Módulo III - Turbina a Gás (2008-08-07)

Módulo III – Turbina a Gás

MÓDULO III TURBINA A GÁS

Departamento de Engenharia

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ÍNDICE 1. Características Construtivas da Turbina Siemens V84.3A(2)................................................................................................................4 1.1. Compressor ...................... ..................... ..................... ..................... ...................... ..................... ..................... ..................... .......5 1.2. Eixo intermediário.........................................................................................................................................................................7 1.3. Mancais........................................................................................................................................................................................8 1.3.1. Mancal do Compressor........................................................................................................................................................8 1.3.2. Mancal da Turbina ..................... ...................... ..................... ..................... ..................... ...................... ..................... ..........9 1.4. Inlet Guide Vanes (IGVs)..............................................................................................................................................................9 1.5. Selamentos................................................................................................................................................................................11 1.6. Combustor ou Câmara de Combustão (MBM)............................................................................................................................11 1.6.1. Queimadores ........................................ ................... ..................... ..................... ..................... ...................... ..................... ..................... ................... 12 1.7. Seção da Turbina.......................................................................................................................................................................15 1.8. Instrumentação da Turbina e do Compressor.............................................................................................................................18 1.8.1. Velocidade.........................................................................................................................................................................18 1.8.2. Vibração.............................................................................................................................................................................19 1.8.3. Temperatura dos Mancais..................................................................................................................................................20 1.8.4. Temperatura do compressor.................... compressor .......................................... ...................... ..................... ..................... ...................... ..................... ...............20 ............... 20 1.8.5. Temperatura da exaustão ..................... ..................... ..................... ...................... ..................... ..................... ................... 21 1.8.6. Pressões do compressor....................................................................................................................................................21 1.8.7. Controle dos IGVs..............................................................................................................................................................22 1.9. Instrumentos de Medição da Câmara de Combustão.................................................................................................................23 1.9.1. Pressão diferencial da câmara de combustão....................................................................................................................23 1.9.2. Detecção de chama...........................................................................................................................................................24 1.9.3. Humming ..................... ..................... ...................... ..................... ..................... ..................... ...................... ..................... .24 1.9.4. Temperaturas dos queimadores.........................................................................................................................................25 1.10. Drenos da Turbina....................................................................................................................................................................25 1.11. Duto de Exaustão da Turbina (MBR)........................................................................................................................................27 2. Sistemas Auxiliares da Turbina a Gás................................................................................................................................................29 2.1. Sistema de Entrada de Ar (MBL)................................................................................................................................................29 2.1.1. Casa de Filtros...................................................................................................................................................................30 2.1.2. Evaporative Cooler.............................................................................................................................................................35 2.1.3. Silenciador de Entrada.......................................................................................................................................................36 2.1.4. Câmara Plenum de Entrada...............................................................................................................................................36 2.1.5. Desumidificador da turbina.................................................................................................................................................37 2.2. Sistema de Ar de Resfriamento da Turbina (MBH).....................................................................................................................38 2.2.1. Resfriamento do 4º. Estágio da Turbina.............................................................................................................................39 2.2.2. Resfriamento do 3º. Estágio da Turbina.............................................................................................................................40 2.2.3. Resfriamento do 2º. Estágio da Turbina.............................................................................................................................40 2.2.4. Resfriamento do 1º. Estágio da Turbina.............................................................................................................................41 2.2.5. Controle e Instrumentação do Ar de Resfriamento.............................................................................................................42 2.3. Sistema de Blow-Off...................................................................................................................................................................43 2.3.1. Controle Controle Pneumático das Válvulas de Blow-off Blow-off ..................... ..................... ..................... ...................... ..................... ........46 2.4. Sistema de Óleo Lubrificante e de Levantamento (MBV)............................................................................................................47 2.4.1. Tanque de armazenamento ..................... ...................... ..................... ..................... ...................... ..................... ...............47 ............... 47 2.4.2. Bombas de Óleo Lubrificante.............................................................................................................................................50 2.4.3. Resfriadores do Óleo Lubrificante......................................................................................................................................50 2.4.4. Filtros de Óleo Lubrificante ........................................ ................... ..................... ..................... ...................... ..................... ..................... ................... 51 2.4.5. Monitoramento da Linha de Óleo Lubrificante....................................................................................................................51 2.4.6. Aquecimento do Óleo Lubrificante durante Paradas...........................................................................................................54 2.4.7. Sistema de Óleo de Levantamento ..................... ..................... ...................... ..................... ..................... ..................... .....54 2.4.8. Turning Gear......................................................................................................................................................................55 2.5. Sistema de Óleo Combustível (MBN).........................................................................................................................................57 2.5.1. Tanque de Coleta de Óleo ......................................... .................... ..................... ..................... ...................... ..................... ..................... ................... 58 2.5.2. Filtros de Entrada...............................................................................................................................................................58 2.5.3. Bombas de Injeção de Óleo Combustível...........................................................................................................................59 2.5.4. Componentes do Sistema de Difusão ..................... ..................... ..................... ..................... ...................... ..................... .63 2.5.5. Componentes do Sistema de Premix ...................... ..................... ..................... ..................... ...................... ..................... .64 2.5.6. Drenagem e Instrumentação do Sistema de Óleo Combustível..........................................................................................64 2.5.7. Funcionamento dos Queimadores com Óleo Combustível.................................................................................................65 2.6. Sistema de Ar de Selamento (MBH40/MBN)................... (MBH40/MBN) ........................................ ..................... ..................... ..................... ...................... ..................... .65 2.7. Sistema de Água de Purga (MBN80)..........................................................................................................................................68 2.7.1. Operação do Sistema ......................................... .................... ..................... ..................... ...................... ..................... ..................... ..................... .....70 2.8. Sistema de Gás de Ignição (MBQ) ......................................... ................... ...................... ..................... ..................... ...................... ..................... ...............70 ............... 70 2.8.1. Tanque de armazenamento ..................... ...................... ..................... ..................... ...................... ..................... ...............70 ............... 70 2.8.3. Partida da Turbina Turbina com Gás de Ignição ..................... ..................... ...................... ..................... ..................... ................... 73 2.9. Sistema de Gás Combustível (MBP) ......................................... .................... ..................... ...................... ..................... ..................... ..................... ............74 2.9.1. Entrada do Sistema............................................................................................................................................................75 2.9.2. Linhas de Distribuição do Gás Natural ......................................... .................... ..................... ..................... ..................... ...................... ..................... .77


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Módulo III – Turbina a Gás 2.9.3. Queimadores de Gás Natural.............................................................................................................................................77 2.9.5. Modos de Queima..............................................................................................................................................................77 2.9.6. Instrumentação do Sistema de Gás Natural.......................................................................................................................78 2.10. Sistema de Purga por CO 2 (MBP80) ...................... ..................... ..................... ..................... ...................... ..................... ........79 2.10.1. Tanque de Armazenamento de CO2.................................................................................................................................80 2.10.2. Configuração do Sistema.................................................................................................................................................81 2.10.3. Processo de Purga da Linha de Gás Premix....................................................................................................................82 2.11. Sistema de Água NOx (MBU) ........................................ .................. ...................... ..................... ..................... ..................... ...................... ..................... .82 2.12. Sistema de Óleo Hidráulico (MBX) ..................... ..................... ...................... ..................... ..................... ..................... ............85 2.12.1. Configuração da Estação Hidráulica ..................... ..................... ..................... ..................... ...................... ..................... .85 2.12.2. Monitoramento e Manutenção da Pressão da Linha.........................................................................................................89 2.12.3. Controle Controle de Temperatura e Nível do Óleo Hidráulico Hidráulico .......................................... .................... ...................... ..................... ..................... ................... 90 2.13. Sistema de Ar Comprimido.......................................................................................................................................................91 2.13.1. Funcionamento dos Compressores..................................................................................................................................92 2.14. Sistema de Resfriamento do Gerador.......................................................................................................................................94 2.15. Sistema de Lavagem do Compressor.......................................................................................................................................98 2.15.1. Lavagem Off-line............................................................................................................................................................100 2.15.2. Lavagem On-line............................................................................................................................................................101 3. Operação da Turbina a Gás ......................................... .................... ..................... ..................... ...................... ..................... ..................... ..................... ..........101 3.1. Partida da Turbina a Gás ......................................... ................... ...................... ..................... ..................... ..................... ...................... ..................... ......101 3.2. Shutdown da Turbina a Gás.....................................................................................................................................................103


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1. C ARACTERÍSTICAS ARACTERÍSTICAS C ONSTRUTIVAS ONSTRUTIVAS DA T URBINA URBINA S IEMENS IEMENS V84.3A(2) As turbinas a gás da EPE são fabricadas pela Siemens, e são de modelo V84.3A(2). Cada turbina é equipada com uma chaminé de bypass e um defletor (damper ) fixo para o gás de exaustão. O combustível primário das turbinas a gás é o gás natural, fornecido pelo gasoduto Bolívia-Mato Grosso. Como meio de acionamento secundário, pode-se utilizar ainda o óleo diesel, que foi de fato empregado durante o início do período de operação comercial da usina. Figura 1 – Vista das duas turbinas a gás da usina

V84.3A

CÂMARA DE COMBUSTÃO ANULAR (A ( ANNULAR ) ESTADO DE DESENVOLVIMENTO: DESENVOLVIMENTO: 3ª. GERAÇÃO TAMANHO DO COMPRESSOR (FLUXO DE MASSA, POTÊNCIA DE SAÍDA) VELOCIDADE: 6 – 90 HZ 8 – 60 HZ 9 – 50 HZ ERBRENNUNGS-KRAFTMASCHINE ) MÁQUINA DE COMBUSTÃO (V ( V ERBRENNUNGS-KRAFTMASCHINE

O modelo V84.3A (Siemens) foi projetado como uma turbina do tipo impulso-reação de quatro estágios. Seu propósito é converter a energia proveniente dos gases quentes, que é entregue pelo combustor, em energia mecânica, como meio de acionar o compressor axial e o eixo do gerador elétrico. Como visto no módulo II, todas as turbinas a gás possuem vários componentes, sendo que os três principais são: • o compressor; • o combustor ou câmara de combustão; • a turbina propriamente dita.

TURBINA CÂMARA DE COMBUSTÃO

COMPRESSOR

Figura 2 – Turbina Siemens V84.3A

O compressor e a turbina são montados em um eixo único e são sustentados por dois mancais. O mancal traseiro do compressor é também um mancal de empuxo, cujo objetivo é absorver as forças axiais do turbogerador quando o gerador elétrico não estiver sincronizado à rede elétrica. Departamento de Engenharia

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CÂMARA DE COMBUSTÃO ESTRUTURA DE SUPORTE DO COMPRESSOR #2

ESTRUTURA DO ESTATOR DA TURBINA

CARCAÇA DA EXAUSTÃO DA TURBINA

ROTOR DA TURBINA

ESTRUTURA DE SUPORTE DO COMPRESSOR #1 ROTOR DO COMPRESSOR

CARCAÇA DE ENTRADA DA TURBINA

FLANGE DE ACOPLAMENTO

IGVs MANCAL POSTERIOR DA TURBINA

MANCAL DA ENTRADA DO COMPRESSOR

CARCAÇA DA EXAUSTÃO DA TURBINA

Figura 3 – Os principais componentes da turbina a gás Siemens V84.3A

O gerador elétrico é acoplado ao eixo do conjunto compressor/turbina por meio de um eixo intermediário, e é sustentado por dois mancais. OMPRESSOR 1.1. C OMPRESSOR

O compartimento de entrada do compressor contém o compressor propriamente dito e seu mancal de suporte. A figura abaixo ilustra o corte lateral de um compressor de circulação axial.


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BAIXO VOLUME

PEQUENO VOLUME

BAIXA VELOCIDADE DE ENTRADA DE AR

ALTA VELOCIDADE DE SAÍDA DE AR

ROTOR

ALTA PRESSÃO

BAIXA PRESSÃO

Figura 4 – Fluxo de ar através de um compressor axial

A turbina a gás Siemens V84.3A possui um compressor de circulação axial de 15 estágios. O movimento das palhetas do compressor converte energia mecânica em cinética. As palhetas móveis são adaptadas, dentro de seus respectivos encaixes, nos discos do rotor. Essas palhetas são travadas aos discos do rotor, prevenindo que se soltem durante o movimento de rotação do eixo. LÂMINA

DISCO

LABIRINTOS

RAIZ “RABO DE ANDORINHA” (DOVE TAIL ROOT )

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DISCO

SERRILHAS DE ENCAIXE (HIRTH (HIRTH SERRATIONS ) PARA CENTRALIZAÇÃO E TRANSMISSÃO DE TORQUE

RAIZ ROTOR

ANEL EXTERNO

PALHETA DO ESTATOR

GANCHO    

DISCOS E LÂMINAS DO COMPRESSOR

Figura 5 – Detalhes da montagem do rotor do compressor


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A configuração adotada permite a remoção ou inserção das lâminas em caso de manutenção. Uma camada especial na superfície é adotada para as lâminas dos primeiros estágios do compressor para evitar corrosão. As palhetas são fixadas à carcaça externa, possuindo um anel de fixação interno e outro externo.

Figura 6 – Rotor do compressor suspenso

Figura 7 – Rotor do compressor suspenso

IXO INTERMEDIÁR I NTERMEDIÁRIO IO 1.2. E IXO

Um eixo intermediário é montado entre o eixo do compressor e o eixo do gerador elétrico. Seis sensores magnéticos de velocidade são instalados no compartimento de entrada do compressor. Estes sensores são instalados radialmente sobre fendas projetadas no eixo intermediário e monitoram a freqüência de giro destas fendas, medindo assim a freqüência do eixo do turbogerador. MANCAL COMBINADO DE SUPORTE (JOURNAL) JOURNAL) E EMPUXO (THRUST )

ESCORA (STRUT )

CARCAÇA DA ENTRADA DO COPRESSOR ANEL DE SELAMENTO DE OLEO

ACOPLAMENTO DISTRIBUIDORES DE ÓLEO DE LEVANTAMENTO LÂMINA IMPULSORA (RODA PELTON )

COBERTURA

SELAMENTO DO EIXO EIXO DO GERADOR

FLANGE DE ACOPLAMENTO NO LADO DO GERADOR

ESTRUTURA (CARCAÇA) DO MANCAL DO COMPRESSOR

EIXO INTERMEDIÁRIO

EIXO INTERMEDIÁRIO

PARAFUSOS DE ACOPLAMENTO

Figura 8 – Detalhes da estrutura do eixo intermediário, incluindo o mancal do compressor


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ANCAIS 1.3. M ANCAIS

O mancal é revestido internamente por um material chamado “ babbit ”, ”, uma combinação de metais ditos “moles”, que se fundem a uma temperatura mais baixa quando comparado com o metal do eixo e do mancal. Isto previne danos ao metal do eixo do turbogerador e ao metal do mancal. Óleo lubrificante é fornecido sob pressão através de perfurações do babbit do mancal, assegurando que a lubrificação seja mantida. Três termopares monitoram a temperatura do casquilho do mancal, objetivando proteger o mancal contra excesso de temperatura.

AMORTECEDORES DE EMPUXO (THRUST PADS )

SUPORTE DA CONCHA OU CASQUILHO

CONCHA/CASQUILHO DO MANCAL

PINO

AMORTECEDORES DE EMPUXO (THRUST PADS )

AMORTECEDORES DE EMPUXO (THRUST PADS ) FURO

MANCAL DE SUPORTE (JOURNAL ( JOURNAL)) E EMPUXO (THRUST ( THRUST ) VISTA LATERAL

MANCAL DE EMPUXO (THRUST (THRUST ) VISTA AXIAL

Figura 9 – Mancal do compressor

Figura 10 – Mancal de suporte (radial) do compressor

Figura 11 – Amortecedores de empuxo (thrust pads ) do mancal axial do compressor

ANCAL DO C OMPRESSOR OMPRESSOR 1.3.1. M ANCAL

A função do mancal de entrada do compressor é suportar o rotor na seção do compressor. O compartimento do mancal do compressor engloba uma concha interna e Departamento de Engenharia

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uma concha externa, que forma o canal de entrada de ar do compressor. A concha interna acomoda o mancal e o impulsor do turning gear da turbina a gás, que é acoplado ao eixo intermediário (ver figura 9).

1.3.2. M ANCAL ANCAL DA T URBINA URBINA A função do mancal da turbina é suportar o rotor na seção da turbina. O compartimento do exaustor da turbina e a carcaça do mancal compreendem um cilindro interno, que é apoiado por cinco suportes radiais. Este mancal é protegido por um revestimento térmico, devido à elevada temperatura de exaustão da turbina a gás. ANEL DE SELAMENTO DO ÓLEO

CILINDRO INTERNO SELO DE LABIRINTO

MANCAL DE AMORTECIMENTO RADIAL (TILTING PAD BEARING )

CAIXA DO MANCAL

TAMPA

CÂMARA DE ÓLEO

TUBULAÇÃO DE FORNECIMENTO DE ÓLEO

TUBULAÇÃO DE DRENO

CARCAÇA EXTERNA

TUBULAÇÃO DE EXTRAÇÃO DO ÓLEO

Figura 12 – Mancal da turbina

NLET G UIDE UIDE V ANES ANES (IGV S S ) 1.4. I NLET

O fluxo de ar através da turbina de gás é controlado ajustando as palhetas de entrada do nlet G uide uide V anes anes ). compressor (IGVs (IGVs – I nlet ). Quando os IGVs são abertos, a corrente de ar através da turbina a gás aumenta. Quando eles são fechados, a corrente de ar diminui. Isto faz com que seja possível manter uma temperatura de exaustão constante na turbina (T ( TatK). Como resultado, a eficiência do ciclo combinado é melhorada. O movimento de abertura e fechamento do IGV é feito através de um atuador elétrico, instalado em conjunto com um anel de ajuste. O atuador impulsiona o giro deste anel de ajuste, que por sua vez impulsiona o IGV, fazendo o movimento de abertura e fechamento do IGV.


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Módulo III – Turbina a Gás ANEL DE AJUSTE MANCAL SUPORTE DAS PALHETAS DO COMPRESSOR, 1º. ESTÁGIO

ALAVANCA DA PALHETA HASTE DE TRANSMISSÃO MECÂNICA DO ATUADOR HASTE DE EMPUXO

ATUADOR

HASTE DE EMPUXO

IGVS DO COMPRESSOR

ALAVANCA

Figura 13 – Arranjo do mecanismo dos IGVs

PALHETA GUIA DE ENTRADA (IGV)

CARCAÇA DE ENTRADA DO COMPRESSOR

PALHETA DO ESTATOR

LÂMINA DO ROTOR

CÂMARA DE COMBUSTÃO CONCHA INTERNA NÃO DIVIDIDA

SELO DO MANCAL

AR DE DESCARGA DO COMPRESSOR

EIXO OCO DIANTEIRO

SELAMENTOS DO EIXO

PLACA CERÂMICA (OU DEFLETOR DE CALOR – HEAT SHIELD )

AR DE RESFRIAMENTO PARA O 1º. ESTÁGIO, PALHETA FIXA DO ESTATOR LINHA DE MEDIÇÃO DE PRESSÃO DO AR DE RESFRIAMENTO

AR COMPRIMIDO

TUBO DE AR

CÂMARA DE DISTRIBUIÇÃO DE AR DE DE RESFRIAMENTO

AR DE RESFRIAMENTO PARA O ROTOR

Figura 14 – Saída de ar do compressor com pressor e Selamentos do eixo


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ELAMENTOS 1.5. S ELAMENTOS

Os selamentos do eixo da turbina minimizam o escape de ar (ver figura 14). Eles previnem o vazamento de ar das áreas dos mancais e reduzem correntes inversas de ar no compressor. Os selamentos do eixo são projetados como labirintos. A função do selo de labirinto é prevenir a entrada de ar no mancal do compressor. Para este fim, os selos tipo labirinto trabalham à pressão atmosférica. Os selos de labirinto são localizados entre as fileiras das lâminas fixas e das lâminas móveis do compressor, minimizando a corrente reversa de ar nesta região. A quantidade de ar que escapa através dos labirintos é tão pequena que há somente uma leve perda de pressão no compartimento do mancal. Esta perda de pressão é bem menor que o vácuo gerado pelos extratores de vapor do tanque de óleo lubrificante. OMBUSTOR OU C ÂMARA ÂMARA DE C OMBUSTÃO OMBUSTÃO (MBM) 1.6. C OMBUSTOR

O propósito da câmara de combustão (ou combustor) é aquecer e acelerar o ar que é entregue pelo compressor. O combustor tem formato anular com superfícies de tijolos cerâmicos e placas metálicas defletoras de calor. Quase todo o ar entra no combustor pelos 24 queimadores. Parte deste ar é misturado com o combustível para sustentar o processo de combustão, e o resto é aquecido/expandido pelo calor. Uma pequena porcentagem do fluxo de ar é usada no resfriamento dos tijolos cerâmicos. QUEIMADOR

AR DE RESFRIAMENTO PARA AS PLACAS CERÂMICAS

AR DA DESCARGA DO COMPRESSOR

ABERTURAS DO PRIMEIRO ESTÁGIO DA TURBINA (PALHETAS) PAREDE INTERNA

PAREDE DOS QUEIMADORES

PAREDE INTERNA

PAREDE EXTERNA

Figura 15 – Câmara de Combustão Departamento de Engenharia

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Figura 16 – Interior da câmara de combustão

Figura 17 – Interior da câmara de combustão, com algumas placas retiradas e a carcaça visível

Figura 18 – Carcaça interna ou cone ( hub ) com todas as placas cerâmicas e metálicas montadas

Figura 19 – Rotor do compressor, com pressor, carcaça interna da câmara de combustão ( hub ) e turbina

A saída do combustor é um duto convergente. Aqui os gases quentes são acelerados antes de entrar na seção da turbina. A massa de ar fornecida pelo compressor é aquecida no combustor, onde o gás natural ou o óleo combustível são queimados. O ar é conduzido por turbilhonadores, para assegurar uma total mistura com o combustível. A ignição é feita por intermédio de ignitores elétricos, que produzem uma faísca. Cada queimador possui instalado um ignitor, que produz a chama de ignição. Ao todo são 24 queimadores distribuídos radialmente ao redor da câmara de combustão, para assegurar uma distribuição uniforme de temperatura. A queima do combustível é monitorada por dois detectores de chama. Se a perda de chama for detectada por ambos os detectores, as válvulas de bloqueio de gás ou de óleo são imediatamente fechadas e a turbina a gás sofre trip . UEIMADORES 1.6.1. Q UEIMADORES

Cada um dos 24 queimadores híbridos (MBM12AV001...24) possui os seguintes componentes:


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Módulo III – Turbina a Gás • • • • • • • •

Queimador de óleo combustível difusão; Queimador de óleo combustível premix; Queimador de gás combustível difusão; Queimador de gás combustível premix; Queimador de gás piloto; Orifício de injeção água Nox; Um elemento ignitor (MBM12GT001...024); Dois elementos de medição de temperatura (MBM12CT101...124 e MBM12CT151...174).

Figura 20 – Representação da câmara de combustão e dos queimadores


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Queimador de Gás Premix Aqui o ar entra girando através do canal para a zona de combustão. O queimador de gás piloto é instalado para estabilizar a operação em modo premix. Queimador de Gás Difusão No modo difusão o gás combustível é fornecido para o queimador de gás difusão e flui através do espaço anular e do queimador de difusão. Então é misturado com o ar e flui dentro da região de combustão. Queimador de Óleo Combustível Difusão A quantidade de óleo combustível injetada através do queimador é controlada pela linha de retorno do óleo combustível. O combustível restante, que não é injetado dentro do combustor, é direcionado para a linha de retorno de óleo combustível. Queimador de Óleo Combustível Premix No modo premix, a chama do queimador difusão permanece acesa, como forma de prover a estabilização da chama premix. ENTRADA DE GÁS PILOTO

RETORNO DE ÓLEO DIFUSÃO ENTRADA DE ÓLEO DIFUSÃO

ÁGUA NOx ENTRADA DE GÁS DIFUSÃO (TAMBÉM PARA GÁS DE IGNIÇÃO PARA OPERAÇÃO EM ÓLEO)

ENTRADA DE GÁS PREMIX

ENTRADA DE ÓLEO PREMIX

TURBILHONADOR (SWIRLER ( SWIRLER ) DIAGONAL TURBILHONADOR (SWIRLER ( SWIRLER ) AXIAL

Figura 21 – Queimador Híbrido

As chamas dos queimadores sofrem ignição elétrica por meio de dois eletrodos. Suas extremidades ficam localizadas na saída do queimador de difusão de gás natural. Transformadores de ignição dedicados (MBM12GT001...024) fornecem a tensão necessária para o centelhamento dos ignitores e subseqüente formação do arco entre as suas extremidades.


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Durante a operação com óleo combustível a ignição se dá através do acendimento do gás de ignição, também com o uso dos transformadores ignitores. O gás de ignição (propano/butano) para o acionamento com óleo combustível difusão é fornecido através da tubulação de gás difusão.

Figura 22 – Interior da câmara de combustão

Figura 23 – Vista dos queimadores no interior da câmara de combustão

Figura 24 – Vista frontal da saída do queimador

Figura 25 – Queimadores desmontados

EÇÃO DA T URBINA URBINA 1.7. S EÇÃO

O compartimento das palhetas fixas da turbina transmite as forças de reação do fluxo de gases quentes que passa através da mesma. A ilustração da figura 26 apresenta os fundamentos da operação da seção da turbina. Os gases quentes entram no primeiro estágio da turbina, que é formado por palhetas fixas. A entrada da turbina é um duto convergente. Isto faz com que os gases quentes do combustor acelerem ainda mais antes de atingir as palhetas móveis do primeiro estágio, que estão localizadas imediatamente após as palhetas fixas do primeiro estágio. Com o impacto (impulso) da força dos gases quentes, a palheta móvel é empurrada, causando a rotação. O mesmo ocorre com as demais seções da turbina (2º, 3º e 4º estágios).


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Módulo III – Turbina a Gás PALHETAS FIXAS 1º. ESTÁGIO

LÂMINAS ROTATIVAS 1º. ESTÁGIO

PALHETAS FIXAS 2º. ESTÁGIO

LÂMINAS ROTATIVAS 2º. ESTÁGIO

ROTAÇÃO

AR

CONVERGENTE

CONVERGENTE

ENTRADA DE AR QUENTE

ROTAÇÃO

ROTAÇÃO

Figura 26 – Princípio de operação de uma um a turbina de combustão

O ar frio é fornecido a espaços ocos entre as palhetas fixas das fileiras de 1 a 4, como meio de prover o resfriamento destas palhetas. Uma parte deste de ar frio é usado como selamento para os anéis nas fileiras 2, 3 e 4. AR EXTRAÍDO DO 13º. ESTÁGIO DO COMPRESSOR DESCARGA DO COMPRESSOR

AR EXTRAÍDO DO 9º. ESTÁGIO DO COMPRESSOR

SUPORTE DO ESTATOR PARA AS PALHETAS FIXAS

AR EXTRAÍDO DO 5º. ESTÁGIO DO COMPRESSOR

FIXAÇÃO AXIAL

LÂMINAS ROTATIVAS DO 2º. ESTÁGIO LÂMINAS ROTATIVAS DO 1º. ESTÁGIO

LÂMINAS ROTATIVAS DO 4º. ESTÁGIO

LÂMINAS ROTATIVAS DO 3º. ESTÁGIO

MANTA (SHROUD ) LÂMINAS (BLADES ) PALHETAS (VANES )

PALHETAS DO 1º. ESTÁGIO

CARCAÇA DA TURBINA PALHETAS DO 2º. ESTÁGIO



DISCO DO ROTOR

SELAMENTOS

ANEL DE AMORTECIMENTO

Figura 27 – Seção da turbina


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Figura 28 – Vista dos quatro estágios de lâminas lâmin as móveis (blades ) da turbina

Figura 29 – Vista das escoras do mancal de exaustão e do último estágio da turbina

Todas as palhetas fixas possuem pequenos orifícios, para assegurar que a temperatura máxima especificada dos metais usados não seja excedida. Uma corrente de ar frio passa por uma grande quantidade de pequenos orifícios nas lâminas de metal, choca-se na superfície interna da palheta e é misturada com a corrente de ar quente, pelas perfurações na superfície da palheta. A forma e a inclinação das perfurações na palheta asseguram que um filme de ar frio que sai destes orifícios proteja a sua superfície. As palhetas são protegidas com ar de resfriamento devido ao estresse rigoroso a altas temperaturas. Uma camada protetora é aplicada às palhetas para aumentar sua resistência a corrosão. As primeiras fileiras possuem uma camada adicional de cerâmica protetora (thermal coating ). ).

Figura 30 – Palheta fixa ( vane ) e Lâmina rotatória ( blade ) do 1º. estágio da turbina


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Figura 31 – Palheta fixa ( vane ) e Lâmina rotatória ( blade ) do 2º. estágio da turbina

NSTRUMENTAÇÃO DA T URBINA URBINA E DO C OMPRESSOR OMPRESSOR 1.8. I NSTRUMENTAÇÃO ELOCIDADE 1.8.1. V ELOCIDADE

A velocidade da GT é medida através de seis sensores magnéticos (MBA10CS101 a MBA10CS106). Os sensores de campo magnético dispostos ao redor da circunferência do eixo intermediário geram um pulso a cada vez que as ranhuras especiais passam sob eles durante o movimento de rotação. O sinal de saída destes sensores possui uma freqüência igual ao produto da velocidade pelo números de ranhuras existentes. Estes sinais de saída são processados em dois sistemas de monitoramento redundantes, cada um deles com três canais. Ambos os sistemas transmitem os sinais para a lógica de proteção de sobrevelocidade. Se ao menos 2 canais de um ou de ambos os sistemas de monitoramento indicarem que o limite de sobrevelocidade foi atingido ocorre o trip da turbina a gás.


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Figura 32 – Sensores de temperatura, vibração e velocidade da turbina a gás

1.8.2. V IBRAÇÃO IBRAÇÃO As vibrações da carcaça são medidas nos mancais da turbina e do compressor através dos sensores MBD11CY101/102 (turbina) e MBD12CY101/102 (compressor). O processamento lógico calcula a velocidade de vibração efetiva a partir de cada sinal, que é então utilizada pelo sistema de instrumentação como o sinal de saída corrente. Se ao menos 1 dos 2 canais indicarem que o primeiro limite foi atingido (9,3 mm/s), o alarme de vibração alta (HIGH) é anunciado. Se os 2 canais indicarem que o limite máximo foi atingido (14,7 mm/s), ocorre o desligamento imediato (trip ) da turbina a gás.

Figura 33 – Vista do eixo intermediário in termediário e dos sensores de velocidade


Figura 34 – Queimador, sensores de temperatura e eletrodos de ignição

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Figura 35 – Condicionamento dos sinais de vibração do mancal da turbina

Figura 36 – Sensor de chama

Figura 37 – Conexão dos termopares da exaustão da turbina

EMPERATURA DOS M ANCAIS ANCAIS 1.8.3. T EMPERATURA

O lado do compressor no eixo da GT possui um mancal radial e mancais de empuxo em ambas as direções. No lado da turbina, o rotor possui um mancal radial apenas. Tanto a sobrecarga, sujeira, temperatura excessiva do óleo ou mesmo um fornecimento insuficiente de óleo lubrificante podem danificar os mancais. A temperatura do metal do mancal é usada para o reconhecimento imediato de qualquer ameaça de danos, uma vez que o dano do mancal é geralmente indicado por uma elevação de temperatura. Os segmentos do mancal de empuxo (lado turbina e lado gerador) incluem dois grupos opostos de termopares duplos. Três dos 4 elementos dos termopares duplos MBD12CT102 e MBD12CT103 (lado do gerador) e MBD12CT104 e MBD12CT105 (lado da turbina) são usados para medir a temperatura do mancal de empuxo. Em ambos os casos, o quarto termopar permanece como reserva. No caso dos mancais radiais, são usados termopares triplos para a supervisão da temperatura. No mancal do compressor temos o sensor MBA12CT101A/B/C. E em cada pedestal de sustentação do mancal da exaustão existe mais um termopar de três elementos (MBD11CT101A/B/C e MBD11CT102A/B/C). O monitoramento de temperatura dos mancais opera em lógica 1 de 3, já que basta um dos elementos indicar um valor superior a 110ºC para que um alarme (HIGH) seja emitido no sistema de controle. O critério de proteção, todavia, opera em lógica 2 de 3, causando o desligamento da turbina por trip com no mínimo dois elementos indicando temperatura acima de 119,9ºC. EMPERATURA DO COMPRESSOR 1.8.4. T EMPERATURA

Quatro RTDs de dois elementos (duplos) MBD11CT101A/B a MBD11CT104A/B são utilizados para medir a temperatura do fluxo de ar na entrada do compressor. Um sinal de


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cada RTD duplo é usado para calcular a temperatura de entrada média do compressor. Esta temperatura é utilizada no cálculo do T ATK, explicado a seguir. O outro RTD de cada ponto de medição serve como reserva e não é usado no cálculo. A temperatura de descarga descarga do compressor é medida por meio meio dos termopares duplos MBA12CT101A/B, MBA12CT102A/B e MBA12CT103A/B. O elemento A de cada um destes elementos é direcionado ao controlador da GT, enquanto o elemento B serve ao propósito de monitoramento. EMPERATURA DA EXAUSTÃO 1.8.5. T EMPERATURA

A temperatura de exaustão da GT é medida imediatamente após o último estágio, por meio de 24 termopares triplos (MBA25CT101A/B/C a MBA26CT124A/B/C) dispostos ao redor da circunferência do difusor. Um sinal de temperatura de cada 4 pontos de medição tem o sinal enviado para o controlador da GT (MBA26CT101A, MBA26CT105A, MBA26CT109A, MBA26CT113A, MBA26CT117A e MBA26CT121A). Uma média é calculada a partir destes seis sinais, e posteriormente utilizada como parâmetro de controle para o nível da temperatura de exaustão da turbina. Todos os elementos B e C dos 24 termopares são usados para o cálculo da temperatura média de exaustão da turbina, sendo processado no sistema de controle da planta. A temperatura de exaustão corrigida (T (TATK) é calculada a partir desta temperatura e da temperatura média da entrada do compressor, com um ajuste dado pela velocidade da turbina. Tanto o TATK quanto a temperatura média da entrada do compressor são enviados ao controlador de temperatura da GT. RESSÕES DO COMPRESSOR 1.8.6. P RESSÕES

A pressão a montante do compressor é indicada pelo transdutor MBA11CP101. Este sensor tem também um display para visualização local da pressão, sendo usado pelo sistema de controle para computar a razão de compressão do compressor. A queda de pressão entre o duto de entrada de ar e a entrada do compressor (imediatamente a montante dos IGVs) é medida pelos pressostatos MBA11CP001, MBA11CP002 e MBA11CP003. Os pressostatos diferenciais são conectados em paralelo e acionam o trip da turbina a gás se esta pressão cair abaixo do valor ajustado (30 mbar, 10 mbar de histerese) quando a velocidade a turbina estiver acima de 50,4 Hz (3024 rpm), faixa de velocidade onde o compressor é mais m ais suscetível ao stall (surge ). ). As válvulas de dreno MBA11AA401 e MBA11AA402 são usadas para retirar qualquer condensação existente na linha de instrumentação, que pode afetar as medições de forma imprevisível. A pressão de descarga do compressor, medida de forma redundante pelos transdutores MBA12CP101 e MBA12CP102, é usada em diversos lógicas de controle distintas.


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Figura 38 – Sensores de pressão da turbina a gás – IGVs e desumidificador do duto de ar de entrada

ONTROLE DOS IGV S S 1.8.7. C ONTROLE

O fluxo de ar através do compressor e, portanto, para a turbina a gás, é controlado pelo ajuste da abertura dos IGVs, dentro de uma faixa permissível definida. Quando os IGVs são abertos, o fluxo de ar através do compressor/turbina aumenta, e vice-versa. Para um volume constante de combustível, a temperatura de exaustão da turbina diminui quando os IGVs são abertos, e vice-versa. Se as quantidades de combustível e ar são alteradas simultaneamente, é possível fazer com que a temperatura de exaustão da turbina se mantenha constante. O passo (abertura) dos IGVs é ajustado em resposta ao valor do T ATK, por meio de um circuito lógico que controla o atuador MBA11AS001. A abertura dos IGVS é dada pelo transdutor de posição MBA11CG101, e varia entre o valor mínimo de 0% e máximo de cerca de 108%. 0% indica tão somente uma abertura mínima, e não que os IGVs estão completamente fechados.


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NSTRUMENTOS DE M EDIÇÃO EDIÇÃO DA C ÂMARA ÂMARA DE C OMBUSTÃO OMBUSTÃO 1.9. I NSTRUMENTOS

Estes instrumentos têm o objetivo de detectar a queda de pressão através da cãmara de combustão, instabilidades no processo de queima ( humming e aceleração), flashback e ausência de chama.

Figura 39 – Instrumentos da câmara de combustão

RESSÃO DIFERENCIAL DA CÂMARA DE COMBUSTÃO 1.9.1. P RESSÃO

Ao longo do tempo, a turbina a gás pode sofrer desgaste (aumento do espaçamento nos componentes de gás quente da câmara de combustão), sendo uma das principais conseqüências disto uma redução no volume de ar que chega à câmara. Isto, por sua vez, pode colocar em perigo a estabilidade da combustão em premix . A queda de pressão relativa na câmara de combustão pode ser considerada, de forma geral, um indicativo dos volumes de ar de combustão e ar de resfriamento. Ela depende da geometria da câmara, mas é essencialmente independente da saída de potência da GT. A queda de pressão se altera devido ao desgaste ou aos danos (mudanças na geometria e nas seções de passagem do fluxo). A longo prazo, o monitoramento desta pressão relativa representa uma ferramenta de avaliação da condição da câmara de combustão. A pressão diferencial através da câmara de combustão é medida por meio do transdutor MBM10CP101, e a pressão de descarga do compressor pelo transdutor MBA12CP101. Estes sinais são usados para calcular a queda de pressão relativa percentual da turbina, conforme a expressão abaixo: Departamento de Engenharia

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Módulo III – Turbina a Gás ∆ PCC ( rel ) =

∆ PCC PCII

⋅ 100%

onde: ∆PCC (rel ) = queda de pressão relativa da câmara de combustão ∆PCC = pressão diferencial da câmara de combustão (MBM10CP101)

P CII CII = pressão de descarga do compressor (MBA12CP101)

Se ∆PCC (rel ) cair abaixo do valor limite de –10% por mais de 5s em velocidades superiores a 57Hz (3420 rpm), o modo de operação da turbina é imediatamente chaveado para difusão, caso esteja em premix . Se a turbina estiver em premix , o modo difusão é bloqueado. Caso um dos sensores MBM10CP101 ou MBA12CP101 seja desconectado (falha de canal) por mais de 24 horas, também ocorre o chaveamento forçado para o modo difusão. ETECÇÃO DE CHAMA 1.9.2. D ETECÇÃO

O combustível não pode ser injetado na turbina a gás por um período de tempo excessivo sem que ocorra a sua queima. O propósito da lógica de monitoramento de chama é determinar se o combustível dentro da câmara de combustão está de fato sendo queimado, isto é, se a chama está presente. Se este não for o caso, o suprimento de combustível deve ser imediatamente interrompido. As chamas da combustão são monitoradas por dois sensores de chama com suas placas de processamento analógico associadas (MBM13CR101 e MBM13CR102). A energia radiante emitida pelas chamas (faixa UV a IV) é detectada e repassada às placas no container de controle para o devido processamento. Os dois sensores estão localizados a pouca distância um do outro na circunferência da câmara de combustão, sendo que cada um deles monitora aproximadamente 7 queimadores. Uma área abrangendo cerca de 11 queimadores é coberta pelos dois sensores de chama. As chamas não monitoradas no anel de queimadores têm a ignição garantida por meio de ignição cruzada. Para evitar interrupção da operação devido a falhas ativas nos sensores de chama, que acionam outras funções de controle, os dois sensores são integrados ao sistema de controle de tal forma que o trip só ocorre quando ambos os sensores indicarem que a intensidade da chama caiu abaixo do nível mínimo. mínim o. UMMING 1.9.3. H UMMING

Turbinas a gás com queimadores híbridos podem passar por instabilidades na combustão, que se manifestam como um aumento alternado das pressões dentro da câmara, numa faixa de freqüências típica. Este fenômeno é chamado de hum ou humming (termo que se traduz como “zumbido” ou “zunido”). O humming deve ser detectado imediatamente e eliminado a fim de evitar um aumento ainda maior e mais rápido nas amplitudes das pressões da câmara de combustão, que podem trazer conseqüências graves aos componentes da turbina a gás. Ele é detectado através da medição das amplitudes alternantes da pressão da câmara de combustão, por meio de dois transdutores de pressão dinâmica MBM11CP101 e MBM11CP102. O valor efetivo das oscilações de pressão medido pelos sensores é processado num módulo eletrônico. Se os limites são excedidos, alarmes Departamento de Engenharia

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correspondentes são emitidos no sistema de controle. A resposta destes sensores não causa qualquer bloqueio no posicionamento dos IGVs, e só permanece ativa quando a turbina está em velocidade nominal. A proteção de humming só permanece ativa na operação com óleo combustível, e não acarreta nenhuma ação quando a turbina opera com gás natural. Os sensores funcionam em lógica 2 de 2, ou seja, os valores abaixo devem estar vigentes em ambos os sensores para que a lógica tenha efeito: • Humming > 25 mbar por mais de 4s → redução de 4 MW na carga da turbina; • Humming > 40 mbar por mais de 2s → redução de 10 MW na carga da turbina; • Humming > 80 mbar → desligamento instantâneo (trip ) da turbina. EMPERATURAS DOS QUEIMADORES 1.9.4. T EMPERATURAS

Flutuações rápidas na potência durante a operação em premix , que podem ser causadas por variações rápidas de pressão no suprimento de gás natural, podem resultar na formação indevida de chamas na seção do turbilhonador diagonal dos queimadores premix . Em tal situação, também conhecida como flashback , a operação em modo premix deve ser interrompida. Atualmente, o projeto da câmara de combustão não exige uma proteção por flashback , que já existiu no passado e não é mais usada. Durante o período de vigência da proteção de flashback , o fenômeno era detectado por meio dos dois termopares instalados em cada queimador, que monitoram a temperatura do elemento no turbilhonador axial. Temperaturas diferenciais eram calculadas a partir da temperatura de descarga média do compressor e das temperaturas dos queimadores. Se pelo menos uma temperatura diferencial excedesse o limite (100 °C), um alarme de temperatura >MAX do queimador era anunciado. Se uma temperatura diferencial excedesse o segundo limite (150 °C) por um período superior a 1s em modo difusão, o modo premix era bloqueado e sinalizado por um alarme. O intertravamento só era retirado após a temperatura cair abaixo de 150°C. RENOS DA T URBINA URBINA 1.10. D RENOS

A função do sistema de drenos da turbina é proporcionar meios para drenar manualmente água e solução de limpeza do compressor, linhas de ar, linhas de ar de resfriamento e o compartimento da turbina durante o procedimento de lavagem do compressor. Este sistema também proporciona a drenagem automática da câmara de combustão durante uma seqüência de partida abortada.


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Figura 40 – Diagrama de Processo das Válvulas da Turbina e do Compressor 1. Compressor – Entrada 2. Compressor – Estágio 9 3. Compressor – Estágio 13 4. Compressor – Exaustão 5. Turbina – Estágio 2 6. Turbina – Estágio 3 7. Turbina – Estágio 4 8. Compressor – Extração de ar do Estágio 5 Drenos das linhas de blow-off : BL (21) – Dreno da linha de blow-off do 5º. estágio do compressor (MBA41AA051) BM (22) – Dreno da linha de blow-off do 9º. estágio do compressor (MBA43AA051) Drenos das linhas de ar de resfriamento: BN (23) – Dreno da linha de ar de resfriamento do 4º. estágio da turbina BO (24) – Dreno da linha de ar de resfriamento do 3º. estágio da turbina (MBH23AA102) BP (25) – Dreno da linha de ar de resfriamento do 2º. estágio da turbina (MBH22AA102) BJ (26) – Dreno da linha de ar de resfriamento do 2º. estágio da turbina (MBH22AA101)


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Figura 41 – Coletor das válvulas de dreno da GT12

Figura 43 – Coletor da válvulas de dreno da GT11

Figura 42 – Tomada de dreno da tubulação de ar de resfriamento do 2º. estágio da turbina (MBH22AA101)

Figura 44 – Coletor das válvulas de dreno da GT11

Figura 45 – Válvula de dreno pneumática MBN22AA001

UTO DE E XAUSTÃO XAUSTÃO DA T URBINA URBINA (MBR) 1.11. D UTO

O duto de exaustão da turbina direciona os gases quentes provenientes da turbina a gás para o HRSG. O gás quente é monitorado em termos de pressão e temperatura. Em operação em ciclo combinado, os sensores de temperatura são usados pelo SIMADYN para limitar a temperatura do gás quente direcionado para o HRSG. O transmissor de pressão é usado para monitorar a pressão de entrada. Esta é comparada com um transmissor de pressão de saída, localizado na saída da HRSG.


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Figura 46 – Diagrama de Processo do Sistema MBR


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Figura 47 – Válvulas MBR10AA401 (à direita) e MBR10AA404 (à esquerda)

Figura 49 – Termopar 11MBR10CT004A

Figura 48 – Válvulas MBR10AA402 (à esquerda), MBR10AA403 (no meio) e MBR10AA406 (à direita)

Figura 50 - MBR10CP081 e CP082

Figura 51 – MBR10CP083

O funcionamento da turbina a gás é realizado com o auxílio de vários sistemas auxiliares, descritos a seguir.

ISTEMAS AUXILIARES DA T URBINA URBINA A G ÁS ÁS 2. S ISTEMAS ISTEMA DE E NTRADA NTRADA DE AR (MBL) 2.1. S ISTEMA

O sistema de entrada de ar da turbina a gás consiste de três subsistemas principais: • Casa de filtros; • Silenciador de entrada; • Câmara “Plenum ” de Entrada.


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O objetivo da casa de filtros é filtrar fi ltrar o ar que entra no compressor da turbina a gás. A casa de filtros possui também um resfriador evaporativo (evaporative cooler ), ), usado para resfriar o ar de forma a otimizar ot imizar seu fluxo. O objetivo do silenciador de entrada é abafar e silenciar a alta freqüência do ruído que é emitido pelo compressor. O objetivo da câmara plenum de entrada é liberar espaço para o ar de entrada ser desacelerado (regime laminar), evitando turbulências, o que é crítico para a operação do compressor.

Figura 52 – Vista lateral da entrada de ar para a turbina (Casa de Filtros)

Figura 53 – Sensores de pressão diferencial da Casa de Filtros (MBL10CP010 e MBL10CP002)

ASA DE F ILTROS ILTROS 2.1.1. C ASA

A casa de filtros é projetada com dois níveis, de forma a permitir que o ar flua para o interior da estrutura através dos seus três lados de entrada. Cada um destes três lados possui cinco camadas de filtração; • tela contra pássaros/insetos; • resfriador evaporativo (evaporative cooler ); ); • aglutinador (coalescer ); ); • pré-filtro (pre-filter ); ); • filtro fino (fine filter ). ). Existe um total de 380 pré-filtros e 380 filtros f iltros finos na casa de filtros. Os filtros removem partículas de sujeira do ar. O pré-filtro é um filtro de eficiência média e o filtro fino é um filtro de alta eficiência. Uma boa filtração do ar é essencial para o sucesso da operação do compressor da turbina a gás. Partículas de sujeira do ar são abrasivas para as palhetas do compressor. Uma boa filtração também é importante para a conservação da turbina. Como um exemplo, se sal e enxofre são combinados, eles se tornam corrosivos a altas temperaturas. O sal e o enxofre podem entrar na turbina através do combustível, do ar ou de ambos.


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Figura 54 – Diagrama de fluxo da entrada de d e ar Departamento de Engenharia

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Figura 55 – Continuação do diagrama de fluxo da entrada de ar

O resfriador evaporativo (evaporative cooler ) é um arranjo de painéis feitos de um material corrugado. Este material absorve água, que é inserida por um sistema separado de bombeamento. Esta água é evaporada pelo fluxo de entrada de ar do compressor, reduzindo a temperatura do ar e, portanto, port anto, aumentando sua densidade e o fluxo de massa para o compressor. Um aglutinador é instalado após os painéis do resfriamento evaporativo para remover quantidades pequenas de água remanescentes do processo de resfriamento. A casa de filtros contém equipamentos para monitorar e proteger a mesma e o compressor da turbina a gás. A queda excessiva de pressão na casa de filtros pode causar estragos estruturais e desligamento da turbina a gás. Por esta razão, 3 portas de implosão são instaladas no interior da casa dos filtros, na entrada do plenum . As portas são acionadas por contrapesos, e possuem proteção contra intempéries, telas contra insetos, pré-filtros e chaves de fim-de-curso. Elas são mecanicamente abertas quando a pressão diferencial na casa de filtros excede 1600 Pa (16 mbar). Há 3 chaves de fim-de-curso para cada uma das quatro portas de implosão, que provocam o trip da turbina em lógica 2v3, ou seja, caso 2 das 3 chaves não indicarem a posição fechada. Um transmissor de pressão diferencial (MBL10CP010) monitora a pressão através de todas


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as camadas de filtros, disparando alarmes sucessivos alarmes caso a pressão diferencial exceda 950, 1.000 ou 1.300 Pa (9,5, 10 ou 13 mbar). CÂMARA “PLENUM ”

SILENCIADOR FILTRO FINO PORTAS 7B E 8T PRÉ-FILTRO AGLUTINADOR PORTAS 5T E 6T EVAPORATIVE COOLER

PORTAS 7B E 8B PORTAS 5B E 6B COBERTURA CONTRA INTEMPÉRIES (WEATHER HOOD )

TELA CONTRA INSETOS (BUG SCREEN )

AS PORTAS DE IMPLOSÃO NÃO SÃO MOSTRADAS NESTA FIGURA

PORTA 1T PORTA 4B

PORTA 2T

PORTA 3B

PORTA 3T PORTA 4T

PORTA 2B PORTA 1B

Figura 56 – Casa de filtros

Há ainda um circuito de alarme adicional, dependente da abertura dos IGVs da turbina. Quando a pressão diferencial MBL10CP010 ultrapassar o valor definido pela expressão abaixo, um alarme de ∆P > MAX é emitido pelo sistema de controle.  IGV % + 100   200  

∆P MBL10CP 010 = 7 ⋅  • • • •

para uma abertura de 0% nos IGVs, o limite da pressão diferencial é 3,5 mbar; para uma abertura de 50% nos IGVs, o limite da pressão diferencial é 5,25 mbar; para uma abertura de 100% nos IGVs, o limite da pressão diferencial é 7 mbar; para uma abertura de 110% nos IGVs, o limite da pressão diferencial é 7,35 mbar.


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Figura 57 – Processo do Evaporative Cooler


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VAPORATIVE C OOLER OOLER 2.1.2. E VAPORATIVE

O sistema de resfriamento evaporativo é constituído de 12 módulos, pelos quais é inserida água para resfriamento do ar que passa através dos mesmos. Um tanque de aço inoxidável, instalado na base da estrutura da casa de filtros, coleta a água proveniente do retorno dos módulos. Duas bombas, com capacidade de 100% cada uma, estão localizadas junto ao tanque para bombear a água do tanque para os módulos.

Figura 58 – Plataforma do Evaporative Cooler

Figura 59 – Extravasor e ponto de abastecimento no interior do tanque MBL30BB001

Figura 60 – Dosagem de biocida (MBL30BZ101)

Figura 61 – Vista do interior da Casa de Filtros pela porta 5B

Figura 62 – Detalhe da superfície dos módulos do Evaporative Cooler

Figura 63 – Válvula de dreno do tanque (MBL30AA401)


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Figura 64 – Transmissor de temperatura MBL30CT002 e tomada de pressão para o MBL30CP002

Figura 65 – Módulo do aglutinador (coalescer )

Figura 66 – Módulo do Pré-filtro

Junto à bomba está instalado um condutivímetro, que controla o blowdown da água deste sistema. Quando é necessário efetuar o descarte da água para controle de suas características de condutividade, uma válvula solenóide é aberta automaticamente, drenando parte da água de circulação. Uma unidade de dosagem do biocida também integra o sistema. A dosagem deve ser feita manualmente uma vez por semana, para evitar uma superdosagem ou dosagem insuficiente, caso a bomba de água não esteja operacional. ILENCIADOR DE E NTRADA NTRADA 2.1.3. S ILENCIADOR

O silenciador de entrada é projetado para minimizar o ruído em alta freqüência que é emitido pela entrada do compressor da turbina a gás. Este ruído é prejudicial ao ouvido humano e a exposição demasiada ao mesmo pode reduzir a capacidade auditiva das pessoas. O silenciador é composto por diversos painéis feitos de metais perfurados, que são ocos e preenchidos com uma fibra de material semelhante ao silenciador de escape de um automóvel. ÂMARA P LENUM LENUM DE E NTRADA NTRADA 2.1.4. C ÂMARA

O plenum de entrada fornece espaço para o ar sofrer uma desaceleração. Quando o ar passa através do silenciador, a velocidade aumenta, devido ao efeito do duto convergente. Devido a isto, o ar pode sofrer turbulência. O Plenum permite que o fluxo de ar diminua e se expanda radialmente, removendo essa turbulência. A entrada da turbina exige um fluxo de ar suave, para uma operação segura e confiável. A turbulência pode causar até mesmo a parada do compressor.


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Módulo III – Turbina a Gás AR SECO

ROTOR ABSORVENTE (DESICCANT ROTOR ) VÁLVULA DAMPER DE DAMPER DE ENTRADA MOTOR DE ACIONAMENTO AQUECEDOR VENTILADOR DO AR DE PROCESSO

AR DE PROCESSO MOTOR DA VÁLVULA DAMPER

AR ÚMIDO

VENTILADOR DO AR DE REATIVAÇÃO

AR DE REATIVAÇÃO

PRINCÍPIO DE OPERAÇÃO DO DESUMIDIFICADOR

DESCIDA DA CÂMARA “PLENUM ”

CHAVE SELETORA

DESUMIDIFICADOR DA TURBINA

AR ÚMIDO AR SECO

AR DE REATIVAÇÃO

ENTRADA E SAÍDA DO DESUMIDIFICADOR

PORTA DE ACESSO

AR DE PROCESSO

Figura 67 – Conexão do desumidificador ao duto de entrada de ar

O plenum de entrada é equipado com um válvula de bloqueio, também chamada flap ou damper . Durante uma partida normal, esta válvula damper (MBA10AA001) é aberta. Numa seqüência normal de parada, o damper é fechado pelo sistema de controle e o desumidificador (MBA10AT001) é ligado. O desumidificador recircula o ar dentro do compressor, remove a umidade. O damper fechado previne o escape de ar seco para a atmosfera. Quatro chaves fim-de-curso monitoram a posição do damper . Três chaves são usadas para verificar que o damper está na posição aberta (lógica 2v3) e a quarta é usada para verificar se o damper está na posição fechada. Se o damper não alcançar a posição aberta durante uma seqüência normal de partida, o sistema de controle aborta a partida da turbina a gás. Se o damper mover da posição aberta enquanto a turbina a gás estiver em funcionamento, o controle aciona o trip da turbina. ESUMIDIFICADOR DA TURBINA 2.1.5. D ESUMIDIFICADOR

Para evitar a incidência de corrosão durante períodos de parada da turbina, ar é extraído do duto de entrada, secado no desumidificador MBA10AT001 e direcionado para a entrada do compressor num ponto apropriado no final do duto de entrada. O desumidificador possui um tambor giratório aquecido. O material higroscópico deste tambor absorve a umidade do ar que passa através dele e transfere esta umidade para um ciclo de secagem à parte. Na ocasião de shutdown da turbina, o desumidificador é ligado automaticamente após a primeira fase de resfriamento (aproximadamente 2 horas) e desligado no momento da próxima partida da turbina. Departamento de Engenharia

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Figura 68 – Desumidificador da entrada de ar da turbina (MBA10AT001)

Figura 69 – Pontos de entrada e saída do desumidificador

ISTEMA DE AR DE R ESFRIAMENTO ESFRIAMENTO DA T URBINA URBINA (MBH) 2.2. S ISTEMA

As lâminas (blades ) e as palhetas ( vanes ) da turbina a gás devem ser resfriadas o tempo todo, para evitar que as temperaturas nestes componentes excedam os limites permissíveis. O ar de resfriamento usado com tal finalidade também faz o papel de selamento, prevenindo que gases quentes fluam através das cavidades ocas do rotor e da carcaça da turbina, existentes devido a características de projeto. Como o ar de resfriamento deve ser fornecido em diferentes níveis de pressão para as várias fileiras de lâminas e palhetas, ele é extraído de quatro estágios específicos do compressor. Parte destes fluxos é direcionada radialmente para fora do compressor via linhas de extração conectadas à carcaça da turbina, e de lá distribuída para as palhetas dos quatro estágios da turbina. Adicionalmente, ar comprimido é extraído a jusante dos estágios 10 e 12 do compressor e injetado no interior da turbina através do rotor. O ar desta extração flui através de um eixo oco ( hollow shaft ) para uma tubulação que divide o ar, e daí até os discos do rotor da turbina, onde ele é distribuído por canais e orifícios para as lâminas individuais.


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Módulo III – Turbina a Gás EXTRAÇÃO DE AR DO 5º. ESTÁGIO DO COMPRESSOR EXTRAÇÃO DE AR DO 9º. ESTÁGIO DO COMPRESSOR EXTRAÇÃO DE AR DO 13º. ESTÁGIO DO COMPRESSOR CÂMARA DE COMBUSTÃO PALHETAS FIXAS DA TURBINA

LÂMINAS GIRATÓRIAS DA TURBINA

PALHETAS FIXAS DO COMPRESSOR LÂMINAS GIRATÓRIAS DO COMPRESSOR

EIXO OCO INTERNO

ROTOR DO COMPRESSOR (DISCO)

EIXO OCO FRONTAL

IGVS

EXTRAÇÃO DE AR DO 13º. ESTÁGIO DO COMPRESSOR EXTRAÇÃO DE AR DO 9º. ESTÁGIO DO COMPRESSOR EXTRAÇÃO DE AR DO 5º. ESTÁGIO DO COMPRESSOR

ROTOR DA TURBINA (DISCO)

MOLAS CÔNICAS E PORCA DE FIXAÇÃO DO EIXO DA TURBINA (TIE BOLT NUT )

Figura 70 – Fluxos de ar de resfriamento

2.2.1. R ESFRIAMENTO ESFRIAMENTO DO 4º. E STÁGIO STÁGIO DA T URBINA URBINA Para resfriar as palhetas fixas do último estágio da turbina a gás, o ar necessário é extraído radialmente para fora logo após o 5º. estágio do compressor. O ar extraído é inserido para dentro da turbina por meio de uma conexão radial na carcaça, alinhada com o disco das palhetas do 4º. estágio. Não existe válvula de controle nesta linha. Aqui, um fluxo definido de ar de resfriamento é direcionado pela carcaça e a seguir através das raízes das palhetas, saindo diretamente no percurso do fluxo de gás de exaustão. O restante do fluxo de ar é injetado através das cinco escoras ( struts ) que sustentam o mancal radial da turbina e exercem força contra o pistão de compensação de deslocamento axial do rotor da turbina. À medida em que passa pelas escoras, que estão expostas ao fluxo dos gases quentes da exaustão, o fluxo de ar as resfria adequadamente. A pressão na periferia externa das escoras do mancal da turbina pode ser visualizada por meio do manômetro local MBH24CP501. As lâminas giratórias do 4º. estágio não são resfriadas. A remoção de calor destas lâminas é feita pelo próprio ar de selamento que sai dos orifícios das palhetas fixas, que envolve as bases das lâminas e o disco que as sustenta. Este fluxo de ar assegura um gradiente de temperatura suficiente para o resfriamento.


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Figura 71 – Linhas de ar de d e resfriamento para a turbina

ESFRIAMENTO DO 3º. E STÁGIO STÁGIO DA T URBINA URBINA 2.2.2. R ESFRIAMENTO

Os dois pontos de extração estão localizados após o 9º. estágio do compressor. Ambos estão deslocados de 180º um do outro. O ar é direcionado via duas linhas externas para as conexões correspondentes na turbina até as lâminas do 3º. estágio. As válvulas de controle MBH23AA101 e MBH23AA102, uma em cada linha, são usadas para controlar a quantidade de ar de resfriamento, o qual flui através do suporte de palhetas fixas para as palhetas propriamente ditas. Uma porção deste ar abandona as palhetas em suas bordas de fuga, e o resto sai pelo cone do rotor ( hub ) por meio do anel de selamento associado. O ar de resfriamento funciona como um selamento, evitando que o gás quente flua através da folga radial entre as palhetas e o cone ( hub ). ). O ar de resfriamento para as lâminas giratórias do 3º. estágio da turbina vem do ponto de extração após o 10º. estágio do compressor. De lá, o ar atravessa uma passagem anular dentro do rotor (dentro do tubo de divisão de ar de resfriamento) para chegar às raízes das lâminas. O ar flui f lui então pelos furos radiais existentes dentro das lâminas para as suas extremidades, saindo radialmente e juntando-se ao fluxo de gás de exaustão. ESFRIAMENTO DO 2º. E STÁGIO STÁGIO DA T URBINA URBINA 2.2.3. R ESFRIAMENTO

Os dois pontos de extração estão localizados após o 13º. estágio do compressor. O ar aqui extraído é usado para resfriar as palhetas fixas do 2º. estágio da turbina. Assim como nos pontos de extração 2, o ar do compressor é injetado na carcaça da turbina por meio de linhas de extração externas. As válvulas de controle MBH22AA101 e MBH22AA102, Departamento de Engenharia

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uma em cada linha, são usadas para controlar a quantidade de ar de resfriamento fornecida às palhetas. Uma fração deste ar sai das palhetas nas bordas de ataque (configurando o resfriamento por filme) e nas bordas de fuga. A fração restante entra no fluxo de exaustão da turbina no cone do rotor ( hub ) por meio das extremidades da palheta. Assim como no 3º. estágio , isto garante o selamento da folga radial e evita que o gás quente escape por essa cavidade. No caso das lâminas giratórias, o ar de resfriamento vem do ponto de extração após o 12º. estágio do compressor. De lá, o ar atravessa uma passagem anular dentro do rotor (dentro do tubo de divisão de ar de resfriamento) para chegar até as raízes das lâminas. O ar sai através dos furos na borda de ataque (resfriamento por filme) e, após passar pelos canais internos da lâmina, pelos orifícios da borda de fuga. O transdutor de pressão diferencial MBH22CP101 mede a diferença de pressão entre o ar de resfriamento nas bases das palhetas fixas do 2º. estágio da turbina em relação à pressão absoluta do percurso de gases quentes a montante das palhetas. Esta pressão diferencial, utilizada somente com propósitos de monitoramento, também pode ser visualizada localmente no manômetro MBH22CP501.

Figura 72 – Válvula de controle MBH22AA102

Figura 73 – Rack de sensores do sistema de ar de resfriamento

Figura 74 – Manômetro do mancal de exaustão da turbina (MBH24CP501)

ESFRIAMENTO DO 1º. E STÁGIO STÁGIO DA T URBINA URBINA 2.2.4. R ESFRIAMENTO

Uma parte do fluxo de ar de descarga do compressor é usada como ar de resfriamento para as lâminas da turbina sujeitas aos maiores estresses térmicos. Tubulações de extração de ar dispostas radialmente ao redor do rotor se dividem em linhas separadas para as palhetas fixas (TLe1) e para as lâminas giratórias (TLa1). As palhetas fixas também recebem ar adicional (tomado da descarga do compressor) através de canais existentes nos discos de suporte. Uma parte do fluxo de ar de resfriamento flui através dos tubos de extração para o eixo oco e daí para as lâminas giratórias. O restante do ar entra num canal anular e é direcionado às palhetas fixas. Para assegurar que haja ar de resfriamento suficiente para Departamento de Engenharia

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as palhetas sujeitas ao calor mais extremo (do 1º. Estágio), sob qualquer condição de operação possível, existe também um manômetro para visualização local desta pressão (MBH21CP501), além de um arranjo para uma eventual medição adicional (MBH21CP401). Tanto as palhetas fixas quanto as lâminas giratórias do 1º. estágio da turbina, que estão sujeitas às maiores cargas térmicas, são resfriadas por uma combinação de resfriamento por filme, convecção e direto (impingement ). ). ONTROLE E I NSTRUMENTAÇÃO NSTRUMENTAÇÃO DO AR DE R ESFRIAMENTO ESFRIAMENTO 2.2.5. C ONTROLE

O fator determinante para a quantidade de ar de resfriamento fornecido para as palhetas fixas da turbina é a pressão diferencial entre o espaço anular do suporte de palhetas e a contra-pressão no percurso dos gases quentes. Mudanças no ponto de operação da turbina (p.e. movimentação dos IGVs) e condições ambientais diversas (p.e. temperatura do ar de entrada) resultam em flutuações na pressão nos pontos de extração. A quantidade de ar de resfriamento se altera em resposta à mudança da pressão diferencial resultante através at ravés das palhetas. O sistema de ar de resfriamento é projetado para a condição menos favorável de operação (baixa temperatura ambiente e IGVs em posição mínima), assegurando o resfriamento correto da turbina em todos os momentos. O volume de ar de resfriamento aumenta apropriadamente para condições operacionais divergentes. As válvulas de controle MBH22AA101, MBH22AA102, MBH23AA101 e MBH23AA102 são usadas para manter uma razão de pressão constante (pressão na câmara anular sobre pressão de descarga do compressor). O fluxo mínimo necessário de ar de resfriamento, portanto, é estabelecido para cada ponto de operação da turbina. t urbina. Os fluxos de ar para as palhetas do 2º. e do 3º. estágios são controlados de forma similar. No caso do 2º. estágio, a pressão de descarga do compressor é medida de forma redundante por meio dos transdutores MBA12CP101 e MBA12CP102. A pressão na região anular do suporte das palhetas fixas do 2º. estágio é medida com os transdutores MBH22CP102 e MBH22CP103. A razão do menor valor destas duas pressões em relação à pressão de descarga do compressor é calculada e comparada a uma constante específica. As válvulas de controle MBH22AA101 e MBH22AA102 são operadas em função do desvio observado. Isto garante que o volume correto de ar de resfriamento seja direcionado às palhetas fixas do 2º. estágio, em qualquer ponto de operação. No caso de desvios de controle muito elevados, ambas as válvulas de controle são operadas simultaneamente para que o controlador possa reagir com rapidez a mudanças drásticas e súbitas nas condições operacionais (p.e. rejeição de carga). No caso de desvios de controle pequenos, apenas uma das válvulas é usada no esquema de controle, melhorando a qualidade do controle e otimizando o consumo de ar de resfriamento. Caso os valores dos transdutores MBH22CP101 e MBH22CP102 apresentem desvios entre si superiores a 0,3 bar, uma alarme é emitido no sistema de controle. A lógica para o controle das válvulas de ar de resfriamento do 3º. estágio funciona de forma similar.


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Figura 75 – Instrumentação do ar de resfriamento

As válvulas de controle do ar de resfriamento são mecanicamente protegidas contra o fechamento completo, o que assegura o resfriamento mínimo requerido pelas palhetas. Se uma das válvulas falhar, a outra assume suas funções de controle. Se a medição redundante da pressão de descarga do compressor ou da pressão na câmara de ar de resfriamento falhar completamente, ambas as válvulas de controle são abertas em sua posição máxima. Toda a instrumentação para o ar de resfriamento possui válvulas de isolação com função de dreno (CP40....), localizadas nos pontos mais baixos das linhas de tomada de pressão. Estas válvulas são usadas para eliminar a condensação presente nas linhas de instrumentação, durante períodos de parada da turbina. ISTEMA DE B LOW LOW -O FF 2.3. S ISTEMA -O FF

O compressor foi projetado para funcionar a uma velocidade nominal de 3600 rpm. O problema, entretanto, é que, enquanto se opera com velocidades inferiores a 3600 rpm, a pressão criada pelas palhetas fixas pode ser maior que a pressão criada pelas palhetas móveis imediatamente anteriores, o que causa um fluxo de ar no sentido contrário ao sentido de fluxo do compressor. Este fenômeno é chamado de stall . Departamento de Engenharia

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Para prevenir o stall , enquanto a turbina funciona abaixo da velocidade de operação, o compressor possui várias válvulas de blow-off (termo que se traduz comumente como “sangria” ou “extração”). Estas válvulas permanecem abertas durante a operação em baixa velocidade (baixo fluxo de ar), liberando o ar do 5º, 9º e 13º estágios do compressor, sendo que as linhas que as contêm são direcionadas para o duto de exaustão da turbina turbina a gás. Este arranjo previne que a condição condição de stall ocorra. Quando o eixo estiver próximo à velocidade de operação de projeto, que é 3.600 rpm, estas válvulas são totalmente fechadas.

Figura 76 – Diagrama de processo das válvulas de blow-off

Os IGVs (palhetas guias de entrada) do compressor também ajudam a prevenir o stall . Eles têm uma geometria variável, e são posicionados adequadamente conforme a potência da turbina é alterada. Existem quatro válvulas de blow-off de ar no compressor da turbina a gás: • MBA41AA051 (1.1) – linha de blow-off do 5º estágio do compressor; • MBA42AA051 (1.2) – linha de blow-off do 5º estágio do compressor; • MBA43AA051 (2) – linha de blow-off do 9º estágio do compressor; • MBA44AA051 (3) – linha de blow-off do 13º estágio do compressor.


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Quando a GT é acionada com gás combustível, cada uma das válvulas de blow-off do compressor é fechada de acordo com a velocidade do eixo, para maximizar a quantidade de ar que pode fluir através dos queimadores. Isto reduz o tempo de partida do gerador de turbina a gás. Durante o acionamento com gás combustível, o fechamento das válvulas de blow-off ocorre de acordo com a velocidade do eixo da turbina a gás, da seguinte forma: • Válvula 3 Velocidade superior a 2.220 rpm (37 Hz) • Válvula 2 Velocidade superior a 2.640 rpm (44 Hz) • Válvula 1.2 Velocidade superior a 3.528 rpm (58,8 Hz) • Válvula 1.1 5 segundos após o fechamento da Válvula 1.2 Durante o acionamento com óleo combustível, o fechamento das válvulas de blow-off ocorre da seguinte forma: • Válvula 1.1 60s após velocidade superior a 3.420 rpm (57 Hz) • Válvula 1.2 70s após velocidade superior a 3.420 rpm (57 Hz) • Válvula 2 80s após velocidade superior a 3.420 rpm (57 Hz) • Válvula 3 90s após velocidade superior a 3.420 rpm (57 Hz) A razão para manter as válvulas de blow-off abertas até o fechamento do disjuntor e o carregamento do gerador, quando em operação com óleo combustível, é para melhorar a estabilidade da chama, minimizando a corrente de ar através da câmara de combustão. Durante a seqüência de desligamento, tanto com óleo combustível ou gás combustível, todas as válvulas de blow-off são imediatamente abertas quando as válvulas de emergência de gás ou óleo são fechadas. A abertura simultânea de todas as válvulas ocorre também em qualquer condição de trip . As válvulas de blow-off também são abertas em caso de ocorrência de subfreqüência, condição em que a saída de ar do compressor pode se tornar instável. Nesta condição de operação extraordinária, quando não ocorre o trip por motivos elétricos, as válvulas 1.1 e 1.2 abrem se a velocidade cair abaixo de 3.420 rpm (57 Hz). Se a velocidade continuar caindo e descer abaixo de 2.640 rpm (44 Hz), a válvula 2 é aberta. Com reduções abaixo de 2.220 rpm (37 Hz), a válvula 3 também é aberta.

Figura 77 – Válvula de blow-off MBA43AA051


Figura 78 – Em destaque, os silenciadores da válvula MBA43AA051 (MBX92BS001)

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ONTROLE P NEUMÁTICO NEUMÁTICO DAS V ÁLVULAS ÁLVULAS DE B LOW LOW - O 2.3.1. C ONTROLE -OFF FF

As válvulas de blow-off são operadas por meio de atuadores pneumáticos. O ar é fornecido pela estação pneumática de blow-off , localizada próximo à turbina a gás. A estação pneumática contém um acumulador de pressão. Os dispositivos de controle necessários para o acionamento do sistema de blow-off , que consistem em atuadores compactos, ficam instalados nas próprias válvulas. O ar para comando é recebido a partir da estação pneumática (ver página 91). O princípio de funcionamento das válvulas de blow-off dita que elas devem ser abertas caso haja uma falha na alimentação elétrica dos atuadores solenóides.

Figura 79 –Acionamento pneumático das válvulas de blow-off

Assim, ocorre trip da turbina no caso de falha de alimentação. As válvulas de blow-off abrem quando os atuadores solenóides são desenergizados. A descrição a seguir cobre o acionamento da válvula MBA41AA051, mas o mecanismo de acionamento é idêntico para todas as válvulas. Quando a válvula solenóide MBX90AA001 é desenergizada, o lado do atuador de câmara dupla que faz a abertura da válvula recebe ar comprimido. Cremalheiras que transmitem as forças do pistão para a haste da válvula por meio de um pinhão são presas aos pistões, convertendo um movimento linear num movimento giratório. O ar comprimido é descarregado através dos silenciadores representados pelo KKS MBX90BS001. As válvulas de blow-off abrem em menos de 2 segundos.


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A válvula solenóide MBX90AA001 deve ser energizada para fechar a válvula de blow-off (e mantê-la fechada). Como resultado, o ar comprimido é direcionado para o lado oposto do atuador de câmara dupla e as válvulas de vent são fechadas. O lado oposto da câmara é descarregado através do silenciador. O movimento linear resultante do atuador provoca o fechamento da válvula. A posição de todas as válvulas solenóides é monitorada por duas chaves fim-de-curso para a posição ABERTA, e uma chave fim-de-curso para a posição FECHADA. Alarmes são emitidos caso haja discrepância na indicação das posições das válvulas. Durante a partida, no intervalo de velocidades entre 240 e 3.420 rpm, a partida é abortada caso qualquer uma das válvulas de blow-off demore mais de 6s para completar a sua abertura. Durante a operação com velocidades acima de 3.420 rpm (57 Hz) por mais de 100s (1min40s), a abertura de qualquer uma das válvulas de blow-off por mais de 2s provoca o shutdown por proteção do programa de controle da turbina a gás. ISTEMA DE Ó LEO LEO LUBRIFICANTE E DE LEVANTAMENTO (MBV) 2.4. S ISTEMA

O propósito deste sistema é suprir adequadamente óleo mineral, na vazão, pressão e temperatura correta, para a lubrificação e resfriamento dos mancais da turbina a gás e do gerador: • Turbina: MBD11 • Compressor: MBD12 • Gerador (lado do compressor): MKD11 • Gerador (lado da excitação): MKD12 Por um lado, este sistema assegura que um filme de óleo seja formado nos mancais para separar os eixos rotativos de suas conchas/casquilhos, minimizando o atrito. Por outro, o fluxo de óleo também remove o calor dos mancais. Adicionalmente, quaisquer detritos ou sólidos contaminantes presentes no óleo são eliminados dos mancais e removidos através de filtração em algum ponto do sistema. ANQUE DE ARMAZENAMENTO ARMAZENAMENTO 2.4.1. T ANQUE

O tanque MBV10BB001 é tanto um tanque de fornecimento quanto de coleta, além de servir para desarear o óleo. O tanque possui uma abertura para enchimento e uma válvula de dreno (MBV10AA401). O nível do óleo pode ser visualizado no indicador local MBV10CL501, sendo também monitorado através da chave de nível MBV10CL001. No caso do nível cair abaixo de um valor determinado (sensor -S01), um alarme de pré- trip é emitido. O mesmo vale para quando o nível exceder um determinado valor (sensor -S03). Se o aumento do nível atingir o limite superior (sensor -S04), ocorre trip do sistema e bloqueio da partida da turbina. Este nível só pode ser atingido se houver passagem de água para o lado de óleo no resfriador de óleo lubrificante. Se o nível do óleo cair abaixo do setpoint de valor mínimo (sensor -S02), devido a um vazamento, por exemplo, a turbina a gás sofre trip , as bombas principal e auxiliar de óleo lubrificante são desligadas e a bomba de emergência, que possui capacidade menor, é acionada. Tal manobra também ocorre automaticamente no caso de atuação do sistema de proteção contra


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incêndio. Em ambos os casos, a partida da turbina a gás é bloqueada até que o nível do tanque seja restabelecido.

Figura 80 – Tanque de óleo lubrificante l ubrificante e extratores de vapor

Os dois ventiladores extratores de vapor de óleo MBV50AN001 e MBV50AN002 são montados na parte superior do tanque. Estes ventiladores extraem vapor de óleo do tanque, produzindo uma pressão levemente subatmosférica no mesmo e nas linhas de retorno de todo o sistema. Como as linhas de retorno não ficam completamente cheias, uma pressão subatmosférica prevalece em toda a tubulação de retorno, assim como no interior dos mancais da turbina, do compressor e do gerador. Esta pressão subatmosférica evita que óleo ou vapor vapor de óleo escape para as penatrações do eixo e outros selos. Tais condições de pressão também efetuam a desareação do tanque. Caso um dos extratores de vapor fique indisponível, um alarme é emitido no sistema de controle, sem afetar a continuidade da operação da turbina. O vapor extraído dos ventiladores é direcionado primeiramente para o separador MBV50AT001 a fim de evitar a fuga do óleo propriamente dito, enquanto as válvulas de retenção MBV50AA201 e MBV50AA202 bloqueiam a entrada de ar ambiente no sistema durante as paradas.


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Figura 81 – Linha de óleo ó leo lubrificante para os mancais


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Figura 82 – Vista das bombas de óleo lubrificante

Figura 83 – Extrator de vapor MBV50AN001/002

2.4.2. B OMBAS OMBAS DE Ó LEO LEO LUBRIFICANTE Três bombas centrífugas verticais de estágio único pressurizam o óleo para lubrificação dos mancais. A bomba principal MBV21AP001 funciona durante operação normal, tendo como reserva a bomba auxiliar MBV22AP001, de design idêntico. Existe ainda a bomba de emergência MBV23AP001, de menor capacidade e acionada por um motor DC. A pressão de descarga das bombas principal e auxiliar é de aproximadamente 6,9 bar. O fluxo do óleo lubrificante é de aproximadamente 30 litros por segundo. ESFRIADORES DO Ó LEO LEO LUBRIFICANTE 2.4.3. R ESFRIADORES

Três trocadores de calor (MBV23AC010...030) são inseridos na linha de fornecimento de óleo. A válvula de controle termostática MBV24AA251 é usada para controlar a temperatura do óleo por meio do ajuste da fração de óleo que é desviada para a linha de resfriamento. Placas de orifício reguláveis MBV22AA281 (na linha de bypass ) e MBV24AA281 (a jusante do ponto de união das linhas) possibilitam o ajuste e o controle preciso do fluxo de óleo lubrificante fornecido para os mancais. A temperatura de saída é controlada pela válvula termostática em aproximadamente 50 ºC. Os ventiladores do resfriador de óleo lubrificante são ligados pelo sistema de controle de acordo com as temperaturas indicadas pelos sensores MBV23CT010A e MBV23CT010B (RTDs). Quando qualquer uma das temperaturas excederem 40ºC, os dois ventiladores MBV23AN010 e MBV23AN020 são energizados. Se a temperatura continuar a aumentar e ultrapassar 45ºC, o ventilador MBV23AN030 é ligado. Durante a descida de temperatura, um ventilador é desligado por vez. Assim que a temperatura cai abaixo de 38ºC, o ventilador MBV23AN030 é desenergizado. Abaixo de 35ºC, é a vez do MBV23AN020. E, com menos de 30ºC, o ventilador MBV23AN010 também é desligado. A pressão do suprimento do óleo lubrificante é de aproximadamente 2,3 bar após os resfriadores de óleo lubrificante, devido à queda de pressão nos resfriadores e nas suas respectivas tubulações.


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Figura 84 – Trocadores de calor do óleo lubrificante

ILTROS DE Ó LEO LEO LUBRIFICANTE 2.4.4. F ILTROS

Depois do resfriamento, o volume completo de óleo lubrificante é filtrado nos elementos MBV25AT001 ou MBV25AT002 (filtro duplex). A queda de pressão através do filtro em atividade é monitorada pelo pressostato diferencial MBV25CP001. Se esta queda exceder o setpoint do pressostato, ocorre a emissão de um alarme no sistema de controle. O filtro ativo deve então ser chaveado para o outro filtro por meio da válvula de comutação MBV25AA251, e devidamente limpo. Antes da comutação dos filtros, é imperativo que o filtro vazio tenha sido previamente preenchido através da válvula de equalização MBV25AA252. A válvula de retenção MBV25AA201 separa este trecho do circuito da conexão com a linha da bomba de emergência MBV23AP001. Ela evita que ocorra fluxo de óleo reverso através das bombas principais durante a operação isolada da bomba de emergência. ONITORAMENTO DA LINHA DE Ó LEO LEO LUBRIFICANTE 2.4.5. M ONITORAMENTO

O funcionamento das bombas de óleo lubrificante é monitorado pelo pressostato MBV21CP001. A pressão do óleo fornecido para os mancais é monitorada pelo transdutor MBV26CP101 e pelos pressostatos MBV26CP002 e MBV26CP003. Este último pressostato aciona a bomba de emergência diretamente em caso de necessidade (hardwired connection ), ), mesmo que ocorra perda total do sistema de controle. O manômetro MBV26CP501 permite a visualização local da pressão da linha.


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A bomba auxiliar e a bomba de emergência são acionadas imediatamente e simultaneamente se o limite inferior do pressostato MBV21CP001 (4.5 bar) atuar, ou se o transdutor MBV26CP101 indicar que a pressão da linha caiu abaixo do limite de 1,3 bar. A bomba de emergência pode ser desligada depois que for constatado o correto funcionamento da bomba auxiliar. A bomba auxiliar é acionada imediatamente se a pressão da linha de óleo cair abaixo dos limites inferiores de um dos pressostatos MBV26CP002 ou MBV26CP003 (1.0 bar). A turbina a gás sofre trip se pelo menos duas das três t rês situações a seguir se confirmarem: • a pressão após as bombas cair abaixo do limite do pressostato MBV21CP001 (4.5 bar) por mais de 3s; • a pressão da linha cair abaixo do limite do pressostato MBV26CP002 (1.0 bar) por mais de 3s; • a pressão medida na linha pelo sensor MBV26CP101 cair abaixo de 1.5 bar. O transdutor MBV26CT101A possibilita o monitoramento remoto da temperatura da linha de óleo lubrificante. Em caso de valor elevado (acima de 58ºC), um alarme é emitido pelo sistema de controle, indicando provável mal funcionamento do resfriador ou da válvula termostática. O óleo lubrificante passa por placas de orifício ao ser direcionado para os mancais (MBV26BP011...015), e retorna ao tanque por gravidade através das linhas de retorno. Os orifícios na entrada de cada mancal reduzem a pressão do óleo lubrificante a até aproximadamente 0,8 bar. A temperatura do metal do mancal é medida diretamente (ver página 20), como meio de proteção. Este método de medição tem a vantagem de uma detecção rápida de cargas térmicas excessivas nos mancais, o que elimina a necessidade de se monitorar a temperatura do óleo nas linhas de retorno.

Figura 85 – Filtros duplex


Figura 86 – Válvula de Turning Gear

Figura 87 – Indicador local de d e nível do tanque (MBV10CL501)

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Figura 88 – Sistema de óleo de levantamento dos mancais m ancais


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LEO LUBRIFICANTE DURANTE P ARADAS ARADAS 2.4.6. AQUECIMENTO DO Ó LEO

A temperatura do óleo lubrificante no tanque é monitorada por um RTD de dois elementos MBV10CT101A/B), e mostrada localmente pelo termômetro MBV10CT501. O óleo é aquecido através do acionamento das bombas principal e auxiliar quando a temperatura do tanque cai abaixo do limite de 20 °C, que são desligadas quando a temperatura volta a ficar acima de 25°C. A circulação transfere as perdas por calor das bombas para o óleo, não apenas aquecendo o fluido no tanque, mas também as linhas e as carcaças dos mancais, de forma uniforme. Caso a temperatura do óleo caia abaixo de 10 °C, um alarme é emitido no sistema de controle e a partida da turbina a gás é bloqueada. ISTEMA DE Ó LEO LEO DE LEVANTAMENTO 2.4.7. S ISTEMA

Em velocidades baixas da turbina, o óleo não consegue formar um filme lubrificante suficiente para sustentar o eixo. Para evitar o conseqüente atrito, o óleo é então forçado sob alta pressão dentro das ranhuras das conchas/casquilhos inferiores dos mancais. Assim, o eixo é levantado e flutua hidrostaticamente sobre a camada de óleo. A bomba de óleo de levantamento ( lift ) MBV30AP001 fornece o óleo a partir do tanque a uma pressão de aproximadamente 140 bar. Trata-se de uma bomba hélice ( vane pump ) de estágio único acionada por um motor trifásico. A válvula de segurança MBV30AA191 limita a pressão de saída no valor permissível, no caso de falha no controle da pressão ou de entupimento do filtro MBV30AT001, que tem a função de remover qualquer sujeira presente no óleo bombeado. O pressostato diferencial MBV30CP002 acusa a saturação do filtro, enquanto o pressostato MBV30CP001, instalado juntamente com o manômetro local MBV30CP502, monitora a linha de levantamento e emite um alarme caso a pressão caia abaixo do limite nele ajustado.

Figura 89 – Bloco de controle hidráulico do óleo de levantamento

Figura 90 – Válvula termostática de controle MBV24AA251

Na entrada do bloco de controle do óleo de levantamento fica a válvula limitadora MBV31AA151, que reduz a pressão do óleo para o nível adequado à operação da turbina. O bloco de controle possui conexões para a distribuição de óleo de levantamento para todos os mancais. Os restritores de fluxo ajustáveis MBV31AA281 e MBV31AA282 são usados para controlar o fluxo de óleo para os mancais da turbina e do compressor. As válvulas de retenção MBV31AA201 e MBV31AA202 evitam que o óleo flua para fora dos bolsões de levantamento nas conchas dos mancais quando a bomba é desligada,


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bloqueando qualquer queda súbita na pressão hidrodinâmica de sustentação. Restritores de fluxo e válvulas de retenção também são instalados nas linhas de óleo de levantamento para os mancais do gerador. A pressão nos bolsões de óleo de levantamento dos mancais da turbina e do compressor é indicada pelos manômetros MBV31CP501 e MBV31CP502, respectivamente. Durante a rampa de descida de velocidade da turbina, a bomba de levantamento é acionada com 600rpm. Seu desligamento durante a rampa de partida também ocorre quando a turbina passa por 600rpm. URNING G EAR EAR 2.4.8. T URNING

Depois que a turbina é desligada, o eixo é girado em baixa velocidade (aproximadamente 120 rpm) no modo de operação conhecido como turning gear . A ventilação e o fluxo de ar através das lâminas assegura o resfriamento uniforme da turbina a gás, evitando a deformação da carcaça e do rotor por arqueamento, onde o resfriamento natural sem a ventilação adequada faz com que o lado inferior da carcaça se resfrie mais rápido. Com o turning gear em atividade, o eixo retém sua liberdade de movimento, possibilitando uma partida rápida e fácil da turbina a gás. A estrutura do turning gear MBA10AE001 consiste de um rotor de turbina hidráulica (Pelton) de estágio único montado no eixo intermediário, dentro da carcaça do mancal do compressor. O óleo para seu acionamento é fornecido por uma linha derivada a montante do filtro e do resfriador de óleo lubrificante. O turning gear deve ser ativado durante o desligamento da turbina, e pode ser acionado em qualquer momento enquanto ela estiver parada. Durante o processo de desaceleração da máquina, o turning gear é ligado automaticamente quando a velocidade cai abaixo de 180 rpm. Para acionar o turning gear , a bomba auxiliar é ligada para operar em conjunto com a bomba principal, que já está operando, e a válvula MBV41AA001 é aberta. Parte do óleo é bombeada para a linha do turning gear , sendo o restente do óleo utilizado normalmente na lubrificação dos mancais. A turbina permanece em modo turning gear até que haja um resfriamento suficiente do eixo, num período definido de 24 horas. Este processo é conhecido como cooldown turning . Após este período o turning gear é desligado através do fechamento da válvula MBV41AA001, e as bombas de levantamento e de lubrificação são retiradas de operação quando a velocidade da turbina for inferior a 6rpm por mais de 10 minutos. Durante períodos de parada prolongados, o eixo é girado brevemente em intervalos regulares de 6 horas para verificação de sua liberdade de movimento. Nestes casos, a velocidade de turning gear não é atingida. Este processo é conhecido como interval turning . O turning gear é desligado no início do processo de partida da turbina. A velocidade da turbina é alta o suficiente para garantir o fluxo de ar necessário para o resfriamento uniforme e para evitar o “claque” (clattering ) das lâminas. Por razões de projeto, as lâminas da turbina são inseridas com folga nos discos do rotor. Em baixas velocidades, as raízes das lâminas se movem dentro do disco e, assim, emitem um ruído característico. Em velocidades mais altas, as lâminas assentam no disco devido à força centrífuga.


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Figura 91 – Turning Gear


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Figura 92 – Vista do eixo intermediário da turbina com a roda do turning gear

Figura 93 – Trocadores de calor MBV23AC010/020/030

ISTEMA DE Ó LEO LEO C OMBUSTÍVEL OMBUSTÍVEL (MBN) 2.5. S ISTEMA

O propósito do sistema de óleo combustível é o de fornecer óleo combustível aos queimadores e controlar o volume de óleo injetado na câmara de combustão, na pressão e temperatura adequadas. O sistema de óleo combustível recebe o óleo após uma pressurização prévia no sistema de propulsão da planta de tratamento de óleo. Um determinado volume de óleo é sempre retornado para a planta de óleo, seja para o tanque de armazenamento ou para a linha a montante das bombas de propulsão. O sistema de óleo combustível consiste de dois subsistemas que correspondem aos dois modos de operação da turbina: difusão e premix . O sistema de difusão é constituído por uma linha de suprimento e uma linha de retorno pois, por motivos técnicos, apenas uma parte do óleo fornecido para os queimadores de difusão é de fato injetada na câmara de combustão. O sistema de premix tem apenas uma linha de fornecimento, ou seja, todo o óleo que flui através desta linha é injetado na câmara de combustão. Para controlar o volume de óleo em modo premix , uma parte do fluxo de fornecimento é desviada por uma válvula de controle antes de chegar aos queimadores. Tanto a partida quanto a parada da turbina com óleo combustível é sempre feita em modo difusão. O sistema premix é desligado durante a operação em modo difusão. Na faixa superior de carga, as emissões e os estresses térmicos sobre os materiais são significativamente menores em modo premix do que em difusão. No entanto, com uma carga baixa no modo premix , há um aumento considerável na emissão de CO (razão desfavorável de combustível/ar) e as chamas se tornam instáveis. Assim, a operação em premix só é permitida na faixa superior de carga da turbina (a partir de 50% da capacidade nominal). No modo premix , os queimadores de difusão são utilizados para gerar pequenas chamas piloto, que são necessárias para manter as chamas em premix . Isto significa que ambos os subsistemas permanecem ativos com a turbina em modo premix.

Todos os componentes críticos do sistema de óleo combustível (instrumentos, bombas, chaves) são redundantes. Em outras palavras, a falha de um destes componentes não resulta numa condição condição de operação que que coloque em em risco a planta. Uma grande partes partes dos equipamentos, incluindo os filtros, as bombas, as válvulas de parada de emergência e Departamento de Engenharia

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as válvulas de controle estão arranjadas numa estrutura única, que repousa sobre um tanque de coleta de óleo. ANQUE DE C OLETA OLETA DE Ó LEO LEO 2.5.1. T ANQUE

O tanque de coleta de óleo MBN60BB001 recebe o óleo drenado ou expelido do sistema de óleo combustível, a partir das várias linhas de dreno instaladas em diferentes pontos do sistema. Ele é aberto para a atmosfera por uma linha de ventilação. A bomba de recalque MBN60AP001 bombeia o óleo acumulado do tanque para a linha de retorno auxiliar. Ela é operada automaticamente pela chave de nível MBN60CL001. A chave de nível MBN60CL002 é responsável por emitir um alarme caso o nível do tanque exceda um determinado limite. ILTROS DE E NTRADA NTRADA 2.5.2. F ILTROS

Uma linha de ventilação é conectada no ponto mais alto da linha de entrada de óleo combustível, a montante do filtro duplex (MBN11AT001 e MBN11AT002). Qualquer bolha de ar que tenha se formado durante períodos de parada é direcionada para a linha de retorno auxiliar pela placa de orifício MBN11BP001. O ar que porventura passe pelos filtros também é descarregado para a linha de retorno auxiliar através da placa de orifício MBN11BP002, que recebe os vents das válvulas MBN11AA501 e MBN11AA502, situadas no topo dos dois filtros. Estas válvulas devem ficar sempre abertas durante a operação da turbina. O visor de fluxo MBN11CF501 permite a visualização do óleo desviado por estes vents para a linha de retorno auxiliar.

Figura 94 – Filtros duplex MBN11AT001/002

Figura 95 – Monitoramento de pressão e temperatura de entrada

Figura 96 – Vista superior da plataforma de propulsão do óleo combustível

Os filtros MBN11AT001 e MBN11AT002 removem toda a matéria sólida do óleo. Ambos são instalados numa configuração de filtro duplex. Se a queda de pressão através deles exceder um determinado valor, um alarme é emitido pelo pressostato diferencial MBN11CP001. A mudança para o filtro em stand-by deve ser feita então de forma Departamento de Engenharia

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manual, sendo absolutamente necessário seu preenchimento através da válvula de equalização MBN11AA252. Após a drenagem do volume necessário do filtro sujo pelas válvulas MBN11AA401 ou MBN11AA402, os elementos filtrantes podem ser removidos para limpeza. O próprio corpo do filtro deve, então, ser limpo antes da reinserção dos elementos. Após o filtro e os instrumentos de medição associados, a linha se divide para os sistemas de difusão e premix . Durante uma seqüência normal de partida da turbina a gás, o óleo combustível é fornecido para a entrada dos filtros de combustível com uma pressão de aproximadamente 5 bar. O pressostato diferencial MBN11CP001 monitora a queda de pressão nos filtros e emite um alarme quando esta pressão exceder 0,6 bar.

Figura 97 – Entrada do sistema de óleo combustível MBN

OMBAS DE I NJEÇÃO NJEÇÃO DE Ó LEO LEO C OMBUSTÍVEL OMBUSTÍVEL 2.5.3. B OMBAS

As bombas de injeção de óleo combustível de difusão (MBN13AP001) e premix (MBN21AP001 e MBN21AP002), de configuração idêntica, são usadas para elevar a pressão do óleo às condições necessárias para sua pulverização nos queimadores. Por Departamento de Engenharia

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serem bombas tipo parafuso, o fluxo de descarga é apenas levemente dependente da contrapressão. Duas bombas são suficientes para fornecer o volume de óleo necessário para operação em carga base. Uma carga de aproximadamente 70% do total pode ser obtida usando apenas uma bomba.

Figura 98 – Bombas de injeção de óleo combustível e Tanque de coleta


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A válvula motorizada de balanço MBN13AA001, instalada na linha que conecta os sistemas difusão e premix , permanece aberta durante a partida e durante a operação em modo difusão. Durante a operação em premix , a válvula é fechada para bloquear a linha, uma vez que os queimadores de premix e difusão operam com pressões diferentes. Em geral, duas bombas funcionam durante a partida e durante o modo de operação em difusão. Apesar disso, todas as três bombas ficam disponíveis durante o modo difusão. Este modo de operação é iniciado usando a bomba de difusão (MBN13AP001) e a bomba premix 1 (MBP21AP001). A bomba premix 2 (MBN21AP002) é acionada se uma das outras bombas falhar. No modo premix , ambas as bombas premix fornecem óleo para os queimadores premix , enquanto a bomba de difusão sustenta as chamas piloto dos queimadores de difusão. Se um dos dois pressostatos MBN12CP001 ou MBN12CP002 sinalizar que a pressão antes das bombas está inferior a 1,5 bar, a partida das bombas é bloqueada. Se isto ocorrer durante a operação as bombas são desligadas automaticamente e a turbina sofre trip . Esta proteção existe devido ao risco de cavitação devido à pressão de sucção insuficiente nas bombas. Se um dos dois sensores de temperatura MBN12CT101 ou MBN12CT102 indicar uma temperatura superior a 55°C, a partida das bombas é bloqueada. Se isto ocorrer durante a operação as bombas são desligadas automaticamente e a turbina sofre trip . Esta proteção existe devido à viscosidade reduzida do óleo, que ocorre com altas temperaturas e pode causar danos à bomba por causa da lubrificação deficiente. Existe uma válvula de segurança (MBN13AA191, MBN21AA191 e MBN21AA192) na descarga de cada uma das bombas. Estas válvulas são capazes de desviar todo o volume bombeado para a linha de retorno auxiliar caso ocorra uma pressão excessiva no sistema. Os manômetros MBN13CP501, MBN21CP501 e MBN21CP502 possibilitam o monitoramento local das presssões de descarga das bombas.

Figura 99 – Válvula de balanço motorizada MBN13AA001


Figura 100 – Válvula de controle de difusão MBN53AA151

Figura 101 – Sensor de temperatura da linha de óleo premix (MBN25CT101)

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Figura 102 – Linhas de injeção de óleo combustível


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OMPONENTES DO S ISTEMA ISTEMA DE D IFUSÃO IFUSÃO 2.5.4. C OMPONENTES

A pressão na linha de difusão é ajustada por meio dos sensores MBN14CP101 e MBN14CP102, usados em várias funções de controle do sistema. As válvulas de parada de emergência (ou ESV, Emergency Stop Valves ) MBN14AA051 e MBN14AA052 possuem a função de habilitar ou desabilitar ao injeção de óleo combustível nos queimadores de difusão durante partidas e paradas. Elas possuem acionamento hidráulico, são posicionadas sempre simultaneamente e são usadas para o fechamento rápido em caso de falhas que impliquem em trip da turbina. Este fechamento ocorre sob força de mola. O óleo combustível da linha de difusão é distribuído para os 24 queimadores através de um anel montado diretamente sobre a câmara de combustão. A linha de água de purga, que injeta água no anel de queimadores após a parada do sistema, é conectada no ponto mais alto da linha de difusão, pouco antes do anel de distribuição. O trecho da linha de difusão logo após esta conexão possui um formato de sifão, o que assegura que qualquer água de purga residual ou condensação do sistema de ar de selamento (ver página 65) não entre na linha de óleo. Isto poderia provocar a elevação deste óleo e seu conseqüente deslocamento até o anel e os queimadores, onde ele poderia se coqueificar/carbonizar ( coke ) a altas temperaturas. O fornecimento apropriado de óleo para os queimadores de difusão só pode ser garantido se a pressão da linha de retorno for maior que a pressão da câmara de combustão, ou os gases quentes correriam o risco de invadir os queimadores e o sistema de óleo. Portanto, os transdutores MBN52CP101 e MBN52CP102 são usados para monitorar a pressão diferencial entre a linha de retorno e a câmara de combustão, em lógica 2v2. Por razões de simplicidade, a pressão de descarga do compressor, que é somente um pouco maior, é usada ao invés da pressão da câmara propriamente dita. Caso esta pressão diferencial caia abaixo de um limite mínimo (0,5 bar), ocorre o trip da turbina a gás. A válvula ESV MBN52AA051 realiza a mesma função na linha de retorno que as válvulas ESVs posicionadas na linha de fornecimento. Durante paradas, a válvula bloqueia o fluxo de óleo para a câmara de combustão caso a linha de retorno esteja pressurizada. Isto acontece quando o nível do reservatório de óleo fica acima do nível da turbina, ou quando duas turbinas compartilham a mesma linha de retorno. A válvula MBN52AA051 é fechada por força de mola e acionada hidraulicamente. Caso esta válvula não abra dentro de um tempo determinado após receber o comando respectivo, a turbina a gás sofre trip . Sem o trip , a turbina correria o risco de todo o óleo bombeado pelas bombas de injeção ser injetado na câmara de combustão, uma condição altamente indesejada. A válvula de controle de difusão MBN53AA151 é usada para regular o fluxo da linha de retorno. Isto, por sua vez, determina o volume de óleo injetado na câmara de combustão, que é calculado como a diferença entre os fluxos da linha de fornecimento e da linha de retorno. A válvula é atuada hidraulicamente, e serve como um segundo recurso como dispositivo de bloqueio na linha de retorno. Ela é fechada sempre que as ESVs são fechadas.


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OMPONENTES DO S ISTEMA ISTEMA DE P REMIX REMIX 2.5.5. C OMPONENTES

Os transdutores de pressão MBN22CP101 e MBN22CP102 medem a queda de pressão (aproximadamente 1 bar) através da placa de orifício MBN22BP001, instalada na linha de premix após a derivação para a válvula de balanço, que é usada para determinar o fluxo de óleo em premix . Esta medição não tem o objetivo de medir o consumo de óleo de forma precisa, e sim detectar mudanças rápidas no fluxo, tais como as que ocorrem devido à falha de uma bomba. As bombas de injeção de premix fornecem um volume quase constante de óleo combustível, independente da pressão. Para mudar o volume de óleo que chega aos queimadores premix , uma fração do fluxo é desviada para a linha de retorno após a medição com a placa de orifício por meio da válvula de controle MBN22AA151, que é atuada hidraulicamente. Quanto mais a válvula fôr fechada maior é a pressão do volume de óleo injetado nos queimadores premix , e vice-versa. Durante a operação em modo difusão, a linha da válvula de balanço MBN13AA001 permanece aberta. O volume e/ou a pressão na linha de difusão pode ser manipulado pelo posicionamento da válvula de controle de premix . Quando a turbina opera em modo premix ou durante a mudança entre os modos difusão e premix , a pressão no sistema premix nunca deve ser menor que a pressão na câmara de combustão, ou os gases quentes da combustão poderiam entrar na tubulação de premix através dos queimadores. Os transdutores MBN22CP103 e MBN22CP104 são, portanto, utilizados para medir a pressão no sistema premix . Devido a quesitos técnicos, a pressão de descarga do compressor é usada ao invés da pressão da câmara de combustão, que é apenas um pouco menor. De forma similar às válvulas ESVs de difusão, a função das válvulas de parada e emergência MBN23AA051 e MBN23AA052 é permitir ou bloquear o fornecimento de óleo combustível para os queimadores premix durante partidas, paradas e mudanças dos modos de operação. Elas também são fechadas em caso de falhas com trip , sempre operando simultaneamente. Sua atuação é hidráulica, e o fechamento rápido ocorre por força de mola. RENAGEM E I NSTRUMENTAÇÃO NSTRUMENTAÇÃO DO S ISTEMA ISTEMA DE Ó LEO LEO C OMBUSTÍVEL OMBUSTÍVEL 2.5.6. D RENAGEM

Instrumentos de medição para a determinação do fluxo de combustível estão instalados na tubulação que conecta a plataforma do sistema de óleo combustível com o anel de distribuição da turbina. Há um ponto de medição de temperatura e um ponto de medição de fluxo para a linha de difusão (MBN17CT101, MBN17CF101), para a linha de retorno (MBN51CT101, MBN51CF101) e para a linha de premix (MBN25CT101, MBN25CF101). O volume de óleo injetado durante o modo difusão é a diferença entre os valores computados pela linha de retorno e pela linha de difusão. No modo premix , o volume total consumido corresponde ao volume injetado pelos sistemas de difusão e premix . Quando a turbina a gás é desligada, uma pequena quantidade de óleo pode entrar na câmara de combustão através das válvulas ESVs devido à sobrepressão na linha de retorno (se o reservatório estiver num nível superior ao nível da GT) ou na linha de injeção (se a outra GT estiver em operação). Uma quantidade inadmissível e considerável de óleo poderia se acumular na turbina durante um período de parada muito extenso. Para prevenir tal situação, as tubulações entre as ESVs de premix (MBN23AA051 e Departamento de Engenharia

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MBN23AA052), difusão (MBN14AA051 e MBN14AA052) e retorno (MBN52AA051 e MBN53AA151) são despressurizadas pela abertura das válvulas solenóides MBN23AA501 e MBN52AA501. Qualquer óleo que tenha se acumulado é então direcionado ao tanque de coleta. Placas de orifício com abertura pequena instaladas nestas linhas de despressurização (MBN23BP001, MBN14BP001, MBN52BP001) evitam o fluxo cruzado de volumes consideráveis de óleo entre as linhas quando as válvulas ESVs estão abertas. Isto também assegura que apenas uma quantidade insignificante de óleo chegue ao tanque de coleta caso uma das válvulas solenóides seja inadvertidamente aberta durante a operação da turbina com óleo combustível. Outras válvulas manuais de dreno são instaladas ao longo do sistema. Em condições normais, elas devem permanecer fechadas durante a operação da turbina. UNCIONAMENTO DOS Q UEIMADORES UEIMADORES COM Ó LEO LEO C OMBUSTÍVEL OMBUSTÍVEL 2.5.7. F UNCIONAMENTO

Os 24 estruturas dos queimadores MBM12AV001 a MBM12AV024 possuem várias conexões, e estão uniformemente distribuídos ao redor da circunferência da câmara de combustão. Além dos dois bocais de queima de óleo (difusão e premix ), ), os queimadores também incluem bocais para a operação em gás natural (piloto, difusão e premix ). ). Os queimadores de óleo pulverizam o combustível para que ele possa ser queimado completamente na câmara de combustão. O óleo na linha de difusão penetra na seção de turbilhonamento dos bocais de difusão e lá é dividido em duas frações: uma delas é injetada na câmara de combustão, e a outra flui através da linha de retorno. A divisão é uma função da pressão na linha de retorno do óleo, que por sua vez é determinada pela posição da válvula de controle MBN53AA151. Com a válvula de controle completamente aberta, a pressão nesta linha é baixa; conseqüentemente, um grande volume de óleo é retornado e apenas uma pequena quantidade é de fato injetada na câmara de combustão. Uma válvula praticamente fechada resulta numa alta pressão da linha de retorno; o volume retornado é pequeno, e a porção injetada na câmara é consideravelmente maior. Enquanto o óleo difusão é injetado diratamente na câmara por meio de um bocal central na estrutura do queimador, o óleo premix é atomizado usando vários orifícios pequenos dispostos no duto primário de ar (turbilhonador diagonal) do queimador. Isto acarreta a mistura do ar e do combustível antes da sua entrada na câmara de combustão, daí o nome de queima em premix . ISTEMA DE AR DE S ELAMENTO ELAMENTO (MBH40/MBN) 2.6. S ISTEMA

Além da linha de suprimento de óleo em difusão, uma linha de selamento também está conectada ao anel de distribuição, por meio da válvula de bloqueio MBN34AA001. O ar de selamento é extraído diretamente da descarga do compressor, e resfriado pelo ar atmosférico circulado nos ventiladores MBH40AN001 e MBH40AN002. A linha de ar é monitorada pelos termopares MBH40CT101, MBH40CT102 e MBH40CT103. A falha simultânea dos três sensores provoca o shutdown por proteção da turbina a gás. Na conexão para a linha de difusão, a válvula MBN34AA001 é aberta após o desligamento da turbina e a purga com água do sistema de difusão. Durante a operação com gás natural, o ar da descarga do compressor é introduzido no anel de distribuição e flui através dos queimadores de difusão, bloqueando a entrada reversa dos gases quentes da câmara de combustão na linha. Para evitar a coqueificação devido à alta Departamento de Engenharia

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temperatura do ar na descarga do compressor, este ar de selamento é resfriado por uma linha existente entre a saída do compressor e a válvula MBN34AA001. O ar pressurizado também passa pela placa de orifício MBN36BP001 para o anel de retorno do óleo, para assegurar que as válvulas de retenção MBN36AA201 a MBN36AA224 permaneçam fechadas durante a operação com gás natural. Isto evita a circulação de gases quentes entre os queimadores, que poderia ocorrer devida a pequenas diferenças de pressão na câmara de combustão. O diâmetro do orifício MBN36BP001 é tão pequeno que o volume de óleo que atravessa esta conexão durante a operação da turbina é desprezível.

Figura 103 – Carcaça dos ventiladores do ar de selamento (MBH40AN001/002)

Figura 104 – Entrada e saída dos ventiladores de ar de selamento

Figura 106 – Disjuntores locais dos ventiladores de ar de selamento


Figura 105 – Válvula de ar de selamento MBN44AA001 ( premix )

Figura 107 – Válvulas de dreno para o ar de selamento (MBN34/44AA001), localizadas na plataforma do óleo combustível 66 de 103


Figura 108 – Circuito do ar de selamento das linhas de óleo combustível

Para evitar que o óleo flua do anel de distribuição para a linha de ar de selamento e de lá para a saída do compressor durante a operação com óleo combustível (assumindo que as válvulas de ar de selamento apresentem defeito), uma linha de descarte do óleo conecta o espaço entre o corpo da válvula e o tanque de coleta MBN60BB001. A válvula solenóide MBN34AA002 é aberta durante a operação com óleo, para permitir que qualquer óleo que vaze seja direcionado através do orifício MBN34BP001. Se o volume de óleo for tal que a pressão antes deste orifício exceda um limite definido, um dos dois pressostatos MBN34CP001 e MBN34CP002 atua e o sistema de óleo sofre trip . O óleo que retorna dos queimadores de difusão flui através das derivações para o anel da linha de retorno. No caso de uma falha no suprimento de óleo para um dos queimadores (p.e. entradas para a câmara de turbilhonamento entupidas), as válvulas de retenção evitam que a alta pressão da linha de retorno force o óleo sem ser turbilhonado (unswirled ) pelo sentido contrário de volta à câmara de combustão, onde ele provavelmente causaria efeitos danosos.


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A linha de retorno do sistema de óleo combustível também é conectada ao sistema de água de purga. Quando o sistema de óleo é desligado, bolsões de ar podem se formar no ponto mais alto da linha de retorno. Este ar é forçado pela linha de injeção de difusão através do orifício MBN36BP001, minimizando a quantidade de gás quente que entra na linha de retorno nos primeiros segundos após a abertura da ESV respectiva e evitando o aquecimento excessivo dos queimadores. Na linha de premix , a conexão da água de purga e a entrada do ar de selamento por meio da válvula MBN44AA001 é idêntica em termos de projeto à linha de difusão. ISTEMA DE ÁGUA DE P URGA URGA (MBN80) 2.7. S ISTEMA

O propósito do sistema de água de purga é o de fornecer água desmineralizada para as tubulações de óleo combustível premix e difusão, limpando os queimadores e prevenindo a coqueificação nos orifícios de injeção devido a resíduos de óleo. A água de purga pode também ser utilizada para vários procedimentos de resfriamento e enchimento do sistema de óleo combustível. A plataforma que contém a maioria dos componentes do sistema de água de purga é conectada por uma linha de entrada no sistema de água desmineralizada e por três linhas de saída para as tubulações de óleo combustível. Depois de cada operação de purga, o tanque de água de purga MBN80BB001 é preenchido com água desmineralizada. O volume deste tanque plástico (550 litros) é suficiente para todas as operações de purga e resfriamento de uma turbina no caso de uma falha no sistema de reabastecimento. Além da conexão para o enchimento do tanque, o seu casco superior também inclui um extravasor e entradas para várias linhas de retorno. O tanque pode ser drenado para trabalhos de manutenção por meio da válvula MBN80AA401. O orifício de limitação de fluxo MBN80BP001 na linha de abastecimento restringe o fluxo de água, para evitar um possível e danoso jato forte dentro do tanque.

Figura 109 109 – Plataforma do sistema sistema de água de purga

Figura 110 110 – Entrada da água de purga para os sistemas sistemas de difusão e premix do óleo combustível

O transdutor de pressão MBN80CP001, montado na linha de dreno no fundo do tanque, é usado para medir o nível de água. Há quatro limites definidos. A válvula solenóide MBN80AA001 recebe o comando de fechamento se o nível ultrapassar 890mm durante o


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processo de enchimento. Se o nível da água continuar a subir, um alarme com indicação “>MAX2” é emitido. O nível abaixo de 800mm aciona a abertura da válvula solenóide para o enchimento do tanque. O nível de 200mm (VERY LOW) nunca é atingido durante a operação normal, e serve apenas como meio de proteção da bomba MBN81AP001 contra a cavitação. Se o nível VERY LOW for atingido, a bomba é desligada e sua operação é bloqueada até que o nível do tanque seja restabelecido. Do tanque, a água vai para o filtro MBN81AT001, cuja malha (aproximadamente 250µm) é fina o suficiente para reter partículas que poderiam afetar o funcionamento da bomba ou entupir os queimadores. A bomba de deslocamento positivo MBN81AP001 entrega um fluxo um pouco maior que aquele necessário para a purga. A linha com a placa de orifício MBN81BP001 prevê o retorno do fluxo em excesso para o tanque. A válvula de controle de pressão MBN81AA151, necessária para o processo de partida da bomba, ocupa uma segunda linha de retorno, e abre com uma pressão de cerca de 25 bar. A válvula de segurança MBN81AA191 (28 bar) protege o sistema contra pressão excessiva. A pressão a jusante da bomba é monitorada por meio do transdutor MBN81CP101. A linha de água de purga se divide após a válvula solenóide MBN81AA001 em tubulações para os queimadores de óleo premix (válvula MBN84AA001) e difusão (válvulas MBN83AA001 e MBN83AA002 para a injeção e o retorno, respectivamente). Assim, o fornecimento de água de purga é duplamente isolado. A pressão entre as válvulas solenóides é mostrada no manômetro MBN82CP501. As linhas de água de purga de premix e difusão (injeção) se conectam às tubulações de óleo combustível em seus pontos mais altos. A linha de água de purga de retorno em difusão é conectada próximo à primeira ESV do circuito (MBN53AA051).

Figura 111 – Sistema de Água de Purga


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PERAÇÃO DO S ISTEMA ISTEMA 2.7.1. O PERAÇÃO

Existem três situações em que o sistema de água de purga deve ser acionado: – Os bocais de premix 1. Antes da mudança do modo de queima de difusão para premix – devem ser primeiramente resfriados, pois eles recebem o fluxo f luxo de ar proveniente da saída do compressor, cuja temperatura é tão alta que pode fazer com que os furos de pequeno diâmetro sejam entupidos pela coqueificação do óleo. Assim, uma certa quantidade de áfua é injetada através dos queimadores antes da injeção do óleo combustível premix . 2. Após a mudança do modo de queima de premix para difusão – Os queimadores de premix devem ser purgados, para que todo o resíduo de óleo seja expelido da linha e do anel de distribuição. Devido a diferenças na elevação, o óleo remanescente na linha poderia entrar na câmara de combustão pelos queimadores inferiores sem ser atomizado, resultando em sua coqueificação e entupimento. 3. Após o desligamento do sistema de difusão – Os queimadores de difusão devem ser purgados pelo mesmo motivo da purga do item 2. A bomba de água de purga é acionada somente se todas as condições operacionais do sistema estiverem atendidas. As válvulas solenóides nas linhas permanecem fechadas enquanto a bomba é acionada para que, por um curto período de tempo, todo o volume entregue pela bomba flua através da válvula de controle e da placa de orifício de volta para o tanque. Quando o transdutor MBN81CP101 indicar pressão suficiente, o sistema de água de purga torna-se operacional e a válvula solenóide MBN81AA001 é aberta, assim como as demais válvulas correspondentes a cada situação particular de purga. Após o término da operação de purga, as válvulas são fechadas e a bomba é desligada. A purga é abortada caso a pressão da linha de água de purga caia abaixo do valor da pressão da câmara de combustão. ISTEMA DE G ÁS ÁS DE I GNIÇÃO GNIÇÃO (MBQ) 2.8. S ISTEMA

Dois combustíveis diferentes podem ser usados para operar a turbina a gás. Se for usado gás natural, os queimadores de difusão recebem o gás diretamente da linha durante a partida. O sistema de gás de ignição não é ativado. Caso a turbina seja acionada com óleo combustível, as chamas devem primeiramente ser geradas com a ajuda do gás de ignição. Estas chamas, por sua vez, fazem a ignição do óleo combustível. O sistema de gás de ignição fornece gás aos queimadores no momento adequado para a formação destas primeiras chamas. Assim que uma determinada velocidade tiver sido atingida, as condições na câmara de combustão possibilitam a queima estável do combustível, e o sistema de gás de ignição é desligado. ANQUE DE ARMAZENAMENTO ARMAZENAMENTO 2.8.1. T ANQUE

O tanque de gás de ignição foi projetado para fornecer o gás suficiente em forma gasosa, na pressão adequada, para 2 partidas consecutivas (150 segundos cada). Depois dessas 2 partidas consecutivas o sistema precisa de aproximadamente 30 minutos para vaporizar o propano adicional. A capacidade total do tanque (3,2m3) supre um mínimo de 30 partidas.


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Figura 112 – Tanque de gás de ignição

Figura 113 – Vista frontal do tanque 01MBQ10BB001


Figura 114 – Vista to tanque 01MBQ10BB001, lado do vaporizador

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Figura 115 – Painel de controle do aquecedor MBQ10AH001

Figura 116 – Visualizador de nível do tanque (MBQ10CL502)

Figura 117 – Distribuição do gás de ignição ig nição

O pacote do sistema de gás de ignição compreende essencialmente a válvula de controle de pressão MBQ12AA151, a válvula de alívio MBQ13AA501 e a segunda válvula


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solenóide MBQ13AA001. A válvula de controle de pressão MBQ12AA151 reduz a pressão do gás ao nível adequado para a ignição. A válvula de alívio é aberta por força de mola quando desenergizada, e é equipada com duas chaves de posição indutivas que monitoram a posição FECHADA. O manômetro MBQ12CP501, localizado após a válvula de controle de pressão, é usado na checagem da pressão do sistema. A válvula de retenção MBQ13AA201 protege o sistema de gás de ignição contra o ingresso de gás natural no sentido contrário do fluxo, enquanto a válvula manual MBQ13AA251 isola a linha de entrada para a tubulação de gás difusão.

Figura 118 – Válvula solenóide MBQ11AA001

Figura 119 – Válvula MBQ13AA251, e ligação à linha de gás difusão

Figura 121 – Entrada do “ vented gas seal ”: ”: MBQ11CP501 e MBQ11AA151

Figura 120 – Interligação entre o tanque e o vaporizador

Figura 122 – Saída do “ vented gas seal ”: ”: MBQ12CP501 MBQ13AA501 (à direita) e MBQ13AA001 (à esquerda)

ARTIDA DA T URBINA URBINA COM G ÁS ÁS DE I GNIÇÃO GNIÇÃO 2.8.3. P ARTIDA

A seqüência de ignição acontece de forma completamente automática durante a partida da turbina a gás com óleo combustível. A válvula de vent MBQ13AA501 é fechada assim que o conversor de freqüência da máquina (SFC) é acionado. Com a velocidade acima de 240rpm, as válvulas de bloqueio MBQ11AA001 e MBQ13AA001 são abertas, liberando o Departamento de Engenharia

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fornecimento de gás de ignição para os queimadores através das linhas de difusão de gás natural. Os transformadores ignitores recebem tensão no mesmo instante em que as válvulas do gás de ignição são abertas. O arco elétrico que surge nas extremidades dos ignitores provoca a chama. A seguir, o óleo combustível injetado na câmara de combustão começa a ser queimado devido às chamas do gás de ignição. Quando a velocidade da turbina estiver em torno de 1980rpm, as válvulas do gás de ignição são fechadas e a combustão passa a ser sustentada somente pelo óleo diesel. Quando ambas as válvulas MBQ11AA001 e MBQ13AA001 estiverem fechadas, a válvula de alívio de pressão MBQ13AA501 é aberta e o gás naquele trecho é ventilado para a atmosfera. Se qualquer uma destas três válvulas apresentar falhas nos sinais de posição ABERTA ou FECHADA, a partida da turbina com óleo combustível é bloqueada. Caso a anomalia ocorra durante o processo de partida, este é imediatamente interrompido. Alarmes pertinentes são emitidos no sistema de controle. ISTEMA DE G ÁS ÁS C OMBUSTÍVEL OMBUSTÍVEL (MBP) 2.9. S ISTEMA

O objetivo do sistema de gás combustível é o de controlar o fluxo de gás natural para a câmara de combustão da turbina e bloquear este fluxo sob certas condições operacionais. Este fluxo é interrompido por meio de válvulas de fechamento rápido durante o shutdown , paradas, falhas ou operação com óleo combustível. A montante deste sistema existe uma linha de fornecimento que assegura a disponibilidade do gás nas condições ideais para a turbina (seco, limpo e livre de componentes que possam causar corrosão, erosão e a formação de depósitos na tubulação). A pressão do gás natural na entrada do sistema deve ser relativamente constante, independente da taxa de fluxo. O operação da turbina com o gás combustível é preferível por ter um custo menor e por danificar menos os componentes instalados no caminho dos gases de exaustão. Para determinar o consumo de gás, um fluxômetro volumétrico, um transdutor de pressão e um transmissor de temperatura estão integrados ao sistema.

Figura 123 – Linha de entrada do gás natural no prédio da turbina


Figura 124 – Vista superior do abrigo das d as válvulas de gás natural

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NTRADA DO S ISTEMA ISTEMA 2.9.1. E NTRADA

O filtro de gás MBP11AT001 fica localizado na entrada do ponto de suprimento, e previne a entrada de quaisquer sólidos estranhos que estejam localizados na tubulação entre o mesmo e a válvula de emergência do gás. No caso de uma falha, sólidos podem fazer com que a válvula não feche adequadamente. O chamado selo ventilado do sistema de gás natural ( vented gas seal ) compreende a válvula de parada e emergência MBP13AA051, que constitui a primeira válvula de isolação, e também a válvula de controle de difusão MBP21AA151, a válvula de controle premix MBP22AA151 e a válvula de controle do gás piloto MBP23AA151, que constituem a segunda válvula de isolação. A válvula de vent e alívio MBP13AA501 fica localizada entre a primeira e as segundas válvulas de isolação. O selo de gás ventilado existe para assegurar a isolação completa do sistema de gás natural durante paradas. Ele possui válvulas de fechamento que possuem mecanismo de atuação fail-safe (à prova de falhas). Isto significa que todas as válvulas (inclusive as de controle) se fecham automaticamente no caso de perda do fluido de acionamento/abertura (pressão hidráulica), através de força de mola. A válvula de vent entre a primeira e as segundas válvulas de isolação está sempre aberta quando as válvulas de isolação estão fechadas, possibilitando o escape de qualquer gás presente neste trecho da tubulação para a atmosfera. No caso de um vazamento presumido no assento da primeira válvula de isolação do gás natural (MBP13AA051), a pressão não consegue se elevar a montante das válvulas de controle (MBP21AA151, MBP22AA151 e MBP23AA151), pois o vazamento é direcionado pela linha de ventilação para uma localização não-crítica e então liberado para a atmosfera. A entrada de volumes indevidos de gás na câmara de combustão é portanto evitada, assim como o ingresso de gases da combustão na câmara ou de ar da descarga do compressor na linha de fornecimento de gás natural. O selo de gás ventilado permanece fechado (isto é, primeira e segundas válvulas fechadas e válvula de vent aberta) em caso de parada da turbina ou operação com óleo combustível. Ele só é aberto quando a turbina está em operação. As chamas piloto são pequenas chamas em difusão que são necessárias para suportar a queima do gás natural em modo premix . O fluxo de gás piloto, controlado pela válvula MBP23AA151, é ajustado em função da temperatura de entrada do compressor e da posição dos IGVs. O setpoint de abertura da válvula também leva em consideração a pressão e a temperatura do gás natural.


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Figura 125 – Sistema de Gás Natural da turbina


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ISTRIBUIÇÃO DO G ÁS ÁS N ATURAL ATURAL 2.9.2. LINHAS DE D ISTRIBUIÇÃO

Após a válvula de isolação MBP13AA051 a tubulação de gás se divide entre as linhas de difusão, premix e gás piloto. As válvulas de controle ficam localizadas logo após as derivações. No final de cada linha, o gás é distribuído para os queimadores por meio de uma tubulação em anel. Orifícios nas linhas de derivação para os bocais de premix e de gás piloto asseguram o fluxo uniforme de gás para os queimadores. Na linha de premix , este orifícios também têm a função de igualar as queda de pressão dos queimadores premix à queda através dos queimadores de difusão, minimizando as flutuações de potência durante a mudança do modo de queima de difusão para premix e vice-versa. Durante a operação em regime contínuo, o gás nunca flui através das três linhas simultaneamente. As linhas que estão fechadas em seu respectivo modo de operação lentamente se enchem com o ar da descarga do compressor. Para evitar a condensação, os trechos das linhas entre a plataforma de gás natural e os anéis de distribuição da câmara de combustão são equipados com aquecedores resistivos. Cada aquecedor (MBP31AH001, MBP32AH001 e MBP33AH003) permanece em funcionamento sempre que não houver gás fluindo através at ravés de sua linha correspondente. A linha de CO2 é conectada diretamente após a válvula de controle premix , enquanto a linha de gás de ignição é conectada imediatamente após a válvula de controle de difusão. UEIMADORES DE G ÁS ÁS N ATURAL ATURAL 2.9.3. Q UEIMADORES

Os bocais de gás dos queimadores MBM12AV001 a MBM12AV024 proporcionam uma mistura consistente do gás com o ar proveniente do compressor. Os bocais de difusão são usados para a partida e operação da turbina, podendo ser empregados ao longo de toda a sua faixa de carga. Devido ao alto nível de emissões no modo difusão, no entanto, o modo de operação é chaveado para premix assim que possível. Devido à instabilidade das chamas causadas pelo excesso da fração de ar com baixos fluxos de gás, os queimadores premix não podem ser usados ao longo de toda a faixa de operação da turbina, sendo acionados apenas com potências na faixa de 40 a 50% da nominal. Os queimadores premix e piloto são operados em paralelo para estabilizar as chamas, com as chamas piloto sustentando a estabilidade da queima em premix . Todos os queimadores possuem um grande número de orifícios de saída de gás. O volume de gás que flui através destes orifícios é função de seus diâmetros e da pressão diferencial entre a linha de gás e a câmara de combustão. A pressão da câmara de combustão depende da velocidade da turbina, do ajuste dos IGVs e da temperatura do ar de entrada. Com uma pressão constante na câmara, a pressão da linha de suprimento de gás natural depende da abertura da válvula de controle pertinente. Quanto maior a abertura, maior é a pressão do gás a montante dos queimadores. Desta forma, a pressão diferencial em relação à câmara de combustão aumenta, juntamente com o volume de gás injetado através dos orifícios. ODOS DE Q UEIMA UEIMA 2.9.5. M ODOS

A turbina a gás inicia a sua operação (partida, sincronização e tomada de carga) no modo difusão, difusão, em que as válvulas de premix (MBP22AA151) e piloto (MBP23AA151) permanecem fechadas. Departamento de Engenharia

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A operação em premix só é possível com a turbina operando com uma temperatura de exaustão corrigida (T ATK) mínima. A razão combustível:ar deve estar numa determinada faixa para que a combustão em premix possa ocorrer, havendo ainda critérios de habilitação relacionados a um fluxo mínimo de gás. Durante a elevação de carga, há um período em que a turbina opera num modo de queima misto entre difusão e premix , quando todas as válvulas estão abertas e todos os queimadores de gás são usados. Neste modo de operação, denominado mix , as válvulas de difusão e premix permanecem abertas ao mesmo tempo. O parâmetro que determina a abertura da válvula MBP22AA151 é a temperatura de saída T ATK. Quando ela atinge 405°C a válvula de premix é aberta, sendo que a válvula piloto recebe o comando de abertura um pouco antes deste ponto. A purga da linha de premix com CO2 é concluída com a abertura da válvula premix . A entrada em modo mix ocorre com uma carga de aproximadamente 35MW. O ponto de estabelecimento do modo de queima premix , quando a válvula de controle de difusão MBP21AA151 é fechada, é definido pelo T ATK e pelo cálculo da razão combustível:ar. Este chaveamento ocorre com aproximadamente 520 °C e na faixa de 65 a 70MW. Depois desta carga a turbina opera em modo premix em todo o restante de sua faixa nominal, caso este modo de operação tenha sido previamente selecionado no sistema de controle. Durante a retirada de carga, a turbina volta a entrar em modo de operação mix , com a abertura da válvula MBP21AA151 e a injeção de gás pelos queimadores de difusão. A transição ocorre com um TATK em torno de 500°C e uma carga de 65 a 70MW. NSTRUMENTAÇÃO DO S ISTEMA ISTEMA DE G ÁS ÁS N ATURAL ATURAL 2.9.6. I NSTRUMENTAÇÃO

O sistema de gás natural é equipado com três RTDs para medição de temperatura MBP13CT101, MBP13CT102 e MBP13CT103, localizados imediatamente antes da válvula de parada MBP13AA051. Caso a turbina seja operada com gás pré-aquecido, existe o perigo de que a sua temperatura exceda o limite permissível em caso de falha do sistema de pré-aquecimento. Assim, um alarme é emitido caso 1 das 3 temperaturas mencionadas acima indiquem um valor acima de 205 °C. A turbina a gás sofre trip caso a temperatura continue a subir e ultrapasse 210 °C, em lógica 2v3.

Figura 126 – Rack de instrumentos para monitoramento moni toramento de pressão (MBP13CP101/102 e MBP14CP101)


Figura 127 – Fluxômetro da linha de gás piloto (MBP33CF101)

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O volume do gás natural queimado na câmara de combustão é função da pressão de fornecimento, da abertura das válvulas de controle (MBP21AA151, MBP22AA151 e MBP23AA151) e da pressão na câmara. A pressão do gás é medida antes da válvula ESV MBP13AA051 pelos transdutores MBP13CP101 e MBP13CP102, e após a mesma pelo transdutor MBP14CP101. O sinal do transdutor de pressão MBP22CP101 após a válvula de controle de difusão é direcionado a um processamento especial para determinação de amplitudes e gradientes de pressão. O gás natural é fornecido para o sistema de gás combustível com uma pressão aproximada de 28 bar, seguindo através do filtro de entrada MBP11AT001 para a válvula de bloqueio MBP13AA051. Para assegurar a operação confiável da turbina em cada modo de operação (difusão, mix e premix ), ), a pressão da linha de gás é verificada quanto a violações de limites máximos e mínimos. Ações apropriadas para cada modo de queima são executadas caso estes limites sejam violados. • Caso a pressão após a válvula ESV (MBP14CP101) exceda o limite de 30 bar, um alarme é emitido (>MAX). • Se o sensor MBP14CP101 detectar que a pressão na linha de gás é inferior a 23,7 bar, a mudança de modo de queima de difusão para premix é bloqueada. • Já em modo premix , um alarme é emitido no sistema de controle caso a pressão caia abaixo de 23,7 bar. Caso a pressão continue a cair e ultrapasse o limite de 23,1 bar, a turbina sofre uma mudança por proteção do modo de queima de premix para difusão, o que causa o trip da máquina. Um limite ainda mais baixo (21,1 bar, lógica 2v3 entre MBP13CP101, MBP13CP102 e MBP14CP101) provoca o trip imediato da turbina, que é geralmente atingido em decorrência de uma queda muito rápida da pressão do sistema. • Outras proteções baseadas na pressão do gás estão relacionadas à taxa de variação da mesma (gradiente), o que também pode provocar desligamentos por trip da turbina. ISTEMA DE P URGA URGA POR CO 2 2.10. S ISTEMA 2 (MBP80)

Na operação com gás natural, antes que a turbina seja alterada do modo difusão para o modo premix , deve ser assegurado que a linha de gás premix (entre a válvula MBP22AA151 e os queimadores premix ) esteja livre de misturas inflamáveis de ar e gás. Estas misturas podem causar ignição indevida durante o processo de mudança do modo de queima, danificando os queimadores. Para assegurar que não haja problemas na mudança do modo difusão para premix , as tubulações de premix são purgadas com dióxido de carbono (CO 2) imediatamente antes e durante o processo de mudança. A purga com CO2 remove qualquer mistura inflamável de ar e gás na linha e, adicionalmente, resfria os queimadores e seções da tubulação submetidos ao calor da combustão.


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ANQUE DE ARMAZENAMENTO DE CO 2 2.10.1. T ANQUE 2

O CO2 é fornecido pelo tanque 01MBP80BB001. Devido às propriedades termodinâmicas do CO2, certas temperaturas (15 a 35ºC) e níveis de enchimento (200 a 500 kg/m3) devem ser mantidos para assegurar que a pressão de purga correta seja obtida sem que a pressão permitida no sistema seja excedida.

Figura 128 – Tanque de armazenamento de CO 2

Figura 129 – Tanque de armazenamento de CO 2 (MBP80BB001)

Figura 130 – Válvulas de bloqueio do sistema (MBP82AA051 e MBP82AA052)

Dependendo da temperatura ambiente, o tanque pode conter CO 2 na forma gasosa e/ou líquida. A temperatura no tanque deve estar entre 15 ºC e 50 ºC. Se a temperatura mínima de operação (15 ºC) for atingida, a pressão mínima de 40 bar não pode ser garantida. Se a temperatura máxima de 50 ºC for f or excedida, a pressão do tanque excede a


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pressão máxima de operação permitida (70 bar). Equipamentos de segurança são instalados para prevenir que isto aconteça. A unidade de armazenamento consiste de um vaso cilíndrico, de pressão operacional máxima de 70 bar. A pressão normal de operação é de 60 bar. O vaso é montado em uma estrutura de apoio com um dispositivo elétrico de pesagem. Sua capacidade máxima de armazenamento é de 3000 kg de CO 2 líquido. A unidade de armazenamento deve ser reabastecida quando o peso atingir 750kg de CO 2 ou aproximadamente 25% de seu volume total.

Figura 131 – Sistema de purga com CO 2

ONFIGURAÇÃO DO S ISTEMA ISTEMA 2.10.2. C ONFIGURAÇÃO

Os orifícios MBP82BP001 e MBP82BP002 são usados para ajustar o fluxo de CO 2. Suas seções são tais que haja fluxo suficiente mesmo com uma pressão de operação mínima do tanque de armazenamento. A válvula MBP82AA052 é atuada pneumaticamente e controlada pela válvula solenóide piloto MBP82AA052A, com ar fornecido a partir da estação pneumática (tanque MBX24BB001). Quando a válvula piloto é desenergizada, a seção da tubulação entre a válvula MBP82AA051 e MBP84AA201 é despressurizada por meio de uma conexão na válvula MBP82AA052 diretamente para a atmosfera, acima do prédio da turbina.


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A válvula manual MBP82AA251 pode ser usada para isolar os componentes a montante para manutenção, caso a turbina esteja em operação. Os três pressostatos MBP83CP001, MBP83CP002 e MBP83CP003 monitoram a pressão do CO 2 durante o processo de purga. O CO2 entra na linha de gás premix através da válvula de retenção MBP82AA201 e da placa de orifício MBP84BP001. A válvula de retenção evita o fluxo reverso do gás natural ou do ar de descarga do compressor para dentro do sistema de CO2. ROCESSO DE P URGA URGA DA LINHA DE G ÁS ÁS P REMIX REMIX 2.10.3. P ROCESSO

Assim que necessário, o processo de purga é iniciado pela abertura simultânea das válvulas MBP82AA051 e MBP82AA052, o que permite o fluxo do CO 2 para a linha e para os queimadores de gás premix . Um tempo de monitoramento de 2s é iniciado com a abertura das válvulas. Se a pressão não exceder o valor ajustado nos pressostatos MBP83CP001, MBP83CP002 e MBP83CP003 dentro deste tempo, as válvulas são fechadas e um alarme é emitido no sistema de controle. Neste caso, o estabelecimento do modo de queima em premix é bloqueado e a turbina reverte para o modo difusão. Quando o aumento de pressão é reconhecido pelos pressostatos, um tempo de 4s começa a ser contado. Após este tempo, a válvula de controle de gás premix começa a ser aberta. Um retardo de 2s é mantido no sistema de purga, assegurando que o CO 2 continue a ser injetado por um breve período de tempo durante o início do modo de operação premix . Passado o tempo de 2s, as válvulas MBP82AA051 e MBP82AA052 são desernergizadas e fechadas, concluindo o processo de purga da linha de gás premix . ISTEMA DE ÁGUA NO X 2.11. S ISTEMA X (MBU)

O problema ambiental mais acentuado nas instalações a gás natural é o de emissão de óxidos de nitrogênio, conhecidos por NO x. Quando a turbina opera com gás natural, estas emissões permanecem num patamar baixo, bastante inferior aos limites definidos pela legislação. Porém, na operação com óleo combustível, os valores de NOx são consideráveis. O objetivo do sistema de injeção de água NO x (ou DENOx) é diminuir o nível destas emissões por meio da injeção de água desmineralizada nas zonas quentes das chamas, o que resulta em temperaturas de queima mais uniformes. A redução de picos localizados de temperatura inibe a formação de NOx.


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Figura 132 – Sistema de propulsão de água NOx


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Figura 133 – Anel de injeção de água NOx nos queimadores

A água injetada é vaporizada na câmara de combustão e superaquecida até a temperatura de entrada da turbina. A energia térmica absorvida permite um fluxo de massa mais elevado para uma dada condição de compressão e temperatura da turbina do que seria possível na combustão a seco. Assim, além de diminuir o nível de emissões atmosféricas de NOx, o sistema tem também a vantagem de aumentar a potência de saída da turbina. Em linhas gerais, a bomba centrífuga MBU25AP001 é usada para elevar a pressão da água ao nível exigido para a injeção na câmara de combustão. Se o pressostato MBU25CP001 indicar uma pressão inferior a 0,5 bar ou o transdutor de temperatura MBU25CT001 indicar um valor superior a 70°C, o acionamento da bomba de injeção de água NOx é bloqueado. Se esta bomba já estiver em operação, a mesma é desligada.

Figura 134 – Vista da plataforma de controle do sistema de Água NOx

Figura 135 – Bomba de propulsão de água NOx MBU25AP001

Atualmente, conforme orientações do fabricante da turbina, o sistema de água NO x encontra-se completamente desabilitado. Ele não é usado sob nenhuma condição, nem mesmo na operação com óleo diesel.


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ISTEMA DE Ó LEO LEO H IDRÁULICO IDRÁULICO (MBX) 2.12. S ISTEMA

O propósito do sistema de óleo hidráulico é fornecer óleo hidráulico com alta pressão, quantidade suficiente, temperatura ideal e condição de pureza adequada para os atuadores hidráulicos das válvulas de parada de emergência e das válvulas de controle dos sistemas de óleo combustível e gás combustível, além da válvula de controle do sistema de água NOx. A plataforma de fornecimento óleo hidráulico contém todos os equipamentos que desempenham esta tarefa. Os dispositivos de controle responsáveis pela regulagem do suprimento de óleo hidráulico estão montados diretamente nos cilindros dos atuadores das válvulas, o que torna os atuadores compactos. Os atuadores são conectados ao sistema por uma linha de suprimento e uma linha de retorno de aço estrutural, além de uma linha para coleta de drenos/vazamentos de aço inoxidável. ONFIGURAÇÃO DA E STAÇÃO STAÇÃO H IDRÁULICA IDRÁULICA 2.12.1. C ONFIGURAÇÃO

A estação de óleo hidráulico possui todos os componentes essenciais ao fornecimento do óleo, tais como bombas, filtros e acumuladores. Todos as partes são montadas sobre o tanque de óleo, que é feito todo de aço e possui um volume de cerca de 80 galões (cerca de 300 litros). Para evitar a corrosão, seu interior é revestido e a parte superior está equipada com o respiradouro MBX01AT001.

Figura 136 – Plataforma de fornecimento de óleo hidráulico

Figura 137 – Indicador de nível local MBX01CL501

Figura 138 – Acumulador hidráulico MBX24BB001

Os equipamentos principais deste sistema são o tanque de armazenamento MBX01BB001, as bombas MBX02AP001 e MBX02AP002, dois acumuladores de pressão MBX04BB001 e MBX04BB002, os filtros de linha MBX03AT001 e MBX03AT002, o circuito combinado de resfriamento e limpeza com o resfriador MBX06AH001 (ar-óleo) e o filtro de retorno MBX08AT001, responsável pela filtração primária do óleo. A estação possui ainda dispositivos de indicação e monitoramento.


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As duas bombas submersas MBX02AP001 (principal) e MBX02AP002 ( stand-by ) são bombas de pistão axial que operam de acordo com o princípio do disco de reciprocação. Elas são equipadas com um sistema de controle dependente da pressão que adapta continuamente o volume de óleo fornecido pelo volume requerido pelos sistemas abastecidos. O volume de saída varia de acordo com a inclinação do disco da bomba e da pressão de óleo no sistema. A pressão de descarga das bombas é cerca de 160 bar . As bombas MBX02AP001 e MBX02AP002 são diretamente conectadas às bombas do circuito secundário de resfriamento MBX06AP001 e MBX06AP002, respectivamente. Elas possuem válvulas de segurança internas ajustáveis MBX02AA191 e MBX02AA193, além de válvulas de limitação de pressão ajustáveis MBX02AA192 e MBX02AA194, localizadas nas tubulações de descarga. Se a pressão neste ponto ultrapassar um limite específico, as válvulas de limitação desviam uma parte do óleo de volta para o tanque, evitando o estabelecimento de pressões excessivas dentro do restante do sistema. A pressão de suprimento nas linhas de descarga das bombas é indicada por meio dos manômetros MBX02CP501 e MBX02CP502. CONEXÕES PRESSÃO DE OPERAÇÃO

PRESSÃO DE SUCÇÃO

PRESSÃO DE CONTROLE EIXO DE ACIONAMENTO

CARCAÇA DA BOMBA

PISTÃO DE RETORNO

PLACA TERMINAL

PRESSÃO DE CONTROLE (DEFINIDA PELAS VÁLVULAS MBX02AA192/194)

ÓLEO DE ESCAPE (LEAKAGE (LEAKAGE OIL) OIL)

LIMITAÇÃO MECÂNICA DA TAXA DE FLUXO

DISCO DE INCLINAÇÃO HIDRÁULICA (TILTING DISK )

MBX02AA191/193

AJUSTE DO SETPOINT DE SETPOINT DE PRESSÃO

PISTÃO DE CONTROLE

Figura 139 – Funcionamento das bombas de óleo ól eo hidráulico

A bomba de óleo hidráulico apresentada acima é uma bomba de pistão giratório de deslocamento positivo. Durante a rotação cada pistão escorrega para o fundo do seu cilindro e de volta para o topo. Cada ciclo fornece um certo volume. O pistão se move e, portanto, a quantidade do fluido f luido bombeado fica ajustada pela inclinação do disco.


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Figura 140 – Bombeamento de óleo hidráulico para as válvulas de óleo diesel, gás natural e água NOx


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A tubulação de descarga de cada bomba é equipada com os filtros MBX03AT001 e MBX03AT002, respectivamente, que incluem dispositivos para indicação de entupimento. Os pressostatos diferenciais MBX03CP001 e MBX03CP002 monitoram a sujeira nos filtros, também com visualização local. Caso o ajuste de pelo menos um dos pressostatos (5 bar) seja excedido por um tempo superior a 10 minutos, um alarme é emitido no sistema de controle. Os filtros podem ser isolados individualmente pela válvulas MBX03AA251 e MBX03AA252 (MBX03AT001) e MBX03AA253 e MBX03AA254 (MBX03AT002). Enquanto o filtro de uma linha está sendo trocado, a bomba na outra linha assume a tarefa de fornecer o óleo hidráulico.

Figura 141 – Linhas de resfriamento, retorno e coleta de drenos Departamento de Engenharia

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As linhas de descarga das duas bombas se unem após os filtros. O fluxo reverso através das bombas enquanto elas estão desligadas é prevenido pelas válvulas de retenção MBX03AA201 e MBX03AA202. A linha de suprimento de óleo hidráulico flui deste ponto para os vários atuadores das válvulas. As linhas de retorno dos atuadores se unem, sendo a linha resultante direcionada ao tanque por meio do filtro MBX08AT001. Como este é o principal filtro do sistema de óleo hidráulico, a malha possui dimensão de 3µm. A saturação deste filtro é monitorada remotamente pelo pressostato MBX08CP001, podendo ser também checada no local. Se o setpoint do pressostato for excedido por um tempo superior a 10 minutos, um alarme é emitido no sistema de controle. O filtro também é protegido contra danos mecânicos por uma válvula de retenção conectada em paralelo. Esta válvula se abre caso uma determinada pressão seja atingida a montante do filtro. A válvula MBX08AA251 é usada para o enchimento do tanque de óleo hidráulico. Quando esta conexão for usada para o abastecimento, o óleo necessariamente precisa passar pelo filtro MBX08AT001 antes de chegar ao tanque, assegurando que nenhum material sólido seja injetado no sistema durante o processo. ONITORAMENTO E M ANUTENÇÃO ANUTENÇÃO DA P RESSÃO RESSÃO DA LINHA 2.12.2. M ONITORAMENTO

Conectados à linha de descarga única das bombas de óleo hidráulico estão o manômetro de supervisão da linha (MBX03CP501), os pressostatos MBX03CP003 e MBX03CP004, o transdutor de pressão MBX03CP101 e os vasos acumuladores MBX04BB001 e MBX04BB002, devidamente dotados de manômetros individuais (MBX4CP501 e MBX04CP502). Cada acumulador possui ainda um bloco de isolação formado por uma válvula de bloqueio (MBX04AA251 ou MBX04AA252), uma válvula de dreno (MBX04AA401 ou MBX04AA402) e uma válvula de segurança (MBX04AA191 e MBX04AA192). O manômetro, os pressostatos e o transdutor de pressão monitoram a linha principal de fornecimento de óleo. A bomba principal é ligada na ocasião da partida da turbina. Se a pressão do sistema for menor que a pressão de operação desejada (>145 bar), a bomba reserva também é acionada para acelerar o processo de pressurização do sistema e o enchimento dos acumuladores. O monitoramento das pressões é ativado assim que as bombas são acionadas. Quando os limites superiores dos pressostatos MBX03CP003 e MBX03CP004 e do transdutor de pressão são excedidos (lógica 2v3), entende-se que a pressão de operação foi atingida, e a bomba reserva ( stand-by ) é desligada se estiver em funcionamento. Com o sistema então ativado, a bomba principal é capaz de manter uma pressão de aproximadamente 160 bar sob todas as condições operacionais, sem o auxílio da bomba auxiliar. Se a pressão hidráulica cair abaixo do limite inferior do pressostato MBX03CP003 ou do ajuste do transdutor MBX03CP101 (<125 bar) durante a operação da turbina, um comando de acionamento é emitido para a bomba auxiliar. Isto ocorre independente da bomba principal estar operando ou não, e a bomba auxiliar permanece em operação até que seja desligada manualmente pelo operador, uma vez que a causa da falha tenha sido apropriadamente determinada. O comando de desligamento de uma das duas bombas Departamento de Engenharia

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não é habilitado enquanto o nível mínimo de pressão de operação não tiver sido excedido (145 bar). Sempre que a bomba auxiliar MBX02AP002 estiver em operação e a velocidade da turbina for superior a 2880 rpm, um alarme permanece ativo no sistema de controle. A mudança de operação de uma bomba para a outra é feita primeiramente ligando a bomba que está parada. A bomba em operação pode ser desligada quando ambas estiverem funcionando e a pressão do sistema estiver acima do valor mínimo para operação (145 bar). Todas as válvulas que possuem controle hidráulico só recebem liberação para abertura quando a pressão de operação hidráulica mínima (145 bar) tiver sido excedida. Caso a pressão caia abaixo dos limites inferiores dos dois pressostatos MBX03CP003 e MBX03CP004 e do limite ajustado no transdutor MBX03CP101 (<100bar), em lógica 2v3, a turbina a gás sofre trip . Os acumuladores tipo diafragma/bexiga (bladder ) de óleo hidráulico são preenchidos com nitrogênio a uma pressão inicial de 90 bar e 50 °C, operando de forma redundante. Eles absorvem variações súbitas no controle de posicionamento das válvulas, mesmo com a falha da bomba em operação e o conseqüente acionamento da bomba reserva. Tal condição desfavorável não deve resultar numa queda da pressão para valores da ordem de 125 a 100 bar. Nesta faixa, um acumulador é capaz de suprir o fluxo de óleo hidráulico durante algum tempo sem que ocorra o trip da turbina.

2.12.3. C ONTROLE ONTROLE DE T EMPERATURA EMPERATURA E N ÍVEL ÍVEL DO Ó LEO LEO H IDRÁULICO IDRÁULICO O filtro MBX08AT001 também é parte do circuito secundário de óleo hidráulico. Este loop mantém uma temperatura ideal do óleo e evita o acúmulo de corpos estranhos no mesmo, circulando o fluido pelo filtro e pelo resfriador ar-óleo MBX06AH001. O funcionamento do loop secundário depende dos ciclos de operação do sistema. As bombas secundárias MBX06AP001 e MBX06AP002 bombeiam o óleo hidráulico para o resfriador, que é acionado conforme a temperatura medida no tanque de óleo hidráulico MBX06CT101 (RTD). Esta temperatura também pode ser visualizada localmente por meio do termômetro MBX01CT501. Se a temperatura do óleo hidráulico cair abaixo de 35 °C, o mesmo é circulado com o acionamento de ambas as bombas. Se a temperatura exceder o valor de 40 °C, as bombas são desligadas. Se a temperatura do óleo exceder 55 °C, o ventilador do resfriador MBX06AH001 é ligado. Assim que ela volta a cair abaixo de 45 °C, o ventilador é desligado. Caso a temperatura ultrapasse 70°C, um alarme é emitido no sistema de controle. A lógica para aquecimento/resfriamento do óleo permanece ativa mesmo durante os períodos de parada da turbina. Os acionamentos dependentes da temperatura só são concretizados se a proteção de nível do tanque não estiver atuada. O fluxo de óleo da linha secundária é direcionado à linha de retorno e ao filtro MBX08AT001. Válvulas de retenção asseguram que não haja fluxo cruzado entre as linhas de resfriamento e de retorno dos atuadores (MBX08AA201 e MBX08AA203). O circuito secundário de resfriamento pode ser isolado completamente pela válvula de Departamento de Engenharia

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bloqueio MBX06AA251. O óleo então flui de volta para o tanque através das válvulas de segurança MBX06AA191 e MBX06AA192, que possuem característica de limitação de pressão. O bloqueio do fluxo é necessário, por exemplo, para a troca dos elementos filtrantes. O fluxo de retorno dos atuadores é geralmente tão baixo que não é necessário isolar a linha de retorno quando houver troca dos elementos. A pressão do loop secundário é indicada pelo manômetro MBX06CP501 e monitorada remotamente pelo pressostato MBX06CP001 quando a turbina está em operação. No caso de um evento de falha das bombas de circulação ou do resfriador com redução da pressão a um valor inferior a 0,5 bar por um tempo superior a 5 segundos, um alarme é emitido no sistema de controle. Assim como no caso da temperatura, o monitoramento do nível do óleo hidráulico permanece ativo mesmo durante os períodos de parada da turbina. O nível pode ser verificado localmente pelo visor MBX01CL501, sendo o monitoramento remoto realizado com as chaves de nível MBX01CL001 e MBX01CL002. Se o nível do tanque cair abaixo do setpoint da chave MBX01CL001, um alarme é emitido. Se o nível continuar a cair e houver indicação de violação de pelos menos 2 dos 3 ajustes existentes (dois do MBX01CL001 um do MBX01CL002), todas as bombas são desligadas e um alarme correspondente é emitido. Com as bombas fora de operação, é somente uma questão de tempo até que a turbina sofra trip por perda de pressão na linha. ISTEMA DE AR C OMPRIMIDO OMPRIMIDO 2.13. S ISTEMA

A estação pneumática fornece ar comprimido para os atuadores das válvulas de blow-off da turbina e do sistema de purga com CO 2. Os compressores e secadores deste sistema são controlados de forma independente do circuito de controle da planta, constituindo o que é chamado de “black box “. “. A estação é composta essencialmente por dois compressores idênticos que alimentam um vaso de pressão. O sistema é completamente redundante, isto é, a capacidade de cada compressor é suficiente para assegurar um fornecimento confiável de ar comprimido para a turbina. O ar é comprimido através de um compressor elétrico de pistão duplo (MBX21AN001 ou MBX21AN002), e a seguir processado num secador de ar (MBX22AT001 e MBX22AT002). O ar comprimido quente e saturado é resfriado até o ponto de orvalho de +2°C. O sistema separador interno remove do ar comprimido as gotículas de água condensadas, assim como óleo e impurezas sólidas. O líquido condensado é drenado através de purgadores integrados a cada sub-sistema. O ar comprimido sai do secador com aproximadamente 8 °C abaixo da temperatura de entrada. De modo geral, quaisquer sólidos remanescentes, gotículas de óleo e umidade residual no ar comprimido são removidos pelos purgadores intermediários (MBX22AT003 e MBX22AT005 ou MBX22AT004 e MBX22AT006). Os indicadores de pressão diferencial MBX22CP501 e MBX22CP503 ou MBX22CP502 e MBX22CP504, instalados diretamente nos purgadores, acusam a saturação dos mesmos. Os fluxos de ar comprimido entregues pelos dois sub-sistemas de compressão se misturam após as válvulas de isolação MBX22AA251 e MBX22AA252. Estas válvulas são


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usadas para isolar os sub-sistemas um do outro, possibilitando o trabalho enquanto a turbina a gás está em operação. O acumulador de ar comprimido MBX22B001 é usado para armazenar o ar de controle seco e limpo. O manômetro MBX24CP501 possibilita o monitoramento local da pressão deste vaso. Os pressostatos MBX24CP001 e MBX24CP002 têm funções de monitoramento e trip da turbina. Os pressostatos MBX24CP003, MBX24CP005 e MBX24CP006 são usados para o controle dos compressores respectivos. Para evitar que os compressores de pistão tenham que partir contra uma pressão préexistente, válvulas solenóides de alívio (MBX21AA501 ou MBX22AA501), instaladas a jusante dos compressores, abrem quando os compressores estão parados e fecham quando eles são acionados.

Figura 142 – Sistema de ar comprimido para blow-off

Figura 143 – Secador MBX22AT002 e filtros associados

2.13.1. F UNCIONAMENTO UNCIONAMENTO DOS C OMPRESSORES OMPRESSORES O controle da estação pneumática é totalmente t otalmente executado pelo painel local, um para cada sub-sistema (MBY40GH001 e MBY40GH002). Apenas os estados dos compressores (ligado/desligado) são mostrados na sala de controle da planta. Uma vez que a estação tenha sido colocada em operação, nenhuma ação humana é necessária para seu funcionamento. Os pressostatos MBX21CP001 e MBX21CP002 detectam quaisquer vazamentos indesejados das válvulas MBX22AA501 e MBX21AA502, respectivamente. O pressostato MBX24CP001 é usado para o monitoramento local de pressão do acumulador. O pressostato MBX24CP002 está associado à operação do compressor MBX21AN001, enquanto o pressostato MBX24CP003 está associado à operação do compressor MBX21AN002. A pressão do acumulador MBX24BB001 é monitorada remotamente pelos pressostatos MBX24CP005 e MBX24CP006, MBX24CP006, que acionam o trip da turbina a gás se ambos acusarem que seus limites (3,5 e 5,5 bar, respectivamente) foram violados por mais de 2 s (lógica 2v2). Se o trip vier a ocorrer por este motivo, o sistema garante que haja ar comprimido suficiente para a atuação das válvulas de blow-off da turbina.


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Figura 144 – Bombas, tanque de expansão e dosagem de químicos do sistema de resfriamento do gerador Departamento de Engenharia

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ISTEMA DE R ESFRIAMENTO ESFRIAMENTO DO G ERADOR ERADOR 2.14. S ISTEMA

O objetivo deste sistema é prevenir o sobreaquecimento interno do gerador e transferir o calor absorvido neste processo dentro de um circuito secundário de resfriadores a ar. O sistema de cada turbina a gás consiste dos seguintes componentes: • oito unidades de resfriamento dotadas de feixes de tubos aletados e ventiladores; • duas bombas de resfriamento centrífugas de estágio único, horizontais; • um tanque de expansão de diafragma localizado antes das bombas, equipado com indicador de pressão local; • tubulação e válvulas de conexão com quatro módulos de troca de calor no gerador.

Figura 145 – Bombas, tanque de expansão e dosagem de químicos do sistema de resfriamento do gerador


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Figura 146 – Trocadores de calor do Gerador


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Figura 147 – Trocadores de calor externos (ar-água) do Sistema de Resfriamento do Gerador


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Uma das duas bombas permanece em serviço durante a operação da turbina, provendo o bombeamento da água de resfriamento num circuito fechado através da tubulação para o gerador e de lá para as células de troca de calor. As bombas são comutadas automaticamente em caso de falhas. O tanque de expansão mantém a pressão do sistema e garante o controle do volume. O sistema é preenchido com água desmineralizada, se necessário com a presença de aditivos. Se a pressão do sistema se apresentar reduzida por algum motivo, o que é indicado por um alarme no sistema de controle (< 1,2 bar), o mesmo deve ser reabastecido através de um bocal de enchimento até que a pressão se restabeleça em seu nível de operação normal (acima de 2 bar). Pressões menores que 1,2 bar inibem o acionamento das bombas. Há ainda um alarme adicional que fica ativo no sistema de controle caso a pressão caia abaixo de 0,8 bar. A água dentro do sistema é monitorada por meio de amostras manuais. Produtos químicos são injetados para inibir a corrosão interna da tubulação.

Figura 148 – Bombas do sistema de resfriamento do gerador (MPR11AP001 e MPR12AP001)

Figura 149 – Trocadores de calor externos do sistema de de resfriamento do gerador

Figura 150 – Linhas de entrada e saída dos do s trocadores do gerador

Figura 151 – Válvulas usadas para o reabastecimento do sistema, linhas da GT11 e da GT12 (MPR40AA601)


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Figura 152 – Tanque de expansão do sistema (MPR50BB001)

Figura 153 – Entrada e saída do trocador MPR31 (válvulas, manômetros e termômetros)

Figura 154 – Válvula de dreno da linha de saída dos trocadores do gerador (MPR30AA401)

ISTEMA DE LAVAGEM DO C OMPRESSOR OMPRESSOR 2.15. S ISTEMA

O sistema de lavagem do compressor é usado para limpeza do compressor da turbina a gás. Trata-se de uma plataforma portátil que utiliza água desmineralizada e/ou uma mistura de água desmineralizada e solução de limpeza, e uma bomba para transferir o conteúdo do tanque para o compressor. A mistura de água e detergente deve ser injetada numa pressão de aproximadamente 10 bar. O tanque montado na plataforma (MBA18BB002) tem uma capacidade de 500 litros, e é aberto na parte superior para possibilitar um enchimento fácil. Uma bomba centrífuga multi-estágios (MBA18AP001) acionada por motor (que é ligado a uma tomada local), retira a solução de limpeza do ponto mais baixo do tanque e a bombeia através de uma mangueira a ser conectada nos bocais do sistema de limpeza do compressor. O painel de controle possibilita o acionamento correto da bomba. A operação da bomba com as válvulas de isolação fechadas só é permitida por curtos períodos de tempo, a fim de evitar o sobreaquecimento da mesma. Quando a plataforma não está sendo utilizada, o motor deve ser devidamente desconectado da alimentação elétrica. O tanque pode ser drenado por meio da válvula MBA18AA401, e a pressão do sistema pode ser visualizada por meio do manômetro MBA18CP501.


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Figura 155 – Sistema de lavagem do compressor comp ressor (tanque e bocais de injeção)

Figura 156 – Plataforma móvel para lavagem do compressor

Figura 157 – Vista do interior do tanque para lavagem do compressor

A estrutura de injeção de água no compressor é empregada na remoção dos depósitos de sujeira das lâminas utilizando fluido de limpeza, e no enxágüe das mesmas utilizando água desmineralizada. Os depósitos sobre as lâminas reduzem a eficiência do conjunto e a potência de saída. Existem duas tubulações de distribuição, uma tubulação para injeção de água em forma de spray e uma em forma de jato. Cada um dos dois bocais de jato MBA18AN001 possui uma saída em formato de régua (slit-shaped ), ), que produz um jato chato concentrado. Estes bocais estão dispostos imediatamente antes dos IGVs, de tal forma que os esguichos gerados cobrem toda a área das palhetas de entrada. Departamento de Engenharia

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Cada um dos vinte bocais de spray MBA18BN002, uniformemente espalhados ao redor da circunferência dos IGVs, produz um esguicho cônico de baixa intensidade.

Figura 158 – Bocal da mangueira flexível para encaixe na linha de injeção

Figura 159 – Válvulas de entrada das linhas de jato e spray

Figura 160 – Bocal de injeção de spray

A bomba centrífuga injeta a água ou o fluido de limpeza através de uma mangueira diretamente no filtro MBA18AT001. De lá, o fluxo é direcionado para os bocais de jato e spray por meio das válvulas de isolação MBA18AA251 ou MBA18AA252, respectivamente. A solução de limpeza, via de regra, deve ser injetada através de um grupo de bocais de cada vez. FF - L 2.15.1. LAVAGEM O FF -LINE INE

A lavagem off-line do compressor é realizada em conjunto com o SFC (conversor estático de freqüência), operado a partir da sala de controle. Ela pode ser realizada após decorridas 6 horas do desligamento da turbina, com o desumidificador do compressor desligado. As válvulas de dreno são abertas e, na velocidade de turning gear , a bomba MBA18AP001 é ligada e o compressor recebe 25% da solução de limpeza do tanque por meio dos bocais de jato (MBA18AA251). Os jatos injetam a solução nas duas primeiras fileiras de lâminas do compressor. Após o bombeamento de 25% do volume do tanque, a válvula MBA18AA251 é fechada e a bomba é desligada. A turbina é acelerada até a velocidade de lavagem ( compressor washing speed ) com o auxílio do SFC. Com cerca de 900rpm, a válvula dos bocais de spray (MBA18AA252) é aberta a bomba ligada novamente. A solução de limpeza é injetada até o esvaziamento do tanque. Com a bomba desligada, o tanque é novamente preenchido com água desmineralizada para a fase do enxágue, cujo objetivo é remover os depósitos umedecidos pela solução de limpeza aplicada na primeira fase. Após o enxágue, todas as válvulas de dreno são Departamento de Engenharia

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fechadas e a turbina é levada até a velocidade nominal (3.600 rpm), sem sincronização, para a fase de secagem. As válvulas de blow-off são abertas e a turbina permanece neste estado por cerca de 10 minutos. Após este tempo, todas as válvulas de blow-off são fechadas e, se desejado, a turbina pode ser sincronizada e operada normalmente, ou retornada ret ornada à condição de turning gear . N- L 2.15.2. LAVAGEM O N - LINE INE

A lavagem on-line só é permitida com a utilização dos bocais de spray , em cargas próximas à nominal (via de regra igual ou acima de 150 MW). As válvulas de dreno devem permanecer fechadas todo o tempo. Tanto a solução de limpeza quanto água desmineralizada pura podem ser usadas. Caso seja empregada a solução de limpeza, sua injeção deve ser seguida por um período de enxágue do compressor somente com água desmineralizada, de forma análoga ao processo da lavagem off-line .

3. O PERAÇÃO PERAÇÃO DA T URBINA URBINA A G ÁS ÁS Todo o controle automático da turbina a gás é feito por controladores integrados que processam várias funções distintas dentro de seu processo de operação. Uma combinação de PLCs dedicados, associados a equipamentos especiais, executa os controles dos equipamentos de campo e possibilita a supervisão e o comando remoto de boa parte destes equipamentos pelo operador a partir da Sala de Controle. Sem a turbina a gás, nenhum outro componente da planta de ciclo combinado tem utilidade. Quando as turbinas estão paradas, os HRSGs e a turbina a vapor não operam, sendo obrigados também a permanecerem parados.

Figura 161 – Monitores de operação na Sala de Controle da usina

Figura 162 – Detalhe de uma das telas de controle do OM (Operation and Monitoring System )

ARTIDA DA T URBINA URBINA A G ÁS ÁS 3.1. P ARTIDA

Durante uma seqüência normal de partida, a primeira manobra executada é o desligamento do turning gear , caso ele esteja funcionando. A válvula MBV41AA001 é fechada, e a velocidade da máquina começa a decair lentamente. A seguir, o


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turbogerador é acelerado pelo conversor de freqüência (SFC) em direção ao valor nominal para sincronização (3600 rpm). Aproximadamente com 520 rpm, os ignitores dos queimadores são energizados, e a válvula de combustível é aberta. A válvula de controle de gás difusão está em sua posição de fluxo mínimo neste momento. As válvulas de controle premix e piloto estão totalmente fechadas. O gás combustível entra na câmara de combustão através da válvula de controle de difusão, onde a combustão é estabelecida pelos ignitores. Os ignitores permanecem energizados por 9 segundos. Caso os detectores óticos de chama não perceberem a chama 12 segundos após a desenergização dos ignitores, a turbina a gás sofrerá desligamento por trip . Uma vez que a verificação de chama tenha sido concluída, o controlador movimenta a válvula de controle de gás difusão para a posição aberta. À medida em que a válvula é aberta, a quantidade de gás combustível aumenta e, conseqüentemente, os gases quentes provenientes da combustão também aumentam. O torque aplicado ao eixo em decorrência da combustão soma-se ao torque aplicado pelo SFC, e a turbina prossegue a aceleração até a velocidade nominal de operação. Quando o rotor atinge a velocidade de 2778 rpm, o SFC é desligado. A turbina continua a acelerar até sua velocidade nominal (3.600 rpm) somente com a força da combustão, de acordo com as funções de controle que atuam sobre a válvula de gás de difusão, no modo conhecido como “controle de velocidade”. O objetivo do controlador de velocidade é regular a quantidade de combustível que flui para a câmara de combustão, mantendo a velocidade atual da turbina igual à velocidade ajustada do controle de velocidade. Quando o gerador é sincronizado com a rede elétrica (o disjuntor é fechado), os acionamentos pertinentes nas válvulas de blow-off são finalizados, e a chamada lógica de “controle de carga” assume o controle da válvula de gás difusão. O controle aumenta imediatamente a injeção de gás combustível para que o gerador atinja uma carga mínima de aproximadamente 20 MW. Na faixa de 20 a 70 MW, a turbina passa pelos modos de queima difusão, mix e, por fim, é estabelecido o modo que queima premix . Após o estabelecimento do modo premix , a carga continua a ser elevada até que a temperatura de saída corrigida da turbina TATK atinja o valor nominal de operação do T ATK (cerca de 550ºC). Até este ponto os IGVs estão em posição de abertura mínima. Portanto, para admitir uma maior quantidade de ar e manter a temperatura de saída no valor de 550ºC com o contínuo aumento de injeção de combustível e de carga na turbina, os IGVs começam a ser modulados. Isto ocorre com uma carga de aproximadamente 80 MW. O carregamento da turbina prossegue, praticamente proporcional à abertura dos IGVs. Assim que os IGVs atingem a sua abertura máxima (cerca de 108%), o TATK não pode mais ser mantido num nível constante. O controlador de carga recebe então um valor adicional (offset ) para o limite de TATK, que é elavado para um valor pré-ajustado no comissionamento (GT11: 577ºC, GT12: 578ºC). A injeção de combustível aumenta até que o TATK atinja este valor. Quando isto ocorre, a turbina passa do modo de “controle de carga” para “controle de temperatura”, ou “OTC” (Output Temperature Control ). ).


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Nesta condição, diz-se geralmente que a turbina se encontra em “carga base”, ou seja, a máxima carga que é possível obter do turbogerador nas condições vigentes de temperatura, pressão e umidade. A carga base varia de 150 MW a valores próximos de 170 MW, dependendo das condições ambientes. HUTDOWN DA T URBINA URBINA A G ÁS ÁS 3.2. S HUTDOWN

A retirada de carga da turbina a gás corresponde aproximadamente ao processo inverso descrito para o processo de partida. Quando a temperatura de gás de exaustão decrescer abaixo de 520ºC o sistema de controle é transferido para modo de queima em difusão. Quando a carga atinge aproximadamente 1,5 MW, o disjuntor do gerador é aberto e as válvulas de combustível são fechadas. Assim que a velocidade do rotor diminui e cai abaixo de 180 rpm, o turning gear entra em funcionamento para o correto resfriamento do eixo da turbina, por um período mínimo de 24 horas.


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Módulo III - Turbina a Gás (2008-08-07)

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