INSTITUTO INSTITUTO NACIONAL DE COOPERACIÓN EDUCATIVA EDUCATIVA REGIÓN REGIÓN MONAGAS MONAGA S DIVISIÓN DE FORMACIÓN PROFESIONAL COORDINACIÓN DE FORMACIÓN EN EMPRESA PROGRAMA PROGRAMA F.I.E.
TURBINAS A GAS Y SISTEMA SISTEMA DE CONTROL
VENEZUELA 2005
INSTITUTO INSTITUTO NACIONAL DE COOPERACIÓN EDUCATIVA EDUCATIVA REGIÓN REGIÓN MONAGAS MONAGA S DIVISIÓN DE FORMACIÓN PROFESIONAL COORDINACIÓN DE FORMACIÓN EN EMPRESA PROGRAMA PROGRAMA F.I.E.
TURBINAS A GAS Y SISTEMA SISTEMA DE CONTROL
MATURIN, SEPTIEMBRE 2005
INSTITUTO INSTITUTO NACIONAL DE COOPERACIÓN EDUCATIVA EDUCATIVA REGIÓN REGIÓN MONAGAS MONAGA S DIVISIÓN DE FORMACIÓN PROFESIONAL COORDINACIÓN DE FORMACIÓN EN EMPRESA PROGRAMA PROGRAMA F.I.E.
TURBINAS A GAS Y SISTEMA SISTEMA DE CONTROL
MATURIN, SEPTIEMBRE 2005
INSTITUTO DE COOPERACIÓN EDUCATIVA REGIÓN REGIÓN MONAGAS MONAGA S
DISEÑADO POR: JORGE GONZÁLEZ INSTRUCTOR INSTRUCTOR:: JORGE GONZÁLEZ ASESORA: ASESORA : MARIA ELENA PIÑANGO DURACIÓN: 24 HORAS
INDICE
Introducción…………………………………………………………………...1 Objetivo……………………………………………......................................3
I.- Unidad. Principios de funcionamiento funcionamiento de una tturbina urbina a gas. Definición de Turbina...………………………………………………………5 Clasificación Clasifi cación de las Turbina………………………………………………...5 Definición Turbina a Gas………… …………………………………………5 Clasificación de las Turbinas a Gas….…………………………………….5 Ciclo Brayton…………………………………………………………….......…6
II.- Unidad. Turbinas a gas modelos PGT10 y PGT5. Consideraciones generales………………………………………………...12 Potencia ISO…………………………………………………………………12 Características Características de las Turbinas a Gas modelo PGT10 Y PGT5………..13 Componentes Principales....………………… …………………………….14 Niveles de Mantenimiento………………………...………………………...15 Compresor Axial……………………………………………………………...16 IGV……………………………………………………………………………..17 Cámara de Combustión…………………………………………………......18 Pieza de Transacción……………………………………………………......21 Toberas………………………………………………………………………..22 Eje o Rotor de Alta Presión (HP)…………………………………………...23 Eje de Rotor de Baja presión (LP)……………………………………….....24 Cojinetes………………………………………………………………………25 Cojinetes Portantes………………………………………………………......25 Cojinete de Empuje…………………………………………………………..26
III.- Unidad. Sistemas auxiliares de las turbinas a gas PGT10 y PGT5. Sistema de Admisión de Aire………………………………………….…….29 Caseta de Filtros…..………………………………………………………….29 Sistema de Descarga……………………………………………………...…30 Sistema de aire de Enfriamiento y Sello………........................................31 Sistema de Antisurge o Antibombeo………………………………… …… 31 Sistema de Aceite Lubricante…………………....................................... .32 Sistema de Aceite Hidráulico…………………..........................................40 Sistema de Gas Combustible……...…………………………………….….43 Sistema de Ventilación…………………………………………………........45 Sistema de Arranque…………………………………………………….......46 Sistema de arranque Turbocompresores PGT5…………………………..46 Sistema de Arranque turbocompresores PGT10………………………….47
IV.- Unidad. Sistemas de control de las turbinas. Descripción de los Sistemas……..…………………………………………49 Sistema de Monitoreo y Protección Bently Nevada………………………49 Sistema Antibombeo…………………………………………………………52 Sistema de Detención y Control de Fuego………………………………..53 Sistema de Control Speedtronic Mark V……. .......................................54 Utilización de pantalla del HMI ………………… ………………………….62
Ética profesional……………………………………..……………………..77 Seguridad higiene y ambiente………………………………………. …...78 Bibliografía…………………………………………………………………..79 Anexos………………………………………...………………………….….80
INTRODUCCIÓN Las turbinas a gas son equipos de gran importancia dentro de la industria petrolera y del gas. Las mismas se encargan de entregar la potencia necesaria para accionar generadores, bombas y compresores; los cuales son utilizados en la generación de la energía eléctrica, requerida para el funcionamiento de las plantas de procesamiento, y en el mantenimiento de los flujos, con la finalidad de obtener productos finales que producen riqueza a nuestra nación. En nuestro país existen gran cantidad de plantas petroleras y de gas, que poseen turbinas de diferentes fabricantes y diversos modelos. Este manual tiene como finalidad tratar las turbinas a gas que se encuentran en la planta de Extracción Santa Bárbara, ubicada en la vía Santa Bárbara-Aguasay del estado Monagas, perteneciente a la Gerencia de Procesamiento de Gas Oriente, y nace de la necesidad de preparar al personal de la planta sobre el funcionamiento y operación de las turbinas. En la Planta de Extracción Santa Bárbara existen 5 turbinas modelos PGT10, cada una acoplada a un compresor centrífugo, el cual mantienen un flujo de gas constante a procesar (800 MMPCND); y 4 turbinas a gas en dos sistemas de refrigeración con propano. En total
existen 9 turbinas instaladas para
garantizar el procesamiento adecuado del gas proveniente de los pozos del área de Monagas. Por tal motivo es vital para el personal involucrado con las operaciones
y
mantenimientos
de
estas
unidades,
estar
debidamente
capacitadas, para dar repuesta inmediata ante situaciones de fallas de cualquiera de las unidades. Adicionalmente se tratará los aspectos básicos para la operación del sistema de control denominado Mark V de General Electric, el cual tiene como función el monitoreo y regulación del funcionamiento de la turbina.
Se espera que este manual sirva como instrumento de formación tanto para el nuevo personal, como para el reforzamiento de conocimientos del personal con experiencia dentro de la planta.
Objetivo General Afianzar los conocimientos del personal de la planta de extracción Santa Bárbara, sobre la operación y sistema de control de las turbinas a gas, modelos PGT10 y PGT5,
Unidad N° 1 Principios de Funcionamiento de una Turbina a Gas Objetivo Terminal Comprender el funcionamiento de una turbina a Gas de acuerdo al ciclo Brayton.
Contenido Definiciones de turbinas. Clasificación de turbinas. Turbina de eje simple Turbina de eje doble
Defini ción d e turbina. La turbina es una máquina que genera potencia y lo trasmite a través de un eje.
Clasific ación de las turbin as. Según el fluido de trabajo:
•
Hidráulicas. Fluido no compresible. Entre ellas existen: Kaplan,
Francis,
Pelton. •
Térmicas: Fluido Compresible, Turbinas a Vapor, Turbinas a gas.
Defini ción turbi na a Gas. Es una máquina de combustión interna, donde la energía contenida en los gases calientes es transformada en energía mecánica para mover algún equipo; ya sea una bomba, compresor o generador.
Clasific ación de las turb inas a gas. Las Turbinas a gas pueden clasificarse de la siguiente manera:
Según s u fi losof ía de diseño pu eden ser:
Aeroderi vativas (API 679). Este modelo de turbina proviene de la adecuación de las turbinas utilizadas en la aviación y presenta las siguientes características:
•
Son de dimensiones pequeñas.
•
Las piezas son enfriadas por aire.
•
Materiales livianos.
•
Su mantenimiento no es en sitio, se realiza en talleres externos.
•
Posee mayor eficiencia.
5
Industri ales (API 616). Estas
turbinas
fueron
diseñadas
para
desarrollos
industriales
y
sus
características son las siguientes:
•
Los materiales utilizados son robustos.
•
Son de gran tamaño.
•
El mantenimiento se realiza en sitio
•
El tiempo entre mantenimiento es mayor a las aeroderivativas,
•
La eficiencia es menor.
Según el número d e ejes:
•
Simple. Generalmente se utiliza para cargas a una sola velocidad (generadores)
•
Doble o multieje. Para cargas
a varias velocidades ( Bombas y
compresores)
Ciclo Brayton. Todo dispositivo que genera potencia opera bajo ciclos, una turbina a gas funciona bajo el ciclo Brayton o ciclo a presión constante.
Para facilitar el
estudio del ciclo Brayton se eliminan algunas situaciones reales como son:
•
Caídas de presión. Se considera que no existe fricción, por lo que el fluido mantiene su presión mientras fluye de un sitio a otro.
•
Pérdidas de calor. Se considera todos los equipos aislados y no existe intercambio de calor con el ambiente.
•
Los procesos de compresión y expansión son isentrópicos.
Estas consideraciones hacen que exista una diferencia moderada entre el ciclo
6
real y el ciclo ideal, pero permite un análisis eficaz de los procesos que ocurren. Los diagramas de propiedades Temperatura vs. Entropía (T-S) y Presión vs. Volúmen (P-V), han sido de gran ayuda para el estudio de los ciclos. En la Figura N° 1, se observa un ejemplo del ciclo Brayton en un diagrama T-S y muestra las diferencias entre el ciclo ideal y el ciclo real.
T
S
Ciclo ideal
Ciclo real
Figura N° 1. Ciclo Brayton o c iclo de presión cons tante
En los diagramas T-s y P-v, el área encerrada dentro del las curvas de los procesos representa el trabajo neto producido durante el ciclo y es equivalente al calor neto producido en ese ciclo. Ver Figura N° 2.
Figur a N° 2. Diagramas P-v y T-s para un Cic lo Ideal.
7
La Figura 2, representa el comportamiento ideal de los gases dentro de la turbina. En el punto 1 el aire es tomado a presión y temperatura atmosférica y es comprimido hasta el punto 2; este proceso es considerado isentrópico y el aire disminuye su volumen debido a la compresión. Luego se produce el un aumento de volumen a presión constante desde el punto 2 al punto 3 (proceso de combustión), desde el punto 3 al punto 4 los gases calientes son expandidos, mediante un proceso isentrópico, para luego ser descargados a la atmósfera punto 1.
A continuación se muestra un esquema del ciclo Brayton, en su modalidad de ciclo abierto, para un a turbina de eje simple:
Figur a N° 3. Turb ina de eje simp le.
La turbina a gas que se muestra en la figura N° 3 esta compuesta por un compresor, una cámara de combustión, rueda de turbina y un eje; que esta unido directamente a la carga. En esta configuración todos los componentes giran a la misma velocidad y es utilizada en generación eléctrica, ya que se debe mantener una frecuencia constante (60 HZ) que depende directamente de la velocidad.
8
Hay otra configuración donde existen dos ejes, que giran independientemente y es conocido como turbina a gas de eje doble, el primer eje es llamado eje de baja presión ( Low Pressure, LP) y entrega la potencia necesaria para mover el compresor que eleva la presión del aire requerido para la combustión, este eje se mantiene a una velocidad constante durante el funcionamiento de la turbina. El segundo eje es llamado eje de alta presión (High Pressure, HP) y es el que transmite la potencia a la carga, esta configuración es utilizada para mover equipos que requieren variar su velocidad dependiendo los requerimientos del proceso en donde se encuentren. La figura N° 4 representa un a turbina de eje doble. COMBUSTIBLE ESCAPE
AIRE COMPRIMIDO
CAMARA DE COMBUSTION
COMPRESOR
CARGA
EJE DE ALTA EJE DE BAJA
AIRE
Figura N° 4. Turbina de eje dob le.
Cada fabricante tiene su propio diseño y configuración de turbina con la finalidad de mejorar la eficiencia del ciclo, pero a la final es el cliente quien decide cual configuración es la que requiere. Los dos esquemas anteriores son de ciclo abierto, pero existen otros como son:
•
Ciclo cerrado: Los gases de combustión son reciclados y reutilizados continuamente.
9
•
Ciclo regenerativo: Los gases de escape se utilizan para calentar el aire antes de entrar a la cámara de combustión.
•
Ciclo con cogeneración: Los gases de escape son utilizados para calentar otro sistema.
10
Unidad N° 2
Turb inas a Gas Modelos PGT 10 Y PGT 5.
Objetivo Terminal Reconocer las características generales y componentes de las turbinas a gas modelos PGT 10 y PGT 5, de la empresa Nuovo Pignone.
Contenido Consideraciones generales Potencia ISO Características generales de las turbinas a gas Modelos PGT5 y PGT 10 Componentes principales
Consideraciones generales. En la actualidad existen gran cantidad de empresas fabricantes de turbinas a gas, cada uno con diferentes modelos, lo que se traduce en una inmensa gama de posibilidades al momento de seleccionar la turbina más adecuada. Por tal motivo la selección correcta dependerá de los requerimientos que se tengan y los criterios que se empleen, entre ellos tenemos:
•
Ubicación del Proyecto.
Utilización.
•
•
Potencia requerida.
Mantenimiento.
•
Costos
•
Repuestos
•
•
Asesoría técnica
Todas estas variables se conjugan en un matriz para dar como resultado la selección de un modelo de turbina. Es importante tener en cuenta que uno de los factores más importante es la potencia requerida, una vez conocida se descartan un gran número de modelos. La potencia que muestran los fabricantes es lo que se conoce como Potencia ISO.
Potenci a ISO. La potencia ISO (Internacional Estándar Organitation) es la potencia neta de salida de la turbina, bajo condiciones específicas de trabajo las cuales son:
Temperatura ambiente: 15 °C Presión Atmosférica: 750 mmHG Humedad Relativa: 60%
12
Ahora para realizar una buena selección, es importante conocer la potencia neta de salida, en el lugar donde estará funcionando la turbina, para ello se deben conocer las condiciones de temperatura ambiente, altura sobre el nivel del mar, humedad relativa, caídas de presión en ductos y los factores de corrección del fabricante. Entonces la potencia neta corregida para el lugar de trabajo, estará dada por:
Potencia neta en el lugar =Potencia ISO x Fc 1 X Fc2 X…. Fcn
donde, Fc1, Fc2 …. Fcn son los factores de corrección que se requieren para calcular con mayor exactitud la potencia neta.
En otros casos el fabricante suministra ciertas tablas o nomogramas, donde se introducen los datos para obtener la potencia corregida.(Ver Anexos)
Característi cas de las t urbinas a gas Mod elos PGT 10 y PGT5. En la planta de Extracción Santa Bárbara se seleccionaron turbinas a gas de la empresa Nuovo Pignone, modelos PGT 10 y PGT5,
ambas de eje doble y
cuyas características generales pueden observarse en la Tabla N° 1: Descripción
PGT 10
PGT 5
14000
6800
Axial
Axial
No. de Etapas Comp.
17
15
No. de Etapas Turbina
4
2
Velocidad eje HP (rpm)
10.800
11.140
Velocidad eje LP (rpm)
7900
10.290
Tipo Combustible
Gas
Gas
Sentido Rotación
Antihorario
Antiorario
Potencia ISO (HP) Tipo Compresor
Tabla N° 1. Característi cas generales de l as turbi nas PGT10 y PGT5.
13
Para el sentido de giro es importante el punto de referencia, en el caso de las turbinas Nuovo Pignone, es el sentido que vería un observador ubicado en la entrada del compresor de aire y viendo hacia la carga.
En los anexos se encuentran las tablas de corrección suministrados por Nuovo Pignone para obtener la potencia neta en el sitio de operación.
Componetes Princ ipales. En general los componentes más importantes de las turbinas son los siguientes:
•
Compresor axial
IGV
•
•
Cámara de combustión
•
Pieza de transición
Toberas
•
•
Ejes de LP y HP
•
Difusor de escape
Cojinetes
•
Niveles de mantenimiento. Cada uno de los componentes de una turbina está en continuo funcionamiento, sometidos a fatigas mecánicas y térmicas, por tal motivo el fabricante recomienda el reemplazo de cada una de ellos al tener ciertas horas de funcionamiento. Para ello se tienen diferentes niveles de mantenimiento, los cuales son denominados así:
14
•
Zonas de combust ión.
Se conoce como Nivel I de mantenimiento, se realiza cada 10.000 hrs en los modelos PGT 10 y 8.000 hrs en PGT 5. En este nivel de mantenimiento se inspecciona y se reemplazan componentes de la cámara de combustión de combustión, pieza de transición y toberas.
•
Pasos Calient es.
Se conoce como Nivel II de mantenimiento, se realiza cada 16.000 hrs en los modelos PGT 10 y 20.000 hrs en PGT 5. En este nivel de mantenimiento se inspeccionan y se reemplazan componentes de la cámara de combustión, pieza de transición, toberas y se realiza inspección de las ruedas de la turbina.
•
Mayor.
Se conoce como Nivel III de mantenimiento, se realiza cada 36.000 hrs en los modelos PGT 10 y 40.000 hrs en PGT 5. En este nivel de mantenimiento se inspeccionan y reemplazan componentes de la cámara de combustión de combustión, pieza de transición, toberas, ruedas de turbina, compresor axial, ejes, cojinetes y plenum de escape.
Los tres niveles antes mencionados, se cumplen para la mayoría de los modelos de turbina existentes, no así, las horas
de funcionamiento
recomendadas para realizarlo, lo cual, dependen de cada fabricante.
En las turbinas PGT 10 y PGT 5 existe un último tipo de mantenimiento donde se reemplazan: carcasas, eje de alta y eje de baja presión, este tipo de mantenimiento el personal de la planta de extracción Santa Bárbara lo nombró Mayor de mayores.
En la figura N° 5 se hace un resumen de los tipos de mantenimiento y las horas de funcionamiento requeridas para su realización.
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Carcasa combustora Difusor de escape Compresor axial
Eje LP
Eje HP
Horas para Mantenimiento
Zona de combusti ón (ZC) *
PGT10 * 8.000 ** 16.000 *** 36.000 ****96.000
PGT5 10.000 20.000 40.000 80.000
Pasos Calientes ** Mantenimiento Mayor ***
Mantenimiento Mayor de Mayores ****
Figura N° 5.Niveles de mantenimi ento.
Compresor axial. Tiene como función elevar la presión del aire que entra a la turbina y esta compuesto por los alabes estatóricos, alabes rotóricos y carcasas. Los alabes estatóricos están asegurados en una carcasa y no giran, los alabes rotóricos están en el eje y tienen una velocidad de giro. Un juego de alabes rotóricos y estatóricos conforman una etapa de compresión
En PGT 5 son 15 etapas de compresión. En el caso de PGT10 son 17 etapas de compresión.
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Alabes rotóricos
Alabes Estatóricos
Carcasa
Figura N° 6.Compresor axi al PGT10.
IGV. Los IGV (Inlet Gas Vane) son alabes estatóricos que se encuentran en las primeras etapas del compresor axial, tienen como principal función disminuir la turbulencia a la entrada del compresor axial.
En las unidades PGT 5 existe una etapa de IGV. En las unidades PGT10 existen 5 etapas de IGV y son móviles (ver Figura N° 7), y cumplen las siguientes funciones:
•Limitar
la entrada de aire durante el período de arranque y parada de la
unidad, con la finalidad de evitar efectos dañinos (Surge o bombeo) y adicionalmente disminuir la potencia entregada por el motor de arranque.
•Mejorar la eficiencia del compresor durante la operación normal.
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Su rango varía de 0 grados (cerrados) a 40 grados (abierto) y es accionado por un sistema conformado por un cilindro hidráulico y levas.
IGV
Leva
Figura N° 7. IGV del compr esor axial PGT10.
Cámara de combu stió n. Como su nombre lo indica es el lugar donde se produce la combustión y se generan los gases calientes, los cuales contienen la energía que será transformada en energía mecánica. Esta compuesto por:
•
Carcaza Combustora.
•
Bujía (Spark Plug).
•
Detector de llamas.
•
•
inyector de gas. cesto combustor (Cap and Liner).
18
Detector de llamas
Bujía
Figura N° 8. Cámara de comb ust ión.
Bujía. Produce la chispa necesaria para iniciar la combustión de la mezcla de aire y gas, genera un arco eléctrico de 15000 KV. Ver Figura N° 8 .
Detector de llamas. Da confirmación para el inicio de proceso de combustión al sistema de control de la máquina. Ver Figura N° 8 .
Inyector de gas comb ustib le. Tiene como función distribuir uniformemente el gas dentro del cesto para que el proceso de combustión sea homogéneo en todas las áreas.
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Figura N° 9. Inyector de g as combu stib le.
Cesto combustor En el se mezclan el gas combustible y el aire para dar paso al proceso de combustión. El diseño final de este componente es el producto de muchas evaluaciones, entre ellas: movimiento, reacciones químicas y termodinámica de la combustión. Ver figura N°10 y 11 .
a) Cesto Combustor PGT 5
b) Cesto combustor PGT 10
Figura N° 10. Cestos combustores.
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Inyector
Aire Primario
Bujía
Aire secundario Aire enfriamiento
Cesto
Aire de Dilución
Figur a N° 11. Esquema de la entr ada de aire al cesto combustor .
Pieza de transición. Transfiere los gases calientes, productos de la combustión, a las toberas de primera etapa.
Dada la configuración de la turbina,
esta diseñada para
distribuir el flujo uniformemente a través de la toberas.
a) Pieza de Transición PGT 5
b) Pieza de Transición PGT 10
Figur a N° 12 . Pieza de transic ión .
21
Toberas. Esta compuesto de una serie de alabes que forma un pasaje donde los gases calientes productos de la combustión son acelerados y dirigidos a la rueda de turbina. En el modelo de turbina PGT 5 existen dos (02) toberas y en la PGT 10 cuatro (04), normalmente se les llama como tobera de 1ra, 2da, etc.
Las toberas de 1ra etapa son los componentes que esta sometida a mayor fatiga térmica, en toda la sección de la turbina, en las turbinas modelos PGT10 las toberas poseen enfriamiento interno; con aire proveniente de la descarga del compresor axial.
Como los modelos PGT5 y PGT10, ambos son de doble eje una de las toberas es de abertura variable, con la finalidad de controlar la velocidad del eje de alta entre 98 % y 105 %. En la PGT5 son las toberas de 2da y en la PGT10 las toberas de 3ra, ambas son accionadas por dispositivos hidráulicos.
a) Toberas de 1ra etapa.
b) Toberas de alabes variable
Figura N° 13. Toberas.
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Figuras 14. Sector de tobera y ori fici os de enfriamiento.
Eje o Rotor de alta presi ón (HP). Este eje genera la potencia para mover el compresor axial, gira sobre dos cojinetes portantes, llamados cojinetes N° 1 y 2. Esta Compuesto por la parte rotórica del compresor axial y las ruedas de turbina. En el modelo PGT10 posee dos ruedas de turbina (1ra y 2da etapa) y en el modelo PGT 5 sólo una rueda de turbina (1ra etapa). Cada rueda de turbina esta formado por una serie de alabes, al pasar los gases calientes a través de estos alabes, se produce un cambio de energía que hace girar el eje.
Figu ra N° 15. Eje de alta turbina PGT 10.
23
Figura N° 16. Eje de alta turbina PGT 5.
Eje o Rotor de Baja Presión (LP). Es el que genera la potencia para mover la carga, en nuestro caso acciona compresores centrífugos, gira sobre dos cojinetes portantes, llamados cojinetes cojinetes 3 y 4. Al igual que el eje de alta, en este se observa dos ruedas de turbina en el modelo PGT10 ( 3ra y 4ta etapa) y en el modelo PGT 5 sólo una rueda de turbina (2da etapa).
a) Rotor LP PGT 10.
b) Rotor LP PGT 5
Figura N° 17. Ejes de baja.
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Cojinetes En las turbinas existen dos tipos de cojinetes: portantes y de empuje. La selección del diseño adecuado, depende del análisis dinámico del comportamiento del rotor, es decir se toman en cuenta las fuerzas que actuarán durante su normal operación.
Cojinetes port antes. Son los que soportan los ejes de la turbina; los cojinetes 1 y 2 soportan el eje de alta y los cojinetes 3 y 4 el eje de baja, “Tilting Pad” o zapatas basculantes y elípticos (solo cojinetes 1 y 2 P GT5). En ellos se forman una película de aceite que mantiene al eje suspendido y minimiza la fricción, entre el eje y el cojinete. A demás cuenta con sellos a cada extremo que evitan que el aceite salga al exterior.
La superficie del “tilting pad” que se pone en contacto con el eje esta recubierta con una capa de material blando llamado “BABBITT”, el cual es un material a base de estaño, plomo y otros aleantes; con la finalidad de evitar daños en los ejes. Generalmente tiene un espesor máximo de 0,8 mm (1/32”)
Figura N° 18. Cojinetes por tantes.
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Cojinetes de empuje. Absorben las cargas axiales producidas por el empuje de los gases calientes sobre los alabes de turbina, son del tipo “Tilting Pad”.
Las cargas absorbidas por los cojinetes cambian de dirección de acuerdo a condiciones de operación de la turbina, sin embargo la dirección de la carga máxima ha sido calculada y es absorbida por una parte del cojinete llamado “lado activo”, mientras las cargas menores y en diferentes direcciones, son absorbidas por el denominado “lado inactivo”. Las dimensiones de los “tilting pad” del lado activo son mayores que las del lado inactivo.
Figur a N° 19. Cojinetes de empuj e.
Difusor de escape Su función es disminuir la velocidad de los gases para desviarlos hacia el ducto de escape y chimenea. En la figuras N° 20 puede observarse la configuración de estas piezas.
26
Figur a N° 20. Difuso r d e escape.
27
Unidad N° 3.
Sistemas Auxi liares de las Turbi nas a Gas Modelos PGT 10 Y PGT 5.
Objetivo Terminal Comprender el funcionamiento de los sistemas auxiliares, los cuales, garantizan el funcionamiento adecuado de las turbinas a gas modelos PGT 10 y PGT 5, de la empresa Nuovo Pignone.
Contenido Sistema de admisión de aire Sistema de descarga de gases Sistema de aire de enfriamiento Sistema de control antisurge o antibombeo Sistema de aceite lubricante Sistema de aceite hidráulico Sistema de gas combustible Sistema de ventilación Sistema de arranque
Sistemas de admisión de aire. Este sistema garantiza la admisión un aire libre de partículas, que de no ser asi pudiera dañar el compresor axial, esta compuesto por la caseta de filtro, ductos de admisión y silenciadores.
Caseta de filtros. En la caseta de filtro se produce la remoción de las partículas que pudieran estar presente en el aire a ser utilizado en la turbina. Ver Figura N° 21. El aire pasa a través de una malla fina de acero inoxidable para evitar que insectos puedan entrar a la caseta, luego pasa por un separador de tipo inercial (ver anexos) donde las partículas sólidas grandes son retenidas para ser expulsadas por un extractor (Separador de partículas). También el aire pasa a través de los prefiltros, estos están hechos de un material de fibra de vidrio cuyas medidas son 24” x 24” x 4” ( hay 24 en la caseta de filtro de PGT5 y 35 en la caseta de filtro de PGT 10) y en este caso se retienen partículas de mediano tamaño, que son muy pequeñas para quedarse en el separador inercial y muy grandes para los filtros de alta eficiencia. Estos filtros son la última etapa de filtración y evitan que partículas finas se depositen en los alabes del compresor axial y disminuya su eficiencia. En los anexos pueden verse los prefiltros y filtros utilizados.
Figura N° 21. Caseta de fil tro .
29
Ductos de admisi ón. Es un ducto rectangular que dirige el aire filtrado hacia el compresor axial.
Silenciadores. Son parte del ducto de admisión y tienen como finalidad es disminuir el ruido del aire que entra al compresor axial. Esta formado por paredes de acero inoxidable y en su interior contienen una lana o material absorbente del ruido. Figura N° 22.
Figuras 27. Caseta de filtr o.
Sistema de descarg a. Esta compuesto por silenciadores, ductos de descarga y chimenea. Figura N° 28
Ductos de escape. Es un ducto rectangular que dirige los gases calientes hacia la chimenea,
Chimenea. Es un ducto cilíndrico de aproximadamente 19 mts de altura y un diámetro de 3 mts, que produce un tiro natural para descargar los gases calientes a la
30
atmósfera, contiene silenciadores a la entrada con lo que se logra disminuir el ruido causado por el flujo de los gases que salen.
Figura N° 23. Chimeneas
Sistema de aire de enfriamiento y sello. Este sistema toma aire de las etapas intermedias del compresor axial para enfriar ciertas partes de la turbina (toberas, rueda de turbina, carcasas y sirve de sello, en los cojinetes portantes, para evitar que el aceite salga de los cojinetes al interior de la turbina. En el modelo PGT 10 se extrae de las etapas 6 y 12, en PGT 5 de la etapa 10. Figura N° 24.
Sistema antisurge o antibomb eo. En todo compresor, existe la posibilidad de que ocurra un bombeo por la falta de flujo, la turbina tiene un sistema de control antibombeo para evitar que en el compresor axial ocurra este fenómeno. Por tal motivo se tiene una válvula que extrae aire de la etapa 10 en PGT5 y de la etapa 12 en PGT 10; esta última también es ayudada por el cierre de los IGV durante el arranque. Esta válvula cierra a 90 % de velocidad del eje de alta presión. Figura N° 24.
31
3 2 1
4 1. Válvula Válvula antibombeo (CB), 2, Solenoide Solenoide de accionamiento (20 CB), 3. Disco Disco ori ficio, 4. Indicador presión descarga compresor axial (96 CD)
Figura N° 24. Sistema de aire enfriamiento, sello y antibombeo
Sistema de aceite lubricante. Es un circuito cerrado y se refiere a uno de los sistemas auxiliares más importantes para el funcionamiento de la turbina, ya que suministra un flujo continuo de aceite a los cojinetes (incluye caja de accesorios, carga y turbina), a determinadas condiciones de temperatura y presión, el aceite utilizado es TURBOLUB 32.
El sistema esta compuesto por:
•
Tanque de aceite.
32
•
Bombas.
•
Filtros de aceite lubricante.
•
Enfriadores de aceite.
•
Instrumentación.
En las figuras N° 25 y 26 puede observarse el esquema del sistema para los modelos de turbinas tratados en este manual.
26 QA-1 63 QN
63 QL
26 QT-1A
LTTH °F
63 QT-1A
63 QA -1
96PQA psi
VPR-2 OL-11 6 3 Q Q -1
FL1
39 FC-1
88 FC1
Valvula de Transf.
Filtro
M
~
39 FC-2
88 FC2 M
~
E n f r i a d o r a d o r A c e i t e
Aceite de Control
63PQA
OL-9
Filtro FL2
63PQT
Sistema de arranque ACCESSORY GEAR
TURBINA & COMPRES.
AUX ~
EMERG.
VPR-2 71 QH
88 QA
-1
=
88 QE
71 QL 26 QL 26 QM 26 QN 49 QT 23 QT-1
Figur a 25. 25. Sistema de aceite L ubric ubr icante ante PGT5. PGT5.
33
26 QA-1 63 QN
63 QT-1A
63 QA -1
96PQA psi
Aceite de Control
6 3 Q Q -1
Valvula de Transf.
Filtro FL1
39 FC-1
88 FC1
63 QL
LTTH °F
26 QT-1A
M
~
39 FC-2
88 FC2 M
~
E n f r i a d o r a d o r A c e i t e
63PQA
Filtro
63PQT
FL2
ACCESSORY GEAR
88 QA
AUX ~
TURBINA & COMPRES.
EMERG. =
88 QE
71 QH 71 QL
26 QL 26 QM 26 QN
VPR-1
49 QT 23 QT-1
Figur as 26. 26. Sistema de aceite Lub ric ante PG10 PG10 .
Tanqu Tanque e de aceit e. El tanque de aceite se encuentra en el patín de cada turbina, parte inferior de lo se conoce como compartimiento de accesorios (área donde se encuentra los quipos auxiliares: Bombas, motores, filtros, etc,); para las turbinas PGT 5 el tanque tiene una capacidad de aproximadamente 5300 Lts. y para PGT 10 de 8077 Lts.
Bombas de aceite de lubricación. Cada unidad posee una bomba principal, una bomba auxiliar de corriente alterna (AC) y una bomba de emergencia (DC).
34
Bomba pr incip al de aceite. aceite. La bomba principal suministra aceite lubricante durante el funcionamiento normal de la turbina y sus valores de operación, para cada modelo, son los siguientes:
Parámetro Parámetr o
PGT5
PGT10 PGT10
Velocid Velocid ad de giro (rpm) Caudal (gpm)
3600
1500
245
245
Presión (Psi)
120
120
Tabla 2. Valores de operación bombas principales
Bom ba auxil iar de aceite (88QA). (88QA). La bomba auxiliar suministra aceite lubricante durante el arranque o parada de la turbina. En modo automático recibe comando de un interruptor de baja presión 63QA, ubicado en el cabezal principal y se activa cuando la presión en de aceite disminuye hasta 12 Psi en PGT5 y 17,4 Psi en PGT10, sí está en modo manual, la bomba queda en funcionamiento permanente. Cabe destacar que sí esto sucede durante el arranque, la bomba seguiría funcionando al llegar a 80% de velocidad del eje de alta, velocidad en que debería detenerse, esto trae como consecuencia que la turbina no llega a completar la secuencia de arranque (no se activa L3).
En las turbinas modelo PGT 5 la presión del cabezal principal es controlada por una válvula denominada VPR-1, la misma abre para dejar pasar hacia el tanque, la cantidad de aceite necesaria para mantener 100 PSI, luego existe una segunda válvula VPR-2; que restringe el flujo para mantener 15 PSI hacia los cojinetes.
35
En las turbinas PGT 10 la presión en el sistema es controlada por la VPR-1 y mantiene una presión de 25 PSI hacia los cojinetes, NO existe la VPR-2.
Sus valores de operación normal son las siguientes:
Parámetro
PGT5
PGT10
Velocid ad de giro (rpm) Caudal (gpm)
3600
1500
185
264
Presión (Psi)
120
120
Tabla 3. Valores de operación bombas auxiliares
Cuando ocurre el paro de la máquina, la bomba auxiliar de aceite lubricante se mantiene en servicio para garantizar el enfriamiento de la unidad (Cool Down), por un tiempo de 8 horas continuas, una vez culminado este período, la bomba se para automáticamente al funcionar el temporizador (62CD).
En el modelo PGT5 los motores que accionan la bomba auxiliar están acoplados al mismo eje de la bomba de emergencia, pero las dos no pueden estar en funcionamiento al mismo tiempo, por lo cual se cuenta con un dispositivo de protección que evita esta situación. En el modelo PGT10
las
bombas son accionadas por motores independientes
Bom ba de emergencia (88QE). En caso de una falla de la energía eléctrica cada turbina cuenta con la bomba de emergencia, que es accionada por corriente DC (Banco de baterías), o sí la bomba auxiliar falla durante un paro de la máquina. Esta bomba arranca
36
mediante un comando del interruptor de baja presión 63QL ( a 8,7 Psi en ambos modelos), ubicado en el cabezal principal de aceite, esta bomba garantiza el suministro de aceite durante el enfriamiento, en este período la bomba arranca un (01) minuto y para por espacio de dos (02) minutos, hasta que se cumplen las 8 horas y recibe el comando de parada de un temporizador (62CD). En caso de que las condiciones de la bomba auxiliar son restablecidas antes de cumplir las 8 horas, el interruptor 63QN envía el comando de parada (se activa a 13 Psi en PGT 5 y 23,2 PGT10).
Parámetro
PGT5
PGT10
Velocid ad de giro (rpm) Caudal (gpm)
2400
1800
123
132
Presión (Psi)
120
35
Tabla 4. Valores de op eración b omb as de emergencia
La diferencia de presión entre ambos modelos se debe básicamente a que en el modelo PGT10 la tubería de descarga es independiente y la presión no es regulada por la válvula VPR-1.
En la figura siguiente se observará los tipos de bombas de las turbinas modelos PGT5 y PGT10.
37
a)
c)
b)
Figur a N° 27.Bombas de aceite. a)Prin cipal. b)Auxi liar. c) Motores de la QA y QE.
Enfriadores de aceite (88FC1, 88FC2). Para enfriar el aceite que se envía a los cojinetes, cada unidad cuenta con dos enfriadores de aire de tiro forzado, con la finalidad de garantizar una viscosidad adecuada. Ver Figura N° 28.
El sistema de control mantiene uno de ellos en servicio, desde el instante en que es detectada la llama en la cámara de combustión (28FD) y el otro arranca, cuando la temperatura en el cabezal principal aumenta por encima de 146 °F y se detiene cuando la temperatura baja a 128 °F. Esta operación se realiza en forma automática mediante un sensor de temperatura (LT-TH) ubicado en el cabezal de aceite.
38
Figura N° 28.Enfriado res de aceite.
Filtros de aceite. Tienen como finalidad garantizar un aceite limpio hacia los cojinetes, poseen un tamaño de poros de 25 m µ y existen dos en cada turbina. Uno de los filtros esta en funcionamiento continuo y el otro se encuentra disponible para cuando aumente el diferencial de presión. De acuerdo a la experiencia, en este tipo de máquinas, se recomienda cambiar los elementos filtrantes cuando el diferencial se encuentre en aproximadamente en 8 Psi. Esta operación se realiza sin necesidad de parar la unidad, ya que se cuenta con una válvula de ecualización de presión y una válvula de transferencia.
Instrumentación. La instrumentación en el sistema de aceite, garantizan que los valores de operación estén dentro del rango permitido y así evitar daños catastróficos por fallas en los cojinetes. Dependiendo del valor del parámetro, se produce una alarma o paro de la unidad, como ejemplo tenemos: alarma y paro por alta temperatura de cojinetes, alarma y paro por baja presión de aceite, etc.
39
En los anexos se pueden ver la instrumentación del sistema de aceite y otros sistemas.
Sistema de aceite hi dráulico. Este sistema provee aceite limpio y a alta presión (1200 Psi), para accionar a los sistemas de control hidráulicos, conocidos por servomecánismos: Sistema de control de tobera, gas combustible e IGV. Este sistema también suministra el aceite de sello hacia el compresor centrífugo (ver anexos).
El sistema de aceite hidráulico esta equipado de:
•
Una bomba principal, accionada por la caja de engranajes.
•
Una bomba auxiliar, accionada por un motor de corriente alterna, AC.
•
Dos filtros de 5 m µ.
•
Servomecanismos .
Bomba pri ncipal d e aceite Hidráulico. La bomba principal de aceite hidráulico es calibrada para mantener una presión aproximada de 1250 Psi durante la normal operación, esta presión es regulada por medio de un dispositivo que posee la bomba. También existe una válvula de alivio que garantiza la presión y protege al sistema en caso de falla del primero (VR21).
Bomba Auxiliar de aceite Hidráulico (88HQ). Esta bomba es calibrada para mantener una presión de 1200 Psi y es regulada por una válvula denominada VR22.
La bomba auxiliar de aceite hidráulico es accionada por un motor de corriente alterna y funciona durante el arranque y parada de la turbina. En caso de que durante el funcionamiento normal de la turbina se produce una falla la bomba
40
principal, la presión de aceite hidráulico disminuye hasta 960 Psi, activandose un interruptor de baja presión 63QH, el cual arranca automáticamente la bomba. Durante el arranque en caso de que el rotor de alta llegue a 80% de velocidad y la bomba se encuentra en modo manual, esta no se detiene, y la máquina no termina la secuencia de arranque (no se activa L3).
a)
b)
Figura N° 29. Bombas aceite hidráuli co. a) Principal b) Auxil iar.
Filtros de aceite Hidráulico. Estos filtros garantizan un aceite limpio hacia los servomecanismos, se cuenta con dos (02) de ellos, uno (01) en servicio y el otro disponible. Estos filtros tienen una (01) válvula de ecualización, una (01) válvula de venteo y una (01) de transferencia, para realizar el cambio en línea.
41
Figura N° 30.Filtro s aceite hidráuli co.
Servomecanismos. Sirve para accionar ciertos dispositivos de la turbina, de acuerdo al comando recibido desde el sistema de control. Consta de: •
Cilindro hidráulico: Posee un pistón que realiza un recorrido proporcional a la entrada de aceite.
•
Servoválvula: Es una válvula cuya apertura es proporcional al voltaje y permite la entrada y salida de aceite del cilindro hidráulico, para su accionamiento. El voltaje esta dado por el sistema de control y depende del punto de operación de la turbina.
•
LVDT (Lineal Voltage Direct Transducer): Es un transductor lineal de voltaje directo e indica al sistema de control si la posición del servomecanismo es la correcta. En los anexos se explica con mejor detalle el funcionamiento de la LVDT.
En la figura N° 31 pueden observarse los elementos entes mencionados.
42
LVDT
Servoválvula
Recorrido
Pistón
Cilindro Hidráulico Figura N° 31. Servomecanis mo.
Sistema de Gas Combusible. Este sistema esta compuesto de dos válvulas en serie, cuya función es regular la presión y el flujo de gas combustible que entra a la cámara de combustión; físicamente ocupan un mismo cuerpo. Ver Figura N° 32.
La primera de las válvulas es la SRV (Speed Ratio Valve), es accionada por un servomecanismo, su apertura esta en función lineal con la velocidad del compresor axial (PCD), de allí deriva su nombre, y controla la presión de gas antes de la segunda válvula (presión interválvular). Adicionalmente es utilizada como válvula de parada de la unidad, ya que cualquier paro de emergencia desenergiza una válvula solenoide (20HD) que cierra automáticamente la
43
alimentación de la SRV y está se cierra, para cortar de inmediato el suministro de gas combustible a la máquina.
La segunda válvula es conocida como la GCV (Válvula de control de gas) y controla el flujo de gas a la cámara de combustión. Su apertura depende de la rampa de arranque de la máquina y de los requerimientos de gas combustible durante su operación normal.
Las dos válvulas permanecen cerradas durante el paro de la unidad, y existe otra válvula, 20VG, el cual es una solenoide, que permanece abierta durante este período, garantizando cero (0) Psi de presión interválvular y así evitar que el gas combustible entre a la cámara y se produzca una explosión durante el arranque normal.
Las válvulas poseen LVDT que indican al sistema de control si la apertura es la correcta, en caso contrario se produce una alarma.
Cuerpo de la válvula Tapón
Tapón
LVDT
Cilindros de aceite
Figura 32. Válvulas de gas combustible.
44
Sistema de ventilación. Suministra aire a la cabina donde esta ubicada la turbina con la finalidad de enfriar exteriormente a la unidad. Cuenta con: ductos de admisión y salida, dos sopladores o presurizadores (88BA1, 88BA2), rejillas de entrada, y sensores de flujo (33FD- 1,2,3, y 5), que están ubicados en el compartimiento de accesorios. En la Figura N° 33 puede se observarse los equipos principales de este sistema. Un presurizador esta siempre en funcionamiento. En caso de que la temperatura del compartimiento de turbina sube hasta 194 °F (26 BA), arranca el segundo presurizador ; el paro de la unidad se produce si la temperatura alcanza225 °F ( se activa el 26 BT). También cuenta con unas rejillas, el cual cierran automáticamente en caso de incendio. Rejillas
Desde Caseta de Filtros
Presurizador
Figura N° 33.Sist ema de venti lació n.
45
Sistema de Arranque. El sistema de arranque tiene como finalidad llevar al eje de alta presión desde cero (0%) hasta la velocidad de ignición (20%), para ello cuenta con: Un motor de arranque (88CR), un convertidor de torque y un clutch.
Existen
diferencias entre el sistema de arranque de las unidades
PGT5 y
PGT10, pero su principio de funcionamiento es el mismo.
Sistema de arranque turbocompresores PGT5. En las unidades PGT 5 una vez que se inicia la secuencia de arranque se energiza la solenoide 20CS, que permite la entrada de aceite para accionar un cilindro hidráulico, éste mueve y une el eje del sistema de arranque con el eje de la turbina, luego la LVDT 33CS indica que ocurrió la unión de los ejes y el motor 88CR arranca
y así el convertidor de torque comienza a trabajar,
llevando al eje de alta presión hasta
el 20% de velocidad o velocidad de
ignición, en este instante el motor de arranque se desacopla y se para cuando el eje de alta llega a 60 % de velocidad nominal. Desde aceite Lubricante
Clutch
Motor de arranque 88CR
Convertidor de torque Bomba del convertidor de torque
Figura 39.Sistema de arranque PGT5.
46
Sistema de arranque turbocompresores PGT10. En las unidades PGT10, una vez que inicia la secuencia de arranque se energizan las válvulas 20TU-1 y 20TU-2, entre ambas se asegura la rampa de arranque y mantienen el
20 % de velocidad hasta la ignición. La 20TU-1
permite el paso de aceite hacia el convertidor de torque para aumentar la velocidad (aumentando la presión de aceite interna), y se encuentra ubicada en la base del convertidor de torque. La 20TU-2 permite la salida de aceite del convertidor para disminuir la presión interna del aceite, disminuyendo la velocidad. El continuo accionar
de las dos válvulas permite mantener la
velocidad en 20%, los interruptores de posición indican cuando las válvulas cierran y abren ( 33CT-1,2 y 3).
Caja de engranajes
Motor de arranque 88 CR
Turbina
Desde aceite Lubricante
Figura 40.Sistema de arranque PGT10.
47
Unidad N° 4.
Sistema de contr ol de las turbi nas.
Objetivo Terminal Comprender el funcionamiento de los sistemas de control de los turbocompresores de la Planta de Extracción Santa Bárbara.
Contenido Descripción de los sistemas. Utilización de pantallas del HMI Corrección de fallas.
Descrip ción de los Sistemas. Todo turbocompresor posee sistemas de monitoreo, control y protección, el cual garantizan su buen funcionamiento.
Cada uno de los turbocompresores de la planta de Extracción Santa Bárbara cuenta con los siguientes sistemas:
•
Sistema monitoreo y protección Bently Nevada.
•
Sistema antibombeo.
•
Sistema de detección y control de fuego.
•
Sistema de control “Speedtronic Mark V”.
Sistema monit oreo y protecció n Bently Nevada. El sistema de monitoreo y protección Bently Nevada protege tanto a la turbina como
al
compresor
centrífugo,
por
excesivos
valores
de
desplazamiento axial y temperatura. Este sistema es el modelo
vibración, serie 3300,
esta montado sobre un modulo llamado rack, el cual posee tarjetas donde se monitorean las variables.
Para la medición de vibración ( desplazamiento radial) y desplazamiento axial, se utiliza un sensor de proximidad, el cual trabaja bajo el principio de corriente Eddy. La corriente Eddy produce un campo de alta frecuencia entre la punta del sensor y la superficie del metal que se mueve, este cambio de posición varía el campo
y el sensor lo registra, midiendo la diferencia que existe entre la
superficie y la punta del sensor, por lo que el valor medido es un desplazamiento relativo. Este sensor es comúnmente conocido como probeta Eddy, esta colocado en las carcasas y puede medir distancia entre 10 y 90 mils ( milésimas de pulgadas).
49
En la figura N° 36 se observa un sensor de desplazamiento radial. Ga Rotor
Campo Magnético
Figur a N° 36. Sensor de Desplazamiento (radi al).
La probeta Eddy es alimentada por una radio frecuencia de 50 Mhz desde un dispositivo llamado Proximitor, esta señal es la que permite al sensor producir el campo magnético y medir el movimiento oscilatorio. La medición es enviada a una tarjeta de desplazamiento, ubicada en el rack del sistema Bently, que tiene capacidad para dos señales (canales) y su valor se observa por medio del crecimiento o disminución de barras. En la figura N° 37 se puede observar el sistema completo de monitoreo de vibración, el cual es semejante para el desplazamiento axial.
Sistema de Monit oreo de Vibración Probetas
Corriente Eddy
Cable Proximitor
Medición
Acei te
Co inete
Señal
Paro Alar ma Lectura en Mils
Vibración Rack de monitoreo (radial y axial Rack de monitoreo (radial y axial
Figura N°37. Sistema de detecci ón de Vibr ación.
50
En los turbocompresores existen sensores de vibración sólo en los cojinetes 1 y 4 de la turbina; y en los cojinetes lado acople y libre del compresor centrífugo; los sensores de desplazamiento sólo se encuentran en el cojinete 1 de la turbina y en el cojinete lado libre del compresor.
El sistema Bently
produce una señal de alarma y otra de paro, por
desplazamiento radial y axial, los valores se muestran el la Tabla N° 5. Turbina
Compresor
Radial ( mils pico a pico)
Axial (mils)
Radial ( mils pico a pico)
Axial (mils)
Alarm a
4
20
3,2
20
Paro
6
30
5,4
30
Tabla N° 5. Valores de alarma y paro por vibración en cojinetes.
Cabe destacar que las tarjetas de vibración de los cojinetes 1 y 4 no producen paro de la unidad, esta es una recomendación de la empresa Nuovo Pignone; ya que motivado a la ubicación de la probeta, los valores medidos son más altos. Por lo tanto, sólo sirve para monitorear y comparar con los valores que se registran en los sensores sísmicos, cuyo funcionamiento veremos más adelante.
Para monitorear la temperatura el sistema 3300 de Bently Nevada utiliza termocuplas tipo K (cromen-alumel), mide las temperaturas de todos cojinetes radiales y de empuje; tanto de la turbina como del compresor. Produce una alarma y un paro si los valores están fuera de los valores normales, en la Tabla N° 6 se encuentran estos valores.
51
Turbina
Compresor
Alarm a (°F)
248
248
Paro (°F)
266
266
Tabla N° 6. Valor es de alarma y paro de temperatur a de aceite coji netes.
En la figura N° 38 se observa el sistema 3300 de Bently Nevada. Vibración cojinetes 1 y
Dezplazamiento axial
4 de turbina.
cojinetes 1 y 4 de turbina.
Botón de reset de alarma y
Temperatura cojinetes
paro
radiales y empuje turbina
Figura N°38. Modul o o rack Bentl y Nevada.
52
Sistema antibomb eo. El sistema antibombeo o antisurge provee protección ante este fenómeno al compresor centrífugo, es de la marca Moore y modelo MYCRO 252.
En PGT10 existe un controlador y en PGT5 tres controladores, uno por cada etapa. Cada uno de ellos recibe la señal de flujo y diferencial de presión (entrada y salida de la etapa), estas variables entran en un algoritmo interno del controlador y lo compara con el punto de ajuste (50%), si es menor abre una válvula que compensa la falta de flujo a la etapa (FV), su apertura es proporcional a la diferencia entre la variable de proceso y el punto de ajuste. Como protección si la diferencia esta por encima de 15 %, la válvula abre completamente.
Display
P: Variable de proceso. S: punto de ajuste V: % de salida FV X: Flujo Y: Diferencial de presión
Variable Set point
Selector manual- auto % de apertura FV
Figura N°39. Contolador antibombeo.
Sistema de detección y extinció n de fuego. El sistema de detección y extinción de fuego es fabricado por la empresa Detronics. Esta formado por 4 módulos, los cuales son los siguientes:
53
•
Módulo detonador (Detonator Module R1425)
•
Módulo de detección de flama( Flame Detector System R7404)
•
Módulo de detección de gas.( Gas Detection Module)
•
Módulo de relés de salida ( Relay Output Module R6006A)
•
Sistema de CO2.
Módulo detonador. El módulo detonador esta conectado a una red de sensores de calor (térmicos) los cuales se encuentran conectados en serie, cuando existe fuego en la unidad y uno de ellos se activa, se abre el circuito y una señal es enviada al módulo de relés. Los sensores están distribuidos en tres zonas de la turbina. La primera zona es el compartimiento de accesorios, donde existen tres (03) sensores, el cual se activan a 250 °F. La segunda zona esta ubicada en el compartimiento de turbina, donde se encuentran tres (03) sensores y se activan a 450 °. La última zona es el compartimiento de escape, es la zona más caliente y existe dos (02) sensores, el cual se activan a 600° F. Módulo de detección de Flama. El módulo de detección de flama se activa únicamente cuando dos sensores detectan fuego, dos (02) están ubicados en el compartimiento de accesorios y otros dos (02) en el compartimiento de turbina. Se recomienda colocar, únicamente este módulo, en modo de prueba (test) cuando se realicen soldaduras en el área, para mantener la unidad protegida a través del módulo detonador.
Módulo d e detección de gas. El modulo de detección de gas produce una alarma a 40 % de concentración de gas y paro a 60%, esta concentración está monitoreada por dos (02) detectores de gas, ubicados sobre las válvulas de gas combustible (SRV y GCV), un sensor en cada válvula.
54
Módulo de réles de salida. Este módulo recibe señal de los otros restantes, para realizar las acciones requeridas de acuerdo a lo siguiente: •
Activación del módulo detonador o de flama.
Señal de paro de la unidad al sistema de control Mark V y activación del sistema de CO2. •
Activación del módulo de detección de gas.
Señal de alarma o paro de la unidad al sistema de control Mark V.
Figura N°40. Sistema de detección y extin ción de incendios .
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Sistema d e CO2 El sistema de CO2 consta de cinco (05) cilindros en PGT10, dos (02) de ellas se vacían en forma inmediata cuando recibe la señal del módulo de relés, las otras tres (03) son de vaciado lento para evitar que el fuego vuelva a reiniciarse. Los cilindros son de 75 kg netos de peso de CO2. En PGT5 existen tres (03) cilindros de CO2 de 100 Kg, una (01) de ellas descarga en forma inmediata y las otras dos (02) lento.
Figura N°41. Caseta de cil indros de CO2
56
Sistema de control “ Speedtronic Mark V” . Los turbocompresores de la planta de Extracción Santa Bárbara desde su arranque inicial en el año 1995 poseían el sistema de control “Suvimac”, este sistema empezó a ser reemplazado desde el año 2001, motivado a los nuevos adelantos tecnológicos, el cual hicieron que el “Suvimac” se convirtiera en un sistema de control obsoleto, no amigable y de mayor probabilidades de fallas.
El nuevo sistema de control seleccionado para reemplazar el “Suvimac” , fue el “Speedtronic Mark V” de la Corporación General Electric; y desde el año 2000 se inició el programa de actualización, finalizado en el presente año (2005).
El sistema de control Mark V, esta diseñado para cumplir todos los requerimientos de control y protección de una turbina a gas. Esto incluye control de gas combustible, velocidad, temperatura, secuencias de arranque y parada, y visualización amigable de todos los sistemas; para ello se dispone de los siguientes dispositivos:
•
Interfaz hombre–máquina ( Human machine interface, HMI).
•
Interfaz de respaldo (Backup operator interface,BOI)
•
Procesador común de datos ( Comunicador, C).
•
Procesador de control (R).
•
Procesador de Protección (P).
•
Modulo de distribución de poder (PD)
•
Modulo de entradas y salidas digitales del comunicador (CD).
•
Modulo de entradas y salidas digitales del Procesador (QD1).
57
Interf az hombr e–máqui na (HMI). La interfaz hombre–máquina, esta compuesto de un computador personal (PC), un monitor a color, un teclado, un ratón y una impresora. Tiene como función servir de medio de comunicación entre el operador y el sistema de control Mark V. Se usa para arrancar y parar la unidad, poner o retirar carga y visualizar alarmas; en resumen a través del HMI se realiza la supervisión de la operación de la turbina.
En el HMI se encuentran una serie de pantallas bajo ambiente Windows XP, donde se muestran en forma de esquemáticos las condiciones de la unidad, su utilización se mostrará más adelante.
En la figura N° 42 se muestra el HMI de los turbocompresores de la planta de extracción Santa Bárbara.
Monitor
CPU Teclado
Ratón
Figura N° 42. Interfaz hom bre- maqui na (HMI)
58
Interfaz de Respaldo (BOI). Es un dispositivo que se utiliza cuando existe una pérdida de comunicación entre el HMI y el Mark V, puede ser usado para arrancar y parar a la unidad, dar y bajar carga, visualizar alarmas y monitorear parámetros de la turbina. Esto se visualiza en una pantalla de cristal líquido de dos líneas de 40 caracteres cada una.
Figura N° 43. Interfaz de respald o
Procesador común de datos ( Comunic ador, C). El procesador común de datos, permite la comunicación entre el HMI y el procesador de control R. La comunicación
entre C y R, se realiza por medio de una red de
comunicación, llamada “datos exchange network” (DENET), el cual utiliza una tarjeta de comunicación denominada ARCNET y un cable coaxial para realizar la transferencia de datos. La comunicación de C con el HMI se realiza a través de una red interna, la “stage link”, el cual también utiliza el tipo de comunicación ARCNET.
59
Procesador de control (R). En este procesador llegan todas las señales y
tiene la función de vigilar,
controlar y proteger a la turbina, en él se encuentran los programas requeridos para tal fin. El procesador R mantiene comunicación con el procesador C, a través de la red
“datos exchange network” (DENET). También existe una
tercera red de comunicación llamada la “IONET”, para la transferencia de información de los parámetros del campo, recibidos en las tarjetas de entradas y el procesador R.
Para realizar la visualización y control de los parámetros, los procesadores C y R cuentan con un software exclusivo de la Corporación General Electric. Este software es almacenado en unas tarjetas electrónicas llamadas EEPROM´s. El software consiste en una serie de diagramas de escaleras y bloques de control, que garantizan el buen funcionamiento de la unidad.
Figura N° 44.Proc esadores R y C.
Procesador de pro tección (P). En este procesador se encuentran las tarjetas de protección de la máquina y los relés de salida a las solenoides, el cual accionan las válvulas de proceso.
60
Módulo de distr ibuci ón de poder PD. Este módulo tiene como función distribuir la energía proveniente de la fuente de poder, a todas las tarjetas del panel del Mark V, cuenta con fusibles por cada circuito de distribución para proteger al sistema de una sobrecorriente.
Módulos de Entr adas y salid as Digitales (CD y QD1). Estos módulos reciben y envían señales digitales (0,1) para el control del turbocompresor.
Procesador C
Procesador R
Tarjetas:
Tarjetas:
C-TBCB (6),C-CTBA (7)
R-QTBA (6),R-TBQB (7)
C-TBQA (8),C-TBCA (9)
R-TBQA (8),R-TBQC (9)
Módulo PD
Módulo P Tarjeta: P-PTBA (6)
Módulo CD
Módulo QD1 Tarjetas: QD1-DTBA (6), QD1-DTBB (7) QD1-DTBC (8), QD1-DTBD (9)
Tarjetas: CD-DTBA (6), CD-DTBB (7) CD-DTBC (8), CD-DTBD (9)
(#) Ubicación de la tarjeta.
Figura N° 45.Sistema de con tro l Mark V.
61
Figura N° 46. Red de comunicación del Sistema de control Mark V.
Utilización de la pantallas del HMI Las pantallas del HMI proporcionan al usuario, en forma de esquemáticos, toda la información necesaria para saber como esta operando el turbocompresor; en la pantalla principal esta el esquema de la turbina y contiene la siguiente información:
•
% de apertura de las válvulas de gas combustible (SRV, GCV)
•
Angulo de toberas e IGV.
•
Temperaturas de entrada de aire, descarga compresor axial y escape.
•
Vículos a otras pantallas como: Temperatura espacio entre ruedas, cojinetes, vibración, compresor centrífugo, permisivos para secuencias, condiciones de auxiliares, etc.
En la Figura N° 47 se observa la pantalla principal del HMI y seguidamente su descripción.
62
9
6
3
7
10 8
5 4 1
2 12
11
13
15
14
16
17
19
18
20
21
22
A B 23
Figur a N° 46.Pantalla Pri nci pal del HMI.
1.- Indica el valor de la temperatura del aceite entrada a los cojinetes (colector), adicionalmente es un vínculo con el esquemático de aceite lubricante, al dar doble clic sobre el recuadro. 2.- Indica la velocidad de giro del rotor de alta presión. 3.- Indica el porcentaje de apertura de la SRV,GCV y presión intervávular de gas combustible; también indican sí las válvulas están abiertas (verde)
o
cerradas (rojo).
63
4.- Todo el dibujo de la turbina, desde el cesto combustor al escape, cambia a color rojo cuando la unidad tiene llama (desde la ignición) y es un vinculo al indicador de sensibilidad del detector de llama, al dar doble clic sobre la llama. 5.- Da indicación del ángulo de la tobera, en PGT10 existe el indicador del ángulo de los IGV. 6.- Indica el valor de vibración mayor, medido por los sensores sísmicos, y es u vinculo a este esquemático. 7.- Indica el valor promedio de la temperatura de escape, además es un vinculo al esquemático de la térmocuplas de escape. 8.-Es el valor de la velocidad de giro del eje de baja. Ambos ejes, alta y baja cambian de color gris a verde cuando existe una velocidad diferente de cero. 9.-Indica la unidad que se esta visualizando, T1 o T2. 10.- Fecha y hora actuales. 11.- Al dar doble clic en este lugar se abre la pantalla de las válvulas de proceso. 12.- Es un vinculo con el esquemático de las térmocuplas de espacio entreruedas. 13.- Con doble clic abre el esquemático de las térmocuplas de cojinetes. 14.- Indica los valores de succión y descarga de aire en el compresor axial. 15.- Muestra valores importantes de funcionamiento de la turbina: •
Normal o estado. Indica el estado de la turbina. (arranque, parada, No lista para arranque, secuencia completa, etc)
•
FSR control o control de gas combustible. Indica que controlador tiene el mando de la turbina (Crank,fuego,calentamiento,aceleración, velocidad, temperatura o parada.)
•
TNH- FSR o punto de ajuste del eje de alta. Indica el punto de ajuste en % de velocidad que debe tener el eje de alta, es fijado por el Mark V de cuerdo a los parámetros de la turbina.
•
TNH o velocidad de eje de alta. Indica el % de velocidad real del eje de alta.
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•
TNR o punto de ajuste del eje de baja. Indica el punto de ajuste en % de velocidad que debe tener el eje de baja, es fijado por el operador dados los requerimientos operacionales de manejo de gas, muchas veces es restringido por el control de temperatura.
•
TNL o velocidad de eje de baja. Indica el % de velocidad real del eje de baja.
•
FSR o punto de ajuste de la GCV. Indica el valor de salida hacia el control de gas combustible
•
MSG o mensajes. Coloca mensajes importantes del Mark V, ejemplo de ello es cuando se realiza la secuencia de lavado del compresor axial, aparece WATER WASH o LAVADO.
16.- Son selectores para activar las diferentes modos de arranque, dar incio de arranque o paro y subir y bajar carga. •
Selector principal. Se utiliza para seleccionar el modo de arranque. a) Off. Unidad parada por tiempo indefinido se coloca una vez terminado el cool Down. b) Crank. La unidad llega sólo hasta el 20 % de velocidad del eje de alta. Se utiliza para el lavado y enfriamiento de la unidad c) Fuego. La unidad da llama e inicia rampas de calentamiento y aceleración lenta comparado con la rampa normal, se utiliza para detección de fallas de llama. d) Manual o auto. La unidad realiza todas las rampas anteriores en forma normal, la diferencia entre manual y auto se debe únicamente a la forma de dar carga. En modo manual el aumento y disminución de carga se realiza desde el Mark V y en modo auto, es el panelista quien realiza esta operación. La unidad llega hasta el 80% de velocidad del eje de baja.
•
Control principal. Sólo tiene dos comandos el de arranque de la unidad y el de paro normal de la unidad.
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•
Control de velocidad. Se utiliza para aumentar la velocidad del eje de baja (
) y bajar la velocidad del eje de baja (
),
es decir cambiar el punto de ajuste del eje de baja. Una vez activado cualquiera de los dos comando, se desactiva pulsando el botón de punto negro (
).
17.-Da indicación del estado de los motores de los equipos auxiliares principales. La información se lee de la siguiente manera: •
Recuadro de color verde y letras negras. Equipo esta fuera de servicio.
•
Recuadro de color rojo y letras blancas. El equipo esta en servicio.
•
Recuadro de color verde y letras blancas. El equipo tiene comando de arranque y no esta en servicio por algún problema.
18.- Se muestran en este recuadro los parámetros de proceso. Presión, flujo y temperatura de succión, presión y temperatura de descarga. Todas variables del compresor centrífugo. 19.- Históricos. Abre una pantalla, el cual lleva en forma gráfica los parámetros más importantes de la turbina. En esta gráfica se pueden anexar otros puntos al momento de analizar una falla, adicionalmente se puede cambiar el tiempo de duración del histórico. 20.- Reset principal. Mediante este pulsante se “resetean” todos las alarmas presentes en el Mark V, antes de activarlo se deben cumplir los siguientes pasos: garantizar que la falla esta corregida, reconocer las alarmas en la pantalla de alarmas del mark V y pulsar el botón de “Trip reset”. Sí se reconocen las alarmas en la pantalla de alarmas y se pulsa el ”Trip reset”, pero no realiza el “reset principal” es posible que la unidad no dé el permisivo de arranque. 21.-Sinonimos. Dentro
de un esquemático existen variables que tienen
nomenclatura de Mark V y a su vez un nombre con la nomenclatura PDVSA o fácil de entender por los operadores, este pulsante intercambia esta nomenclatura. Por ejemplo en el esquemático de la figura N° 46 aparece el
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instrumento A63GS1, al pulsar sinónimos este cambia por el nombre presión de aspiración de 1ra, el cual el operador reconoce mejor. 22.-Este es un vínculo a la pantalla de alarmas del Mark V, en el cual se visualizan y reconocen las alarmas de la unidad. 23.-Este recuadro muestra una serie de vínculos hacia esquemáticos importantes del Mark V. En la fila A y con letras púrpuras se muestra la pestaña o carpeta que esta activa, y en la fila B muestra las subcarpetas o vínculos que contiene.
Cada carpeta será tratada a continuación y se dejará para tratar la carpeta de arranque más adelante y con mayores detalles; por ser una de la más importante para el momento de arranque.
•
Unidad. Esta carpeta contiene los vínculos a los esquemáticos de los sistemas de aceite lubricante, hidráulico y ventilación, los cuales fueron tratados en los sistemas auxiliares. En la figura N° 47, se observa esta carpeta y sus subcarpetas.
•
Turbinas a gas. Esta carpeta contiene las subcarpetas siguientes: Temp. de escape, espacio entre ruedas, drenaje de aceite, cojinetes y v visualización de vibración. Ver Figura N° 47.
Figura N° 47.Carpeta Turb ina a gas y s ubcarpetas.
Por ejemplo al dar clic sobre la subcarpeta Temp. cojinete drenaje, el Mark V muestra la pantalla que se observa en la Figura N°48
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Figura N° 48.Pantall a de temperatur a del drenaje de coj inetes.
En la figura N° 48, el usuario obtiene información sobre la temperatura de drenajes de los diferentes cojinetes ( valor y en forma de barras), parámetros de la turbina y muestra los vínculos a otras pantallas. •
Compresor. Esta carpeta contiene las subcarpetas siguientes: Esquema de proceso, aceite de sello, temperatura de cojinetes del compresor, vibración del compresor, válvulas de proceso y flujo de proceso. Ver Figura N° 49.
Figura N° 49.Carpeta compresor y subcarpetas.
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Al dar clic sobre la subcarpeta válvulas de proceso, el Mark V muestra la pantalla que se observa en la Figura N°50.
Figura N° 50.Carpeta compresor y subcarpetas.
En la figura N° 50, el usuario obtiene información sobre la temperatura, presión y flujo del compresor centrífugo; adicionalmente se observa la posición de las válvulas de proceso del compresor centrífugo, y muestra los vínculos a otras pantallas.
•
Varios. Esta carpeta contiene las subcarpetas siguientes: Control de gas combustible, detector de llama, contadores y lavado. En la Figura N° 51 se muestra esta carpeta, sus vínculos y la pantalla de gas
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combustible. En esta pantalla se observa en forma de barras el valor de la salida del controlador a la válvula GCV ( 1ra barra), esta salida es igual al menor valor de las otras salidas (Velocidad, 4ta. Barra)
Figura N° 51.Carpeta Varios y pantall a de cont rol FSR.
•
Utilidad. Esta carpeta contiene las subcarpetas siguientes: constantes de control, forces lógicos, “rung display”, historial de paros y “demand Dispaly”; de estos vínculos el operador sólo debe accesar al historial de paros, los demás son para uso del personal de turbomáquinas, ya que una modificación en estas pantallas puede causar un mal funcionamiento o daños a la unidad. La figura 52 muestra la carpeta utilidad y el Historial de paros. Esta pantalla es de suma importancia
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para realizar análisis de algún paro; en la primera parte muestra los parámetros de funcionamiento más importante; 1 segundo, 10 segundos, 1minutos y 10 minutos antes del paro. En la segunda parte, al final de la pantalla se observan las ultimas alarmas y la causa exacta del paro.
Figura N° 52.Carpeta Utilidad y pantalla de historial de paros.
•
Arranque. Esta carpeta contiene las subcarpetas de los permisivos de arranque de la turbina: permisivos de marcha, Master L4, crank, e ingnición. La nomenclatura de cada uno de los permisivos se puede observar en los anexos y con ellos se facilita la corrección de fallas durante el proceso de arranque. A continuación un ejemplo de arranque para solucionar fallas.
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Procedimientos para arranque de la unidad, mediante la carpeta de arranque
Procedimiento para buscar list o de la unidad. 1. La unidad presenta señal de “NO REDY TO START” en la figura N° 46, punto 15, estado. 2. El operador abre la carpeta arranque y luego la subcarpeta permisivo de marcha. En la figura 53 se observa la pantalla de permisivos de marcha.
Figura N° 53.Carpeta arranque y pant alla de permis ivo s de marc ha.
3. El operador observa que uno de los permisivos nos esta dado y en consecuencia la unidad no esta preparada para el arranque. En el caso planteado existe falta un permisivo de proceso, por lo que el operador hace
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clic sobre el recuadro permisivo de proceso (L3PRS) parte inferior de la pantalla de permisivo de marcha. (ver figura 53). 4. Aparece una nueva pantalla donde se observan los permisivos que se deben cumplir para activar L3PRS, en este caso es el L33P2, el cual es el permisivo de las válvulas de proceso, el operador hace un clic en el recuadro parte inferior de la pantalla (ver figura 54).
Figur a N° 54.Pantalla de permi siv os d e marcha L3PRS.
5. En el HMI se abre una nueva pantalla donde se encuentran la posición de las válvulas de proceso y se observa que la señal L33ASBV_C ( interruptor cerrado de la válvula de descarga del compresor centrífugo) no esta dada, es decir, esta abierta; por lo que aparece la señal de errada posición de válvulas. Ver Figura N° 55.
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Figura N° 55.Pantalla de posición de válvulas. 6. El Operador verifica, en campo, la posición e interruptor cerrado de la válvula, una vez corregida la situación, reconoce alarmas, pulsa “Trip Reset”, activa “reset principal”. Luego la unidad da la señal de “READY TO START”.
Procedimiento p ara arranque de la u nidad. 1. El operador verifica el
“Ready to Start”, con el selector de principal
determina el modo de arranque, para este se selecciona el modo “MANUAL”. 2. Luego el operador da un clic en el botón de control principal y selecciona “ARRANQUE”. Así se inicia la secuencia de arranque de la unidad.
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3. Si todos los permisivos del “Master L4” se cumplen se inicia la secuencia de apertura de válvulas. De no iniciar la apertura de las válvulas se debe chequear la carpeta de permisivos Master L4, en la carpeta de arranque. 4. El operador debe visualizar la apertura de las válvulas de proceso, realizando un clic sobre el punto 11 de la figura N° 46 o seleccionarla en la carpeta de compresor. También se puede observar en la carpeta de permisivos de crank. 5. La secuencia de válvulas inicia con la válvula de presurización de la primera etapa; cuando existe un diferencial de 5 PSI, se abre la válvula de succión de primera etapa, luego abren la recirculación y descarga del compresor centrífugo; por último abre la válvula de gas combustible (todas XSV). Una vez concluida la apertura de válvulas, el operador debe pulsar el botón “RUNNING” en el panel del Mark V o haciendo clic en la pantalla del HMI. 6. Al pulsar el botón “running” se activan los mecanismos de acople del motor de arranque ( en PGT5 el clucth y en PGT10 las válvulas 20TU), arranca el motor de arranque y el eje de alta inicia su movimiento. 7. Cuando el eje de alta llega a 20 % de velocidad el Mark V, verifica los permisivos de ignición. El operador puede observarlos en la carpeta de arranque, subcarpeta permisivos de ignición. Sí todos los permisivos se cumplen se activa un contador por 60 Seg. para garantizar
no existe
mezclas combustibles en el interior de la turbina, mediante un barrido de aire fresco proveniente del compresor axial. Cuando se cumplen los 60 seg. la velocidad del eje, baja hasta 18% de velocidad, se abren las válvulas de gas combustible y se produce la chispa para iniciar la combustión. El eje de alta baja la velocidad para que la mezcla sea rica y facilite la ignición. 8. Comienza secuencia de calentamiento y luego aceleración. Sólo en PGT10 los IGV comienzan a accionar. En ambos modelos, el eje de baja generalmente inicia a moverse entre el 40% y 50% del eje de alta. 9. El operador debe verificar que el motor de arranque se desacople y pare al 60% de velocidad del eje de alta .
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10. Cuando el eje de alta llega a 80% se paran las bombas auxiliares de aceite lubricante e hidráulico. Al 90% de velocidad se cierra la válvula antibombeo del compresor axial, el operador debe verificar que la válvula este cerrada en el campo. Por último, cuando el eje de alta llega al 98% de velocidad, las toberas comienzan a controlar la velocidad del eje de baja. 11. En PGT10, cuando el eje de baja arriba al 80% de velocidad, se produce la secuencia completa y se activa el controlador del sistema antibombeo, lo que indica al operador que la unidad esta lista para aumentar la carga. 12. En la unidad PGT5, cuando el eje de baja arriba al 80% de velocidad se abren las válvulas de presurización de la 3ra y 2da etapas, al registrarse un diferencial de 5 PSI, se abren las válvulas de succión. Luego, el operador debe verificar que ocurra la secuencia completa y que
todos los
controladores están activos y con variación en la salida hacia la válvulas de recirculación del compresor centrífugo, con la finalidad de aumentar la carga. Nota: En el caso de arranque de PGT5, la unidad que esta en servicio disminuye su velocidad hasta 80% y espera que la unidad que estaba parada llegue a secuencia completa (80% eje de alta) para aumentar su carga, el panelista y el operador deben estar pendientes, para equilibrar el sistema con dos unidades en servicios. 13. El operador, debe chequear que la unidad registre la secuencia completa, de no ser así, la unidad no tomará la carga y se parará después de cierto período de funcionamiento. Generalmente esta situación sucede motivado a que quedan en servicio una de las bombas auxiliares, observar estado de auxiliares (punto 17 de la figura N° 46).
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Ética Profesional La planta de Extracción Santa Bárbara contribuye considerablemente al desarrollo del país; diariamente son procesados 800 MMPCND de gas, obteniéndose 45.000 Bls. de LGN diarios, adicionalmente el gas es utilizado para inyección a los pozos, con la finalidad de aumentar la vida útil de producción de petróleo del yacimiento. En este proceso los compresores juegan un papel de vital
importante y su buen funcionamiento depende de un
monitoreo diario y continuo, tanto del personal de operaciones como del personal de mantenimiento. En el paro de un día de un turbocompresor de gas residual, se dejan de recuperar 10.000 Bls de LGN, y no son procesados 200 MMPCND para inyección a los pozos. Sólo los 10.000 Bls de LGN generan al país 860 MMBs; desde otro punto de vista, se puede ver que por una hora de paro, el país pierde 35,84 MMBs; sin contar los daños ocasionados a los yacimientos. Por las razones antes mencionadas es necesario que personal se involucre para garantizar el buen funcionamiento de los equipos de la planta, cada trabajador debe estar consiente de la riqueza que genera a la nación, con el solo hecho de realizar bien su trabajo; con este aporte depende el progreso del pueblo venezolano. Y al producirse el paro de un turbocompresor, el personal debe estar preparado para resolver cualquier falla en el menor tiempo posible; por lo que debe prepararse adecuadamente, no hacerlo es no estar claro con su rol dentro de la corporación y su compromiso con la nación. Por lo tanto como profesionales todos, debemos hacer el mejor esfuerzo para que con nuestro trabajo diario contribuyamos continuamente al crecimiento de la nación.
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Segur idad, Higiene y Ambiente Para la nueva PDVSA es de vital importancia cumplir con las metas de producción de petróleo y gas; pero más importante es hacerlo cumpliendo las normas de seguridad, en armonía con el individuo y el ambiente. En una planta de gas como la de extracción Santa Bárbara, la seguridad debe ser lo primero; el producto manejado hace de ella una planta de alto riesgo y nuestra vida depende del cumplimiento de las normas de seguridad establecidas, entre ellas: uso de casco, botas, guantes, protector auditivo y lentes. Cada trabajador es participe de su propia seguridad al cumplir con las normas establecidas, el solo hecho de que una sola persona no cumpla con la normas, pone en riesgo su propia integridad física, la de sus compañeros y el de la instalación donde labora. Por otra parte, como se ha visto en el transcurso de este manual, los turbocompresores están compuestos por sistemas de toda índole, desde el más simple al más complejo, es por ello que al tratar de resolver una falla se debe contar con los conocimientos necesario para realizarlo, una mala operación o manipulación de parámetro de campos o sistema de control inadecuados pueden causar daños catastróficos, valorados en 5 MM$ en repuestos y una pérdida de producción de 4 a 6 meses. Por lo que se aconseja no manipular ninguna variable o equipo sin el adiestramiento y conocimiento necesario para hacerlo.
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BIBLIOGRAFÍA
Accro Projet-NGL Extracción Plant Santa Bárbara, Venezuela. Mechanical Data book. Servicice manual for gas turbine, decrption & operation. Volumen 8 de 19. Noviembre 1993.
Accro Projet-NGL Extracción Plant Santa Bárbara, Venezuela. Mechanical Data book. Servicice manual for gas turbine, decrption & operation. Volumen 12 de 17. Noviembre 1993.
General Electric Company. Speed Tronics Mark V, Aplication Manual GEH6195C. Febrero 1998.
General Electric Company. Speed Tronics Mark V, Aplication Manual GEH5980E. Febrero 1998.
General Electric Company. Speed Tronics Mark V, Aplication Manual GEH5980E. Febrero 1998.
General Electric Company. Speed Tronics Mark V, Aplication Manual GEH5979D. Febrero 1998.
General Electric Company. Speed Tronics Mark V, HMI Maintenance course. Abril 1998.
Anexos
Separador inercial
Factores de corrección de la potencia ISO
