado em turbinas modernas.

O regulador eletrônico é preferido por sua maior precisão e confiabilidade no controle de carga para turbinas. O regulador emite um sinal elétrico para um conversor eletro-hidráulico, o qual transforma o sinal de corrente em impulso de óleo pressurizado. Este óleo é injetado em um servo-motor, responsável pelo controle de abertura e fechamento da haste das válvulas. Os reguladores eletrônicos também podem regular as válvulas de extração, através do controle de pressão de extração por um transmissor de pressão posicionado na câmara da válvula. Este assunto será detalhado no item 3.2. 2.6.7. Injetores O injetor é o elemento cuja função é orientar o jato de vapor sobre as palhetas móveis. No injetor o vapor perde pressão e ganha velocidade. Podem ser convergentes ou convergente-divergentes, conforme a relação da pressão de descarga com a pressão de admissão. São montados em determinada quantidade, de acordo com o tamanho e a potência da turbina, e consequentemente terão formas construtivas específicas, de acordo com sua 30/75



aplicação. É fundamental que os injetores tenham: •

bom acabamento superficial;

•

razão de expansão correta;

•

igualdade dimensional.

Em turbinas de reação os injetores estão presentes somente para injetar o vapor na primeira roda da turbina. Todos os outros estágios seguintes são chamados de palhetas-guia e não tem a mesma geometria de um segmento injetor. Os injetores de uma turbina de ação , conforme sua situação na máquina, podem estar colocados em um arco de injetores (primeiro estágio ou estágio único) ou em um anel de injetores. Um arco de injetores pode ser ob tido a partir de uma peça única onde são usinados os injetores. Esta construção é muito usada para turbinas pequenas de estágio único. O arco de injetores usado no primeiro estágio de máquinas de multiestágios‚ obtido pela usinagem individual dos injetores, são a partir de blocos de aço inoxidável ferrítico com cromo. Estes injetores são, então, encaixados e soldados no arco de injetores. Os estágios intermediários de uma turbina de ação têm os injetores constituindo o que se chama um anel de injetores. O anel de injetores fica colocado em uma peça circular, encaixada na carcaça da turbina, o diafragma. Os diafragmas são constituídos por dois semicírculos, que separam os diversos estágios de uma turbina de ação multiestágio. São fixados no estator, suportam os injetores e abraçam o eixo sem tocá-lo. Entre o eixo e os diafragmas existe um conjunto de vedação que reduz a fuga de vapor de um para outro estágio através da folga entre o diafragma e o eixo, de forma que o vapor só passa pelos injetores. Este conjunto de vedação, geralmente labirintos, podem ser fixos no próprio diafragma, no eixo ou em ambos. Este tipo de vedação‚ chamada selagem interna. Os diafragmas de estágios intermediários, onde a pressão‚ mais elevada, são usualmente de construção soldada. Já os diafragmas dos estágios finais, onde a pressão‚ menor, são normalmente fundidos. Em ambos os casos, os injetores são normalmente de aço inoxidável ferrítico com cromo, enquanto as partes estruturais, externas e internas, são de aço carbono nos diafragmas fundidos. 2.6.8. Rotor O rotor é a peça principal em uma turbina. É também a peça de maior complexidade de montagem e provavelmente a de maior custo de fabricação. Um rotor é composto do eixo principal e de palhetas montadas no próprio eixo ou em rodas (usadas somente em turbinas de ação).

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Em turbinas de reação o eixo é feito de uma peça únic a, de aço-liga forjado.

Rotores de turbinas de reação

As palhetas são montadas em ranhuras usinadas no próprio eixo.

Turbinas de ação usam um eixo forjado com rodas montadas ou usinadas no próprio eixo. As rodas (ou discos) são elementos que suportam as palhetas ou injetores e geralmente são de aço forjado. A roda fixa ou estator é o elemento fixo da turbina cuja função é transformar a energia potencial (térmica) do vapor em energia cinética, e é quem envolve o rotor. A roda móvel é o elemento da turbina cuja função é transformar a energia cinética do vapor em trabalho mecânico, sendo envolvido pelo estator. Todos os rotores de turbinas devem ser balanceados. Os rotores considerados flexíveis devem ser balanceados em alta rotação em um Rotor de ação

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túnel de balanceamento a vácuo. Neste equipamento o rotor chega à rotação nominal de operação e é possível identificar as rotações críticas da turbina. Ainda na balanceadora o rotor chega à rotação de trip, permanecendo nela por algum tempo para garantir a resistência das palhetas à força centrífuga.

Rotor de fluxo duplo de grandes dimensões

2.6.9. Palhetas São chamadas palhetas móveis, as fixadas ao rotor; e fixas, as fixadas ao estator.

Diversos tipos de palhetas de turbinas

As palhetas fixas (guias, diretrizes) orientam o vapor para a roda de palhetas móveis seguinte. As palhetas fixas podem ser encaixadas diretamente no

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estator (carcaça), ou em rebaixos usinados em peças chamadas anéis suportes das palhetas fixas, que são, por sua vez, presos na carcaça. As palhetas móveis são peças com finalidade de receber o impacto do vapor proveniente dos injetores (ou palhetas fixas) para movimentação do rotor. Sua fixação ao disco do rotor (ou no eixo para as de reação) depende da configuração do pé da palheta. Diferentes tipos de pé de palheta

Os diferentes tipos de pés de palhetas referem-se ao tipo de esforço o qual a palheta será submetida. Palhetas maiores geram forças maiores e demandam pés com maior área de contato com o eixo.

O projeto de uma palheta de turbina deve considerar: a performance termodinâmica e a eficiência da palheta, sua resistência mecânica na temperatura de trabalho, seu comportamento com relação a vibrações e sua resistência à erosão. As palhetas de turbinas são quase sempre feitas em aço inoxidáv el ferrítico com 13% de cromo, porque este material apresenta boa resistência mecânica em temperaturas elevadas, boa capacidade de amortecimento de vibrações e boa resistência à erosão. As palhetas de pequena altura dos estágios iniciais da turbina, que recebem vapor da alta pressão e alta temperatura, são normalmente obtidas por usinagem a partir de barras laminadas a quente. As palhetas de maior altura dos estágios seguintes, que recebem vapor em pressão e temperatura mais baixas, podem ser obtidas a partir de perfis laminados a frio, já as de grandes dimensões das turbinas de condensação são obtidas por forjamento. Roda usinada por eletroerosão Em algumas aplicações particulares, em turbinas que recebem vapor de alta temperatura e trabalham com elevada rotação, pode ser usado um conjunto rotativo completo (eixo, rodas e também palhetas) usinado por eletroerosão. Neste caso, o conjunto rotativo‚ obtido a partir de uma única peça forjada, usinada por eletroerosão, isto é‚ por uma corrosão eletroquímica controlada. Algumas palhetas possuem a cobertura (cabeça) integrada, outras possue m uma fita de cobertura que é montada no diâmetro externo do estágio. É uma tira metálica, seccionada, presa às palhetas móveis com dupla finalidade: aumentar a rigidez do conjunto, diminuindo a tendência à vibração das palhetas e reduzindo também a fuga de vapor pela sua periferia. São utilizadas nos estágios de alta e média pressão envolvendo de 6 a 8 palhetas cada seção. 34/75



Nos estágios de baixa pressão, é substituído por um arame amortecedor, que liga as palhetas, não por suas extremidades, mas em uma posição intermediária mais próxima da extremidade que da base da palheta.

Fita de cobertura envolvendo palhetamento

2.6.10. Porta palhetas Os porta-palhetas são peças fundidas destinadas a abrigar as palhetas fixas.

Exemplos de porta-palhetas

As palhetas fixas são montadas enfileiradas em anéis compondo os estágios fixos da turbina. Estes anéis são montados nos porta-palhetas, os quais estão fixados à carcaça da turbina. Todos os porta palhetas são bipartidos horizontalmente para que seja possível montar o rotor. Depois de montado o rotor, a metade superior do porta-palhetas é montada através de parafusos prisioneiros.

Porta-palhetas

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2.6.11. Selagem Para evitar a fuga de vapor para o exterior da turbina ou a passagem do mesmo, de um estágio para outro, que não seja pelas palhetas ou expansores, são utilizados disp ositivos de selagem, os mais utilizados são: •

anéis de carvão;

•

labirintos. Os anéis de carvão são tripartidos para facilitar a montagem e são mantidos próximo ximoss ao ao eix eixo o at através da pressão de uma mola. A superfície do eixo onde os anéis traba lham‚ metalizada para garantir uma alta resistência ao desgaste por atrito e pr evenir corrosão. A vedação‚ feita radialmente através de uma pequena folga anel-eixo e axialmente através do contato anel-placa espaçadora. As placas são de aço inox. As placas e os anéis são peças estacionárias, girando o eixo. A quantidade de anéis e placas espaçadoras depende da pressão de trabalho da turbina e o tipo do anel depende da temperatura de operação. Os labirintos são peças metálicas circulares com ranhuras existentes nos locais onde o eixo sai do interior da máquina atravessando a carcaça, cuja finalidade é evitar a fuga de vapor para o exterior nas turbinas de contrapressão e não perm itir a entrada de ar para o interior nas turbinas de condensação. Esta vedação é chamada de selagem externa.

Sistema de selagem de turbinas de contrapressão

Nas turbinas de baixa pressão utiliza -se vapor de fonte externa ou o próprio vapor de vazamento da selagem de alta pressão para auxiliar a selagem, evitando-se assim não sobrecarregar os ejetores e não prejudicar o vácuo que se obtém no condensador.

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Esquema de selagem de turbinas de condensação

Ao escapar entre os anéis e o eixo, o vapor sofre sucessivas quedas de pressão, enquanto que a velocidade decorrente destas expansões‚ reduzida pelo turbilhonamento. Nas selagens externa s de uma turbina a vapor ocorr e uma condensação contínua de vapor. Para resistir à corrosão, nestas condições, todos os componentes da selagem, como labirintos, espaçadores dos anéis de carvão, molas, devem ser de m aterial resistente à corrosão, como aço inoxidável. Segue um esquema típico de selagem e de compensação axial na figura abaixo.

Esquema de selagem e balanceamento de empuxo axial

2.6.12. Pistão de balanceamento O empuxo axial gerado pela força do vapor atuando sobre as palhetas do rotor é uma força no sentido do eixo da turbina. O mancal axial (vide item 2.2.13) não suporta todo este empuxo, sendo necessário um mecanismo de redução desta força. O pistão de balanceamento de empuxo axial é na verdade uma região na parte dianteira do rotor ligada ao meio da turbina por tubulações externas à carcaça. Desta maneira o diferencial de pressão entre as câmaras do pistão de balanceamento faz uma força contrária ao empuxo axial. 37/75



O vapor retido entre a câmara da roda e os labirintos funciona como uma compensação sobre as forças axiais no eixo da turbina. Este é aproveitado em duas faixas de pressão. A primeira (AK I) é a do vapor ime diatamente antes da câmara da roda, lançado para os estágios de alta pressão. A segunda (AK II) corresponde ao vapor remanescente da primeira bucha de labirintos, a pressões mais baixas que AK I, sendo lançado na parte de condensação.

Região do pistão de balanceamento de empuxo axial

2.6.13. Mancais Os mancais são os elementos responsáveis pela sust entação do eixo na carcaça. Eles permitem o movimento relativo entre o eixo (rotação) e a carcaça (estacionária). São divididos em: a) mancais radiai s ou de apoio b) mancais axiais ou de escora Os mancais radiais são distribuí dos, normalmente, um em cada extremidade do eixo da turbina com a finalidade de manter o rotor numa posição radial exata. Os mancais de apoio sup ortam o peso do rotor e também qualquer outro esforço que atue sobre o con junto rotativo, permitindo que o mesmo gire livremente com um mínimo de atrito. Em aplicação de turbinas, os mancais utilizados são de deslizamento, divididos em lubrificação por anéis pescadores e por sistema pressurizado de óleo. A primeira configuração somente é utilizada para turbinas de pequenas potências e que são mantidas como stand-by. Os mancais de deslizamento de sistema pressurizado, como mostra a figura abaixo, constituídos por casquilhos revestidos com metal patente, com lubrificação forçada, o que melhora sua refrigeração e ajuda a manter o filme de óleo entre o eixo e casquilho. Sã o bipartidos horizontalmente e nos casos 38/75



das máquinas de alta rotação existe um rasgo usinado no casquilho superior que cria uma cunha de óleo forçando o eixo para baixo mantendo-o numa posição estável, isto é, que o munhão flutue sobre uma película de óleo. Os casquilhos dos mancais de apoio podem ser de aço, bronze ou ferro fundido, porém sempre revestidos internamente por uma camada de metal patente.

Mancal de deslizamento por lubrif icação forçada (região dianteira)

Os moentes do eixo (regiões de trabal ho dos mancais radiais) devem ser usinados de maneira apresentar um ótimo acabamento superficial, pois qualquer irregularidade poderá prejudi car a formação da cunha de óleo essencial ao bom funcionamento do mancal. Algumas vezes esta região recebe uma deposição eletrolítica de cromo, conhecida como "cromo duro", que permite obter um ótimo acabamento superficial e uma resistência ao desgaste.

Mancal da região posterior

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O mancal de escora ( mancal axial ) é responsável pelo posicionamento axial do conjunto rotativo em relação as partes estacionárias da máquina e, consequentemente, pela manutenção das folgas axiais. Deve ser capaz de verificar ao empuxo axial atuante sobre o conjunto rotativo da máquina, que é mais acentuado nas turbinas de reação.

Mancal axial

Em turbinas de pequena potência o mancal de escora resume-se a apenas um rolamento em conseqüência do esforço axial ser pequeno. Para as turbinas de uso especial, usa-se mancais de deslizamento, que consiste em dois conjuntos de pastilhas oscilantes ( tilting pads), revestidas de metal patente, que se apóiam um em cada lado de uma peça solitária ao eixo, o colar (anel) de escora. Como os casquilhos dos mancais radiais, as pastilhas oscilantes dos mancais são também revestidos de metal patente. O colar de escora, sobre o qual se apóiam as pastilhas, pode ser integral com o eixo ou não. No primeiro caso seu material será obviamente igual ao do eixo. No segundo caso o colar de escora poderá ser de material diferente, ou receber um tratamento térmico diferente, visando aumentar sua dureza e diminuir seu desgaste.

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2.7 Sistema de lubrif icação

O sistema de lubrificação forçada é fundamental para a lubrificação dos mancais e o acionamento das válvulas de controle. Neste sistema estão contidos elementos responsáveis pela alimentação, filtragem, armazenamento, resfriamento e monitoração do óleo da tu rbina. O óleo de circulação possui duas funções básicas, as quais são lubrificar os mancais hidrodinâmicos da turbina e atuar no sistema de regulagem e segurança. Posteriormente serão discutidos os componentes dos sistemas de regulagem e segurança. Os equipamentos serão descritos de acordo com o caminho de circulação de óleo.

Unidade Hidráulica

2.7.1. Tanque de óleo Responsável pelo armazenamento do óleo circulante, este deve possuir uma capacidade suficiente para que o óleo seja resfriado em tempo hábil, e o demande a uma velocidade de escoamento admissível a fim de evitar a perda das características lubrificantes. Os tanques de óleo são dispostos em duas possíveis configurações . Podem fazer parte do quadro base da turbina e da máquina acionada, ficando o tanque então embaixo destes. É possível também o tanque ser separado do quadro base da turbina. O material para os tanques varia conforme a norma de projeto e o nível de confiabilidade desejado para o sistema. Não raro é exigido material aço inox para as instalações mais exigentes.

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2.7.2. Exaustor de névoa O óleo, devido à constante circulação, tem a tendência de espumar quando retorna ao tanque. Esta espuma, chamada de névoa de óleo, é bombeada junto com o óleo de circulação, prejudicando em muito a lubrificação e a regulagem. Para evitar a formação desta név oa, é implantado um exaustor sobre o tanque de óleo, de modo a expelir o ar contido na espuma para a atmosfera. 2.7.3. Trocador de calor O trocador de calor é indispensável para o resfriamento do óleo dos mancais, que se aquecem devido à alta temperatura (até 90 oC) do metal patente. Como a função do óleo de circulação é, além de formar a película hidrodinâmica para os mancais, refrigerar e evitar altas temperaturas, é necessário que haja um constante resfriamento deste.

Trocadores de Calor

O trocador de calor normalmente é posicionado após o tanque de óleo. Em turbinas, onde não se deve parar o funcionamento do sistema em caso de manutenção, costuma-se utilizar trocadores duplos, onde um é reserva do outro. Em caso de problemas com o ativo, basta acionar uma válvula para direcionar o óleo para o trocador reserva, para que seja feita a manutenção do equipamento defeituoso. 2.7.4. Filtro de óleo Com o natural desgaste do equipamento, eventuais impurezas podem contaminar o óleo de lubrificação, como por exemplo lascas de metal da tubulação. Para evitar tais problemas utiliza-se um filtro de óleo, o qual impede 42/75



a passagem de impurezas para o corpo dos mancais. Os filtros possuem uma malha de filtragem de metal, com dois possíveis graus de filtragem (10 ou 25 microns). Assim como nos trocadores, é comum o uso de filtros duplos para uma manutenção sem interrupção de funcionamento. Filtros de óleo

2.7.5. Válvula redutora e placas de orifício O óleo de circulação é bom beado a um determinado valor de pressão, necessária para a adequada circulação. Esta pressão é muito alta para ser transmitida diretamente para os mancais. Ainda, em caso de trip, o óleo de circulação deve ser desviado de volta para o tanque de óleo. Através de uma válvula redutora de pressão, situada após o filtro, o óleo é reduzido até a uma pressão menor, para ser conduzido até os mancais ou para retornar ao tanque. A redução de pressão é necessária pois o óleo de retorno deve ter a mesma pressão que o tanque. Após a válvula redutora, o óleo ainda passa por placas de orifício. Também conhecidas como orifícios de restrição, as placas de orifício são malhas com orifícios, os quais reduzem um pouco mais a pressão do óleo em sua passagem, a níveis adequados para a lubrificação dos mancais. 2.7.6. Bombas de circulação de óleo O óleo é circulado pelo sistema através de uma bomba hidráulica, a uma certa pressão de recalque de modo que o óleo possa ser utilizado tanto para a lubrificação quanto para a regulagem, utilizando válvulas redutoras e orifícios de restrição. Como este equipamento é fundamental para o funcionamento do sistema de óleo, normalmente existem três diferentes bombas em turbinas: a) Bomba principal: acionada pelo eixo de baixa rotação do redutor. Em caso de turbinas com acionamento direto, a altas rotações (compressores segundo normas API), a bomba deve ser acionada por uma turbina a vapor, destinada exclusivamente para esse fim. Bomba de óleo auxiliar

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b) Bomba auxiliar: em cas o de falha da bomba principal, quando há queda na pressão da linha, um sin al elétrico aciona a bomba auxiliar, acionada por um motor elétrico de corrente alternada. c) Bomba de emergência: se a bomba aux iliar também falhar, uma bomba de emergência acionada po r um motor de corrente contínua é responsável para suprir óleo para os manc ais, durante o trip da máquina. Dimensionada para uma parcela da vazão total, esta só funciona para o período de desarme. 2.7.7. Bomba de elevação de rotor Esta bomba, também conhecida como jacking oil pump, é utilizada em grandes turbinas onde o peso do rotor é muito grande. Como conseqüência, durante a partida ou parada, somente com o sistema de óleo não há pressão suficiente para garantir o filme de óleo necessário à ação hidrodinâmica, havendo risco de se ter a decapagem dos casquilhos dos mancais. Em adição, o giro-lento (item 2.7.8) torna-se muito grande devido ao alto torque necessário. A bomba de elevação do rotor capta uma pequena porção de óleo do circuito de lubrificação e direciona a uma bomba de alta pressão. E sta envia o óleo diretamente aos mancais da turbina, e quando necessário, aos mancais do gerador ou máquina acionada, elevando o(s) rotor(es) e assim garantindo a formação do filme de óleo. Sua atuação é sincronizada com o dispositivo de giro-lento, tanto na partida quanto na para da. 2.7.8. Dispositivo de giro lento Para turbinas de porte maior, é necessário fazer uma par tida e parada progressivas, devido à dilatação térmica conseqüente da alta temperatura do vapor. Para isso, o regulador de velocidades atua em conjunto com um dispositivo chamado giro-lento, turning gear device, o qual reduz a velocidade da turbina nos períodos de partida e parada.

Dispositivo de giro lento 44/75



Durante a partida da turbina, o regulador é programado para admitir somente uma fração de vapor para a turbina, de modo que esta passe por um préaquecimento, permitindo uma dilatação térmica suave dos componentes. O giro lento consiste em um motor elétrico que aciona um conjunto de engrenagens engatadas ao eixo de alta rotação do redutor. Comandado pelo regulador, o motor aciona o dispositivo o qual obriga a turbina a girar a uma baixa rotação durante o período de pré-aquecimento. A mesma lógica é executada inversamente durante a parada, quando se quer evitar brusca queda de temperatura.

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2.8 Sistema de Vapor e Cond ensação

Para a operação segura da turbina alguns equipamentos adicionais são necessários no sistema de vapor. Para turbinas de condensação existe um sistema adicional para que engloba o condensador, as bombas de condensado, sistema de vácuo, etc. 2.8.1. Sistema de proteção contra retorno de vapor Em turbinas com extração ou sangria é possível que a pressão do processo fique maior do que a pressão interna da turbina. Isto ocasionaria um retorno de vapor, do processo para a turbina através da extração. Para impedir este retorno são instaladas válvulas de retenção de vapor nas linhas de extração e sangria.

Válvulas de retenção de vapor

2.8.2. Sistema de drenagem da turbina

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2.8.3. Condensador O condensador é o principal componente do sistema de condensação. É nele que o vapor proveniente da turbina voltará ao estado líquido. Através de uma grande área de troca térmica, o vapor entra em contato com a região fria do condensador e troca o calor latente, suficiente para deixá-lo na fase líquida – Processo 4-1 no diagrama T-s abaixo.

Diagrama T-s

O condensador pode ser refrigerado a ar ou a água. Condensadores a ar são muito raramente encontrados, sendo mais comuns em regiões com pouca água. Condensadores a água são normalmente do tipo Casco-Tubo e são compostos por:

Condensador refrigerado a água – tipo Casco-Tubo

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O feixe tubular é montado horizontalmente em um casco cilíndrico fabricado em aço carbono. O casco cilíndrico é fechado em suas extremidades através de espelhos de aço carbono, nos quais, os tubos de refrigeração são expandidos e mandrilhados de forma a garantir uma perfeita estanqueidade. Soldado aos espelhos, temos as câmaras de água de refrigeração nas quais estão instaladas as conexões de entrada e saída de água. Para garantir a perfeita drenagem dos tubos, o feixe tubular é montado com pequena inclinação em direção à câmara de entrada de água. As câmaras são revestidas internamente com Epoxi Betuminoso garantindo sua perfeita resistência às mais variadas qualidades de água de refrigeração. Anodos de sacrifício serão instalados quando necessários, nos espelhos de forma a protegê-los contra corrosão eletroquímica. Os anodos podem ser inspecionados periodicamente, durante a operação, através de medições de potencial. A perfeita condensação é garantida através de tubos de desaeração por onde o ar e os gases não-condensáveis são extraídos de forma a se manter constante o coeficiente de troca térmica em toda superfície do feixe. Segue abaixo um desenho ilustrativo de um condensador casco-tubo e seus principais componentes.

Condensador de superfície casco-tubo

Funcionamento: O condensador é um trocador de calor multi-tubular, com tubos de resfriamento retos, através dos quais a água de resfriamento, proveniente da torre de resfriamento, flui. O vapor, advindo do último estágio da turbina de condensação, é conduzido ao condensador at ravés do cone de interligação situado na parte superior central do fe ixe tubular, espalhando-se por toda extensão dos tubos.

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A condensação ocorre na parede externa destes tubos, que possuem alta resistência à erosão-corrosão bem como aos gases incondensáveis arrastados com o vapor e que apresentam características corrosivas. O condensado é coletado em um poço montado na parte inferior do feixe tubular (hotwell), com volume suficiente para garantir a correta operação das bombas de extração de condensado. O controle de nível do condensador bem como os intertravamentos para funcionamento das bombas são feitos através de instrumentos conectados ao hotwell. 1. Água de resfriamento fria (aprox. temperatura ambiente) entra no condensador proveniente da torre de resfriamento; 2. A água passa por dentro dos tubos do condensador mantendo-os frios; 3. O vapor que saiu da turbina passa por fora dos tubos, não tendo nenhum contato com a água de resfriamento; 4. Gotículas começam a se formar nas paredes dos tubos e caem para o poço do condensador; 5. É formado um nível de vapor condensado dentro do condensador; 6. A água de resfriamento sai do condensador mais quente e volta para a torre de resfriamento. No circuito de vapor/condensado, após a condensação do vapor, este é bombeado de volta à planta para retornar à caldeira. O circuito de água de resfriamento então é composto pela torre de resfriamento, bombas de recirculação e pelo próprio condensador.

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2.8.4. Bombas de extração de condensado Para levar o condensado para os ejetores e o desaerador, utilizam-se duas bombas de extração, sendo uma reserva da outra. As bombas são do tipo centrífuga, verticais, acionadas por motores elétricos de corrente alternada, de acordo com o nível do poço de condensado ( hotwell), no caso quando este está muito alto.

O nível do hotwell é controlado por um sistema de controle de nível, composto por uma série de sensores e alarmes responsáveis pelo acionamento das bombas. Em caso de uma falha no sistema de controle de nível, a pressão no condensador aumentará, de modo que a válvula de escape livre libera o vapor da turbina para a atmosfera, evitando problemas no hotwell.

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2.8.5. Válvula de escape livre Para proteção da turbina e do condensado r em caso de sobrepressão, uma válvula de escape livre é instalada no duto de interligação entre turbina e condensador. Quando a pressão no condensador atinge a pressão pré-estabelecida, a válvula abre e o vapor escoa para a atmosfera, evitando sobrepressão no escape da t urbina e no condensador de vapor. 2.8.6. Sistema de extração de ar (sistema de vácuo) O sistema de extração de ar tem duas funções básicas: •

Durante a partida produzir vácuo nas diversas partes conectadas ao escape da turbina e condensador através do ejetor de partida.

Em serviço normal da planta, extrair do condensador o ar e os gases incondensáveis contidos no vapor expandido pela turbina, de forma a se evitar a diminuição da área de troca por acúmulo de gases e consequentemente a deterioração do vácuo.

•

Ejetor de partida Este ejetor destina-se a produzir o vácuo na partida da planta e após paradas prolongadas, à partir da pressão atmosférica, até a remoção do ar existente no condensador e escape da turbina, iniciando-se a formação do vácuo. É constituído de um bocal ejetor e de um difusor formando um estágio. A capacidade do ejetor é suficiente para estabelecer o vácuo de 0.2 bar em tempo inferior a 30 minutos. O vapor motriz e o ar extraído pelo ejetor fluem através de um silencioso para a atmosfera, para reduzir o nível de ruído. •

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Ejetores de serviço contínuo e condensador auxiliar O sistema contínuo de extração de ar do condensador dispõe de dois ejetores de ar de 2 estágios. O vapor do primeiro estágio produz um elevado vácuo, causando a aspiração do ar do condensador principal. No difusor do segundo estágio a pressão da mistura aumenta até um valor ligeiramente superior ao da pressão externa. Entre os bocais dos dois estágios encontra-se um condensador de superfície, destinado a condensar o vapor de alimentação do p rimeiro estágio, com o fim de não sobrecarregar o bocal do segundo estágio com a extração deste vapor e recuperá-lo no circuito. O vapor do segundo está gio é condensado no condensador do segundo estágio. O condensado do primeiro e segundo estágios é transferido para o condensador de vapor principal. O ar e os gases incondensáveis são expulsos para a atmosfera. Segue abaixo um esquema do sistema de condensação utilizado em turbinas de condensação. •

Esquema básico de um sistema de condensação para turbinas a vapor

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2.9. Sistema de regulagem e segurança

Naturalmente, para desarmar uma turbina em caso de emergência, não basta simplesmente bloquear a passagem de vapor. Como já foi visto, deve-se manter a lubrificação dos mancais via bomba elétrica em caso de falha, entre outras medidas. O sistema de trip da turbina é responsável pela segurança do equipamento como um todo, evitando que qualquer anomalia advinda de vibrações excessivas, altas temperaturas ou mesmo de fontes externas (por exemplo, caso ocorram problemas semelhantes com a máquina acionada) possam danificar a máquina, causando grandes prejuízos materiais e físicos (dependendo da gravidade do problema). Assim, um conjunto de sensores, pressostatos e termostatos conectados às mais diversas partes da turbina, monitoram constantemente o comportamento daquelas variáveis que poderão eventualmente ser a causa de algum problema. O trip ou desarme de emergência pode ser acionado pelas seguintes fontes, dentre outras: Sobrevelocidade do eixo da turbina;

•

•

Pressão de lubrificação insuficiente nos mancais;

•

Pressão de escape alta;

•

Temperatura do metal patente dos mancais alta;

Excesso de vibração radial e/ou deslocamento axial do eixo. O desarme pode ser também manual via botoeira que controla a válvula solenóide ou via chave comutadora localizada na tubulação de óleo que alimenta a válvula de fecho-rápido. Seguem abaixo os principais instrumentos e equipamentos de controle e segurança de uma turbina a vapor. •

2.9.1. Termômetros Utilizados para monitoração local, eles são colocados diretamente nos poços usinados na turbina, e seu sinal lido por um ponteiro. As variáveis geralmente monitoradas são: •

Temperatura de óleo nos mancais de turbina, redutor e gerado r;

•

Temperatura no tanque de óleo;

•

Temperatura para o sistema de selagem.

2.9.2. Manômetros Também para monitoração local, estes são colocados no próprio ponto de medição, ou em um suporte local de instrumentos através de um capilar, que envia mecanicamente o sinal de pressão desde o ponto de medição até o 53/75



instrumento. Estes medem a pressão princ ipalmente nos seguintes pontos de interesse: •

Pressão de vapor para sistema de selagem;

•

Pressão de óleo após bombas de circulação.

2.9.3. Resistance temperature detectors (RTD´s) Os RTD´s são conversores de sinal, os quais transformam um sinal de temperatura para um valor de resistência elétrica. Utilizados para transmissão de sinal para uma indicação digital de temperatura, se aplicam para faixas de temperatura relativamente baixas (até 100 oC). Como principais aplicações temos: •

Temperatura do metal patente nos mancais;

•

Temperatura de óleo antes do resfriador de óleo;

Temperatura de óleo após o resfriador de óleo.

•

2.9.4. Termopares Semelhantes aos RTD´s, os termopares convertem um sinal de temperatura em tensão elétrica, com maior resistência ao calor e precisão a altas temperaturas. São utilizados para medições de v apor, com transmissão de sinal para um indicador digital. Como aplicações temos: •

Temperatura de vapor vivo;

•

Temperatura de vapor de extração;

•

Temperatura de vapor de escape.

2.9.5. Transmissores de pressão Utilizados no lugar dos manômetros, os transmissores de pressão convertem o sinal de pressão em um sinal elétrico, transmitindo a informação para um indicador digital. Aplicados geralmente em: •

Pressão de vapor vivo;

Pressão de vapor na câmara da roda de regulagem (e m turbinas multiestágio);

•

•

Pressão de vapor de extração;

•

Pressão de vapor de escape;

•

Pressão de óleo após filtro (óleo de impulso P1);

•

Pressão de óleo após válvula redutora (óleo de lubrificação);

•

Pressão de óleo para servo-motor (óleo de regulagem P3).

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2.9.6. Transmissores de temperatura Estes elementos tem como finalidade converter os sinais de resistência vindos dos RTD e/ou termopares em sinal de corrente em 4 a 20 mA. Estes sinais permitem uma maior precisão e melhor gerenciamento do sinal, que podem ser repetidos diretamente dos transmissores até um sistema supervisório digital de controle (SDCD). Os sinais são os mesmos já m encionados para os RTD’s e termopares. 2.9.7. Indicadores digitais São os dispositivos de recepção dos sinais vindos dos RTD´s, termopares e transmissores de pressão e temperatura. Estes convertem os sinais elétricos em valores digitais, informados na tela do apa relho. A preferência por sinais elétricos é justificada pela transmissão de sinal para um painel de instrumentos, ao invés do suporte local. Ainda, este sinal elétrico pode ser passado para um SDCD. Os sinais de temperatura podem vir tanto de transmissores quanto diretamente dos RTD´s ou term opares. A diferença é que a repetição de sinal fica restrita somente ao indicador no segundo caso, enquanto que no primeiro caso os sinais podem ser repetidos diretamente do transmissor local. Ainda pode-se desejar uma melhor precisão na detecção da temperatura, e para isto se utilizam os transmissores como transdutores auxiliares. Os sinais indicados são os me smos já citados na instrumentação dos RTD´s, termopares e transmissores de pressão e temperatura. 2.9.8. Pressostatos e termostatos Os pressostatos e termostatos são instrumentos que emitem um sinal elétrico quando a variável a ser medida alcança um valor pré-determinado. Portanto, servem para detectar quando uma pressão está demasiado baixa ou uma temperatura está muito alta, por exemplo. Estes instrumentos emitem o sinal para um alarme ou para uma válvula solenóide responsável pelo trip da turbina.

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Os principais pressostatos e termostatos para uma turbina a vapor são os seguintes: Função

Local

Atuação

Baixa pressão de impulso Após filtro (P1)

Liga bomba auxiliar

Muito baixa lubrificação

Alarme

pressão

de Antes dos mancais

Liga bomba de emergência Sinal de trip

Alta pressão de vapor de Flange de escape escape

Alarme

Alta temperatura patente dos mancais

Alarme

metal RTD’s mancais

Sinal de trip Sinal de trip

Alta pressão diferencial

Filtro de óleo

Alarme

Alta temperatura óleo

Trocador de calor

Alarme

Normalmente quando já há transmissão de pressão ou temperatura nos pontos de interesse, são utilizados os próprios transmissores de pressão e temperatura para o envio do sinal, ao invés de pressostatos ou termostatos. 2.9.9. Sistema de monitoração de vibração Em função das turbinas de reação funcionarem a rotações mais altas, muitas vezes existem problemas quanto à vibração radial e axial. A vibração excessiva resulta em elevado nível de ruído, desgaste dos mancais e até empenamento do rotor. Em função disso, existe o sistema de monitoração de vibração axial e radial, os quais estão diretamente ligados a sinais de alarme e ao sistema de trip em caso de valores inadmissíveis. Um sensor de vibração conhecido como proximeter , é instalado nos mancais e transmite o sinal a um monitor instalado no painel da turbina. Este monitor processa o sinal e o converte em valor de leitura, geralmente um sinal de amplitude. Em caso de deslocamento axial, os sensores fornecem sinais para medição de distância relativa e não de amplitude de vibração. Para análises mais detalhadas, pode ser utilizado um medidor de ângulo de fase (keyphasor ). 2.9.10. Equipamentos do sistema de regulagem e segurança O sistema para controle e proteção da turbina consiste em uma série de equipamentos que, sobre qualquer anomalia detectada pela instrumentação, atuam nas válvulas de admissão e na válvula de fecho rápido.

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Abaixo segue um breve descritivo de um sistema de regulagem e segurança eletrônico e seus equipamentos. O eixo da turbina possui uma roda dentada em uma de suas extremidades. Um sensor de rotação é direcionado para a roda, de modo a registrar a rotação instantânea e convertê-la em um sinal elétrico. Este sinal é emitido para o regulador de velocidades da turbina.

Um sinal de óleo após o filtro é transmitido para um conversor eletro-hidráulico (CPC), responsável para converter o sinal elétrico do regulador de velocidades em impulso de óleo; o outro sinal, para transmitir para uma das admissões do servo-motor das válvulas de regulagem. O impulso de óleo vindo do CPC é inserido na outra admissão do servo-motor, de forma que os dois sinais hidráulicos atuam no comando de abertura e fechamento das válvulas. Todo sinal elétrico de trip é transmitido para uma válvula solenóide. Esta solenóide aciona uma válvula direcionadora de fluxo, que desvia o curso do óleo, direcionado para um aparelho de comando. O aparelho de comando é uma bóia tipo fole, a qual permanece cheia de óleo. A ausência de óleo força o aparelho a levantar a bóia, a qual está conectada com a haste da válvula de fecho rápido.

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3. Gerador, sist ema elétrico e sistema de co ntro le

As plantas térmicas para geração de energia elétrica devem possuir um gerador, para a conversão do torque da turbina em eletricidade, além de um sistema de proteção do gerador contra possíveis problemas quanto à manipulação dessa energia. Ainda, existem certos equipamentos responsáveis pela conexão da linha de média ten são do gerador para a planta e a rede concessionária, e pela conversão a níveis menores de tensão, de modo a ser utilizada em equipamentos menores e alimentar os próprios equipamentos elétricos da planta. Os principais equipamentos do sistema elétrico de uma central termoelétrica serão discutidos aqui brevemente, tendo como objetivo apenas explicar a aplicação dirigida para cada um. 3.1. Gerador síncrono trifásico Para a conversão da energia cinética de rotação da turbina em energia elétrica, o gerador possui no eixo de seu rotor, assim como na parte fixa (estator) componentes chamados bobinas. Estas bobinas recebem uma corrente de excitação com o intuito de transformar a energia cinética em um campo eletromagnético. Como resultado deste campo, é gerada a energia elétrica, disponibilizada em terminais trifásicos, a ser enviada para os consumidores.

As máquinas elétricas possuem um escorregamento devido à diferença da rotação nominal e da rotação síncrona. Este fato é previamente considerado no dimensionamento da corrente de excitação. O equipamento responsável pela geração da corrente de excitação é chamado

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de excitatriz. Os projetos de geradores possuem dois tipos de excitatriz, os quais consistem em excitação por escovas (estática) e sem escovas (brushless). No primeiro sistema a excitação é gerada por um sistema de escovas o qual é posicionado no mancal do gerador. No segundo a excitação é feita através de um mancal separado do gerador, o qual não utiliza de escovas para produzir a excitação. O ar circulante no gerador é aquecido devido à energia térmica dissipada pelas bobinas do sistema com a passagem de corrente elétrica. Por isso, os geradores possuem um sistema de resfriamento do ara circulante, podendo ser através de um venti lador (para modelos pequenos) ou de um trocador de calor resfriado a água. Exemplos de geradores:

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3.1.1. Painel de proteção e excitação do gerador O gerador deve possuir um quadro elétrico o qual abriga os componentes para controle da excitação e proteção do gerador. Sistema de proteção: a tecnologia de hoje em dia utiliza um relé de proteção microprocessado para o gerenciamento de proteção do gerador. Como principais eventos de proteção temos por exemplo: corrente reversa, subfrequência, sobretensão, etc. Todas estas funções estão normalizadas conforme nomenclatura ANSI. Sistema de excitação: Consiste em um regulador automático de tensão, o qual é responsável pelo controle da tensão de excitação do gerador. 3.1.2. Sistema de sincronismo O gerenciamento de envio da energia elétrica possui algumas características as quais são: •

Operação isolada: o gerador é a única fonte de energia elétrica na planta do consumidor.

Operação em paralelo: O gerador é uma das outras fontes de energia disponíveis no consumidor. Para dividir as cargas disponíveis, dizemos que o gerador encontra-se em paralelo com estas fontes. Como possíveis fontes temos outros geradores, ou a energia vinda da concessionária. Para realizar o controle desta divisão de carga, é necessário um sincronizador automático. Este sincronizador geralmente é instalado no painel de proteção e excitação do gerador. •

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3.1.3. Proteção contra surtos de tensão Para evitar a ocorrência de variações indesejáveis de tensão, devem ser instalados capacitores, transformadores de potencial e transformadores de corrente nos terminais do gerador. Estes componentes também podem ser colocados em separado em um cubículo. 3.1.4. Fechamento de neutro O terminal neutro do gerador possui alguns componentes para a devida garantia deste ponto de referencial. 3.1.5. Resistor de aterramento Instalado em um cubículo, o resistor de aterramento assegura a conexão do gerador ao ponto terra. 3.1.6. Disjuntor do gerador Instalado após os terminais do gerador, o disjuntor é o elemento de segurança em quando há falhas no sistema elétric o. Para eventuais eventos de proteção do gerador, o relé é intertravado ao di sjuntor o qual abre o contato e isola a transmissão da energia para as utilidade s. 3.1.7. Carregador e banco de baterias Como princípio de segurança, a a limentação em corrente contínua deve vir de uma fonte confiável. Os sistemas de emergência utiliz am esta fonte esporadicamente, em curtos períodos . O banco de baterias armazena div ersas baterias geradoras de corrente contínua. O carregador de baterias alimenta estas quando não estão sendo utilizadas. 3.1.8. Transformadores auxiliares A energia geralmente é gerada em média tensão (entre 4.16 a 13.8 kV). A grande maioria dos consumidores requerem energia a baixa tensão (380-460 V para máquinas em geral, 220 V para instrumentos, 127 V para iluminação). Para isto, são necessários transformadores para converter a energia em média tensão a níveis mais baixos, para alimentação destes consumidores. Como a central de geração é posta em separado da planta de consumidores, normalmente são necessários trafos exclusivos para os consumidores da

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central, enquanto a fábrica possui seus p róprios trafos. 3.1.9. Painéis de distribuição O controle da energia distribuída aos con sumidores é feito através de painéis com botoeiras e interruptores para cada consumidor. 3.1.10. Pára-raios e malha de aterr amento Responsável pela proteção contr a descargas atmosféricas, o pára-raios é conectado a uma malha de aterramento, construída sob a fundação do prédio da casa de força. 3.1.11. Sistema de energia confiáve l (UPS) De modo a evitar problemas na ali mentação em corrente alternada para fontes vitais da planta (sistema de controle e instrumentação), este sistema também conhecido como no-break fornece energia durante um período de emergência, até a desativação da planta ou do reinício da alimentação de energia primária. 3.1.12. Subestação elevadora Em algumas plantas, a transmissão da energia exportada é feita em alta tensão (acima de 22 kV), já que é o meio mais e ficiente de transmissão com menor quantidade de perdas. Para isto, é necessária uma subestação para elevação do nível de tensão do gerador e do barramento externo. A subestação é composta de: transformador elevador, disjuntor entre subestação e linha de alta tensão, malha de aterrame nto, iluminação e sistema de proteção.

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3.2. Sist ema de contr ole

Em centrais térmicas, o controle de parâmetros e sinais dos equipamentos é de extrema importância. Dentre vários motivos, os mais evidentes são a manutenção preventiva e a avaliação do desempenho da planta através da análise de dados. Apesar de haver equipamentos de controle e segurança nos equipamentos separadamente, é desejável uma sala central de controle, cuja função é justamente centralizar o controle através do intertravamento de todos os sinais dos parâmetros medidos nos equipamentos. Estes parâmetros são transferidos para uma estação remota, a qual interliga os sinais até um Controlador Lógico Programável (CLP), responsável pela análise de sinais de entrada e o processamento de sinais de saída para o devido controle. Os CLP’s para o turbogerador geralmente possuem uma CPU redundante para prevenir possíveis falhas computacionais. Para uma eventual programação do CLP existe a possibilidade de ser im plantada uma interface homem-máquina. Os dados são então transmitidos para uma estação de trabalho, composta de um computador e um software de supervisão. O software é responsável pelas telas de informação das variáveis de monitoração envolvidas (temperaturas, pressões, correntes, etc.), mais conhecidas como telas sinóticas. A figura a seguir mostra um esquema básico de ligação de um sistema de controle composto de um PLC de CPU redundante, responsável pela lógica de intertravamento de um turbogerador e de uma caldeira. Cada equipamento é controlado por uma estação remota e uma estação de supervisão.

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Estação Supervisória 01

Estação Supervisória 02

Software Supervisório

Software Supervisório

Ethernet Industrial Ethernet Modbus

GE Multilim

GE Multilim

GE Multilim

.... .

GE Multilim

PLC - Central PWR

CPU

CPU red.

PB H1

Profibus DP Estação Remota 01: Caldeira PWR

PB I/O I/O I/O I/O I/O

Sinais dos CCM’s, Junction Boxes, Instrumentos, Sistemas Elétricos , etc.

Estação Remota 02:Turbogerador PWR

PB I/O I/O I/O I/O I/O

Sinais dos CCM’s, Junction Boxes, Instrumentos, Sistemas Elétricos , etc.

Esquema básico de um sistema supervisório para turbogerador e caldeira

Tanto os sinais de entrada quanto os de saída podem ser analógicos ou digitais, dependendo da instrumentação utilizada. Para que os sinais alcancem a estação remota, os painéis locais dos equipamentos possuem uma régua de bornes, onde estão todas as repetições de sinais disponíveis para supervisão.

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O intertravamento é feito para garantir tanto o controle à distância quanto via painéis locais. A comunicação entre a estação remota e o CLP pode ser feita através de uma rede própria de comunicação para controladores (cabo Profibus), enquanto que a comunicação entre o CLP e os computadores costuma se realizar através de rede Ethernet já existente nas instalações da planta.

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Anexos 1. Esquema de Vapor 2. Esquema de Condensação 3. Esquema de Óleo de Lubrificação (unidade hidráulica) 4. Esquema de Óleo de Lubrificação (distribuição) 5. Esquema de Óleo de Controle 6. Arranjo Típico de Turbina de Condensação com escape Axial 7. Arranjo Típico de Turbina de Condensação com escape Radial 8. Arquitetura típica de um sistema de controle 9. Diagrama unifilar típico

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Curso Turbinas a Vapor - Eng Eletricistas.pdf

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