Basico_de_Turbinas_a_Gas_Petrobras

Prévia do material em texto

E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE
 Manoel Queiroz
 José Augusto Matias
 Jan/2003
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção I - 1
Seção I
TURBINA A GÁS:
• PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO
• CICLO BRAYTON
• COMPONENTES BÁSICOS
• APÊNDICES:
• CICLOS TERMODINÂMICOS
• TERMODINÂMICA BÁSICA
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção I - 2
TURBINA A GÁS
1 - INTRODUÇÃO
A invenção da turbina a gás e o desenvolvimento do seu projeto original foram feitos
para acionamento de aviões e pesquisas de propulsão a jato. O emprego de turbinas a
gás para o acionamento de compressores, bombas e geradores foi adaptado, mais
tarde. Devido a sua construção compacta , pequeno peso e a alta potência quando
comparado com os motores tradicionais de combustão interna seu uso tem sido muito
difundido para aplicações industriais.
Em 1930 FRANK WHITTLE apresentou a primeira patente de uma turbina a gás para
produzir um jato de propulsão. A turbina WHITTLE formou as bases das modernas
turbinas a gás.
Recentemente, turbinas a gás de baixo peso (aeroderivadas) foram introduzidas em
aplicação industrial. Neste meio, essas turbinas são comumente denominada geradora
de gás (GG). Seu propósito é a geração de um grande volume de gases de alta energia
que escoa através de uma roda de turbina transformando essa energia em potência, no
eixo.
2- PRINCÍPIO BÁSICO DE FUNCIONAMENTO DE TURBINA A GÁS
A Turbina a gás é uma máquina térmica que utiliza o ar como fluido motriz para
prover energia. Para conseguir isto o ar que passa através da turbina deve ser
acelerado; isto significa que a velocidade ou energia cinética do ar é aumentada. Para
obter esse aumento, primeiramente aumenta-se a pressão e, em seguida, adiciona-se
calor. Finalmente a energia gerada (aumento de entalpia) é transformada em potência
no eixo da turbina .
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção I - 3
Uma turbina a gás produz energia a partir do resultado das seguintes etapas
contínuas do ciclo BRAYTON:
1. Compressão - O ar é admitido e comprimido em um compressor onde as energias
de pressão e temperatura do fluido (ar) aumentam.
2. Combustão - O ar comprimido flui para as câmaras de combustão, onde o
combustível, a alta pressão, é injetado e queimado a uma pressão
aproximadamente constante. A ignição da mistura ar/combustível ocorre durante a
partida, através ignitores. Posteriormente a combustão se auto sustenta.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção I - 4
3. Expansão - Gases em alta temperatura e pressão são expandidos a uma alta
velocidade através dos estágios da turbina geradora de gás, que converte parte
da energia dos gases em potência no eixo para acionar o compressor de ar (
aproximadamente 2/3 da energia gerada com a queima).
4. Exaustão - Em um avião a jato, os gases remanescentes da expansão na turbina
passam através de um bocal para aumentar sua velocidade e, consequentemente,
o impulso (propulsão). Na aplicação industrial, os gases são direcionados para
uma turbina de reação ou potência onde a energia residual (aproximadamente1/3)
da energia gerada, dos gases é convertida em potência no eixo para acionar um
componente como um compressor de gás, gerador elétrico ou uma bomba.
Finalmente os gases fluem para o duto de exaustão, onde sua energia
remanescente pode ainda ser aproveitada em um sistema de recuperação de
calor (aquecimento de água, geração de vapor, aquecimento do ar de combustão,
etc.).
2.1- COMPARAÇÃO ENTRE OS CICLOS DE FUNCIONAMENTO DE MOTORES
Podemos fazer comparação entre os ciclos de funcionamento de uma turbina (ciclo
Brayton) e de um motor convencional de 4 (quatro) tempos (ciclo Otto). Em uma turbina
a combustão ocorre a uma pressão constante, ao passo que em um motor convencional
a combustão ocorre a um volume constante.
Fig. 5 - Comparação entre Ciclos
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção I - 5
2.1.1- O Ciclo Otto
Em ambos os ciclos ocorrem as etapas de admissão, compressão, combustão e
exaustão. Em um motor de ciclo convencional (Otto), essas etapas ocorrem no mesmo
local (cilindro) em tempos diferentes, sendo portanto um ciclo intermitente.
Em uma turbina (ciclo Brayton),
essas etapas ocorrem
continuamente em locais
diferentes com os processos de
compressão, combustão,
expansão e exaustão separados.
Do ponto 1 ao ponto 2 o ar é
admitido, ocorrendo aumento do
volume sem variação da pressão. Do
ponto 2 ao 3 ocorre o movimento
ascendente do pistão acarretando
a redução do volume, aumento da pressão e
conseqüente aumento da temperatura, visto que é um processo de compressão
politrópica. No ponto 3 ocorre a ignição com grande aumento da temperatura da
mistura. O termo, "volume constante", é devido ao fato de que do ponto 3 ao ponto 4, a
combustão da mistura, não ocorre mudança considerável no volume, mas ocorre um
grande aumento da pressão. Do ponto 4 ao ponto 5 ocorre a expansão com queda da
temperatura e da pressão e aumento do volume.
É importante notar que esta é a única etapa em que a energia pode ser extraída
(trabalho extraído do processo). Quando a válvula de exaustão abre, ponto 5 ao ponto2,
resulta em uma rápida queda de pressão a volume constante. O pistão então sobe
forçando os gases remanescentes para a exaustão ( ponto 2 ao ponto 1). O ciclo então
é reiniciado.
2.1.2- O CICLO DE BRAYTON
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção I - 6
As turbinas operam
no ciclo Brayton
(pressão constante)
que comumente é
denominado ciclo
aberto. As etapas
deste ciclo são
mostradas no gráfico P
x V da figura 9. O ar é
admitido e comprimido
do ponto 1 ao ponto 2
com conseqüente
aumento de pressão e
temperatura, e
redução do volume.
Do ponto 2 ao 3 temos
representado a
combustão à
pressão constante,
mas com um aumento acentuado do volume. Este aumento de volume se manifesta em
aumento de velocidade de escoamento dos gases, porque não há mudança acentuada
na área desta seção da turbina. A partir da combustão ocorre a expansão dos gases
nas rodas da turbina causando uma redução da pressão e temperatura e aumento de
volume. Este processo continua do ponto 4 ao 5 através da turbina de potência.
 3- DESCRIÇÃO BÁSICA DE UMA TURBINA A GÁS
A turbina a gás é composta de:
• Gerador de gás (GG):
- compressor de ar
- câmara de combustão
- Turbina de alta pressão (HP)
• Turbina livre ou turbina de potência (PT)
3.1- COMPRESSOR
O compressor é o componente da turbina a gás onde o fluido de trabalho é
pressurizado, sendo sempre empregado o do tipo dinâmico ( centrífugo, axial ou axial
com o último estágio centrífugo ).
O compressor axial trabalha com relações de compressão por estágio baixas, valores
usuais de projeto situando-se entre 1,1/ 1 e 1,4/ 1 , oque resulta em um número grande
de estágios para se atinjam as relações de compressão elevadas, de até 21/1 ,
empregadas em algumas máquinas modernas. Na prática, relações de compressão
muito elevadas são obtidas normalmente com dois ou três rotores axiais, operando em
série, ou por um rotor com vários estágios axiais seguidos por um último estágio
centrífugo.
O compressor axial permite obter altas vazões de ar, até 700 kg/s, e eficiência
isoentrópica muito boa, valores típicos entre 85 a 90 %, sendo por isso empregado em
praticamente todas as turbinas a gás de médio e grande porte.
Um inconveniente do compressor axial é a de apresentar faixa operacional pequena,
entre os limites de surge e choke, o que exige cuidados especiais para evitar o surge
durante os períodos de partida e/ou aceleração.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção I - 7
O compressor de ar é o componente da turbina responsável pelo aumento da
pressão do ar no ciclo Brayton e é acionado pela turbina do gerador de gás.
O compressor axial é empregado nestes casos por ser especificado para maiores
vazões do que os centrífugos com relação ao porte.
Seu princípio de funcionamento é o da aceleração do ar com posterior transformação
em pressão. É composto por uma seção estacionária, onde se encontram instalados os
anéis com aletas estatoras e a seção rotativa composta por um conjunto de rotores com
palhetas. Cada estágio de compressão é composto por um rotor com palhetas e um
anel com aletas estatoras. O rotor com palhetas é responsável pela aceleração do ar,
como um ventilador. É nesta etapa que o ar recebe trabalho para aumentar a energia de
pressão, velocidade e temperatura. O anel de aletas estatoras tem a finalidade de
direcionar o ar para incidir com um ângulo favorável sobre as palhetas do próximo
estágio rotor e promover a desaceleração do fluxo de ar para ocorrer a transformação
da energia de velocidade em pressão. Essas máquinas são projetadas para que a
velocidade na entrada de cada rotor seja a mesma para a condição de máxima
eficiência.
Este processo é repetido nos estágios subsequentes do compressor sendo que cada
estágio promove um pequeno aumento de pressão.
O fluxo de ar no compressor se dá paralelo ao eixo ( axial ) numa trajetória helicoidal,
e a seção de passagem é reduzida da admissão para descarga, com o propósito de se
manter a velocidade do ar constante dentro da faixa de operação, uma vez que a
pressão sobe a cada estágio e respectivamente a massa específica (veja a equação da
continuidade). O ganho de pressão e as variações de velocidade a cada estágio podem
ser vistos nas figuras a seguir.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção I - 8
As aletas estatoras do último estágio agem como pás guias de saída, que direcionam
o ar em um fluxo axial estabilizado para a carcaça traseira do compressor e seção de
combustão.
O compressor é projetado para operar com alta eficiência em altas rotações. Para
manter o fluxo de ar estabilizado à baixa rotação, tem-se instalado, na entrada de ar, um
conjunto de aletas móveis guias de entrada (IGV - Inlet Guide Vanes), que
automaticamente, altera o ângulo de ataque das palhetas para o primeiro rotor. A
eficiência é gradualmente aumentada de acordo com o aumento da rotação. As válvulas
de sangria estão instaladas para prevenir o surge em baixas rotações.
O conjunto I.G.V e válvulas de sangria fazem parte do sistema de controle do fluxo
de ar da turbina.
A proteção quanto ao surge se dá através de válvulas de alívio instaladas nos
últimos estágios, que ficam abertas aliviando para atmosfera durante a fase de
aceleração e parada do compressor.
3.2- COMBUSTOR
A combustão em uma turbina a gás é um processo contínuo realizado a pressão
constante. Um suprimento contínuo de combustível e ar é misturado e queimado à
medida que escoa através da zona de chama. A chama contínua não toca as paredes
da camisa da câmara de combustão, sendo estabilizada e modelada pela distribuição
do fluxo de ar admitido, que também resfria toda a câmara de combustão. Podem ser
queimadas misturas com larga faixa de variação da relação combustível - ar, porque a
proporção combustível - ar é mantida normal na região da chama, sendo o excesso de
ar injetado a jusante da chama.
O projeto da câmara de combustão deve garantir resfriamento adequado da camisa,
combustão completa, estabilidade da chama e baixa emissão de fumaça, monóxido de
carbono, hidrocarbonetos e óxidos de nitrogênio. O volume da câmara de combustão é
muito pequeno em relação à taxa de liberação de calor desenvolvida, porque a
combustão é feita a pressão elevada: em turbinas aeronáuticas este volume pode ser
de apenas 5 % do volume que seria necessário em uma caldeira com a mesma taxa de
liberação de calor.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção I - 9
O combustor usado em uma turbina a gás pode ser: tubular, tubo-anular, anular ou
externo.
O combustor tubular é usado em turbinas industriais de médio grande porte,
especialmente em projetos europeus, e em algumas turbinas, automotivas ou auxiliares,
de pequeno porte. Apresentam como vantagens: simplicidade de projeto, facilidade de
manutenção e vida longa devida às baixas taxas de liberação de calor. Podem ser de
fluxo direto ou de fluxo reverso.
Em turbinas aeronáuticas, onde a área frontal é importante, os combustores
empregados são do tipo tubo-anular ou anular. Estes combustores produzem uma
distribuição circunferência de temperaturas bastante uniforme na entrada do primeiro
estágio da turbina.
Embora seja de desenvolvimento mais difícil, o combustor anular é o mais
empregado em turbinas aeronáuticas modernas, devido à sua compacidade.
Combustores anulares são particularmente adequados para aplicações a altas
temperaturas ou com gases de baixo poder calorífico, porque exigem menos ar de
resfriamento, devido à menor área superficial da camisa. A quantidade de ar de
resfriamento requerida pelo combustor é particularmente importante em aplicações com
gases de baixo poder calorífico, porque estes gases exigem muito ar primário, sobrando
pouco ar para resfriamento da câmara. Os combustores anulares são usualmente de
fluxo direto, enquanto os tubo-anulares são normalmente de fluxo direto em turbinas
aeronáuticas e de fluxo reverso em turbinas industriais.
3.3- RODA DE TURBINA
A roda de turbina é o meio mais eficaz para transformar a energia contida em um
fluxo de gás a alta pressão e temperatura em trabalho no eixo.
O gás ao escoar através da turbina perde pressão e temperatura, à medida que se
expande e transforma sua energia em trabalho.
As turbinas empregadas em turbinas a gás são na grande maioria do tipo axiais por
apresentarem maior eficiência isoentrópica, variando entre 75 e 90 %.
Ao contrário dos compressores axiais, antecede as palhetas da roda da turbina as
palhetas estatoras que tem a finalidade de direcionar o fluxo de gás num ângulo
favorável de ataque nas palhetas rotoras e proporcionarem o efeito bocal para que o
fluxo aumente a velocidade.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção I - 10
A turbina pode ser equipada por vários estágios de palhetas estatoras e rotoras a
depender da aplicação ouprojeto, lembrando que as palhetas estatoras são fixadas a
carcaça da turbina e as rotoras as rodas, que por conseguinte são fixadas ao eixo. De
qualquer forma a energia extraída pela roda de turbina é transmitida ao eixo que por sua
vez transfere para o compressor de ar, proporcionando assim a compressão de um
volume de ar para a câmara de combustão fechando o ciclo de funcionamento.
Para aplicação industrial os gases gerados pela turbina a gás é direcionado por meio
de uma peça de transição para uma turbina de potência, que é um conjunto de estágios
de palhetas estatoras e rotoras com a finalidade de extrair potência dos gases gerados
pela turbina a gás ou gerador de gás. Essa energia é transmitida para o equipamento
acionado através de um eixo utilizado um redutor de velocidade ( gerador elétrico ) ou
um multiplicador ( compressores ).
As primeiras turbinas a gás fabricadas para aplicação industriais eram máquinas de
construção pesada, com projeto largamente derivado das práticas utilizadas na
construção de turbinas a vapor. Estas máquinas deram origem às atualmente chamadas
turbinas industriais para serviço pesado (industrial heavy duty gas turbines).
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção I - 11
Essas turbinas têm como principais características: potência elevada; projetos com
pouca restrição quanto a peso e tamanho; carcaças pesadas de partição horizontal;
mancais de deslizamento; combustores de grande diâmetros boa durabilidade e fácil
acesso para inspeção e manutenção; palhetas de seção espessa; compressores e
turbinas axiais com muitos estágios; baixo nível de ruído, devido às baixas velocidades
de admissão de ar normalmente empregadas em seu projeto; baixa relação de
compressão por estágio, propiciando larga faixa de operação estável do compressor.
Suas principais vantagens são: longa vida útil, grande confiabilidade operacional, boa
eficiência térmica e baixo nível de ruído. Suas principais desvantagens são peso e
tamanho.
As turbinas derivadas de aviação tem portanto dois componentes básicos: o gerador
de gás e a turbina de potência. O gerador de gás é uma turbina aeronáutica adaptada
para queimar combustível industrial. A turbina de potência é projetada e fabricada pelo
chamado fornecedor do pacote.
Esse é responsável pelo fornecimento, montagem e testes do conjunto completo, que
inclui, além do gerador de gás e da turbina de potência, todos os acessórios e sistemas
auxiliares, tais como: base e suportes, sistemas de óleo, sistema de combustível,
instrumentação, sistemas de proteção e controle, painéis, filtros de ar, dutos de
admissão e descarga, silenciadores, proteção acústica. O fornecedor normalmente
entrega ao comprador o pacote totalmente montado e testado em sua fábrica.
São características importantes das turbinas derivadas de aviação: facilidade de
instalação e comissionamento, boa adaptabilidade a controle remoto, planejadas para a
manutenção em oficina.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção I - 12
Apendice A Seção 1 – CICLOS TERMODINÂMICOS DA TURBINA A GÁS
a) CICLOS IDEAIS
A análise dos ciclos ideais e de turbinas a gás podem ser encontrados em diversos
textos clássicos de termodinâmica e somente um breve resumo será apresentado. No
caso de ciclo ideal, serão adotados as seguintes hipóteses simplificadoras :
• Compressão e expansão isoentrópicas;
• Desprezadas as perdas de carga nos dutos de sucção , descarga e câmara de
combustão;
• não há perdas de calor pelas paredes da turbina;
• Gás perfeito;
• Vazão mássica constante ao longo do ciclo;
• Fluxo unidimensional.
O Ciclo Brayton
A turbina a gás é um dispositivo que converte calor em trabalho. O ciclo ideal é o
Brayton cujo processo consiste em três principais etapas: compressão do ar, adição de
calor ao fluxo de ar (combustão) e a expansão, conforme é mostrado nas figuras a
seguir:
• Ao usarmos um volume de controle em torno da turbina, podemos afirmar baseado
na 1a Lei da termodinâmica, que toda a energia que entra na turbina é igual a
energia que sai da mesma:
• 
• Q1 = vazão mássica de ar x calor específico do ar x T1
• Qc = vazão mássica do combustível x Poder calorífico do combustível (lhv).
• Qe = vazão mássica dos gases de exaustão x calor específico dos gases da
exaustão x T4
W = Potência líquida (útil) na ponta do eixo da turbina
compressor
Turbinas
Câmara
gases de exaustãoCombustível
Ar Potência Líquida
1
2 3 volume de controle
4
Turbina que opera segundo o ciclo Brayton
em um volume de controle
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção I - 13
Considerando-se que a vazão de combustível é desprezível, se comparada com a
vazão de ar, esta pode ser considerada constante ao longo da turbina. Outras perdas de
calor por radiação e perdas mecânicas em mancais , selos e acessórios são aqui
desprezadas e é assumido que o calor específico do ar permanece constante.
Colocando-se um volume de controle em torno da turbina, conforme é mostrado no
esquema acima, pode-se escrever que sua a eficiência é:
• ηηt = 
Qc
W
Mas olhando-se, para a variação de energia que ocorre em cada etapa do ciclo da
turbina a gás que são : compressão , combustão e a expansão que ocorre nas turbinas,
podemos escrever:
ηηt = 
Qc
W
= 
)23(
)12()43(
ttcp
ttcpttcp
−
−−−
 = 1-
23
14
tt
tt
−
−
 e,
introduzindo-se a relação isoentrópica entre pressão e a temperatura de um gás ideal
que é 
1
1
2
1
2 −






=
k
k
t
t
p
p
, onde K é o coeficiente isoentrópico, temos que a máxima
eficiência que pode ser obtida em um ciclo ideal de Bryton é:
ηηt máximo = 1-
1
1
2 −





 k
k
p
p
 = 1-
2
1
t
t
A eficiência do ciclo de uma turbina a gás e fortemente influenciado pela razão de
compressão (p2/p1), no compressor de ar . Se aumentarmos a pressão através do
compressor o rendimento global da turbina a gás irá aumentar em função do aumento
da temperatura T3, que por sua vez é limitante por considerações metalúrgicas das
partes quentes da máquina. Na realidade, esta eficiência dificilmente irá exceder 55%,
em função do rejeito térmico na exaustão da máquina, porque a temperatura de
descarga é significativamente maior que a temperatura ambiente. Assim, uma parte
considerável da energia do combustível colocada na câmara de combustão não poderá
ser aproveitada dentro do ciclo Brayton.
 compressão
expansão
combustão
(pressão cte)
P2
P1
Ciclo aberto teórico da turbina a gás S
T
4
3
2
1
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção I - 14
Outra consideração que podemos fazer pelo diagrama T x S, do ciclo de Bryton, é que
a adição de calor na câmara de combustão, tem uma proporcionalidade direta com o
trabalho útil produzido. Desta forma, quanto maior for a temperatura na câmara de
combustão (t3), para uma mesma vazão mássica de ar, maior será a potência
disponível na ponta do eixo da turbina.
a) CICLOS REAIS
Denominamos ciclo real, aquele em que a compressão e a expansão são
considerados como transformações irreversíveis. Nas transformações reais ocorre
aumento de entropia, mesmo sem que haja intercâmbio de calor entre o sistema e o
exterior. O desempenho dos ciclos reais diferem consideravelmentedo desempenho
dos ciclos ideais pelas seguintes razões:
• Os processos de compressão e expansão são irreversíveis, envolvendo, portanto,
aumento de entropia;
• Há perdas de pressão devido ao atrito de fluido nas câmaras de combustão e dutos
de admissão e exaustão;
• Há necessidade de incremento no trabalho de compressão a fim de compensar o
atrito nos mancais e acionamento de equipamentos auxiliares ( offtakes);
• Os valores de cp e γ do ar variam ao longo do ciclo devido às variações de
temperatura e, no caso de combustão, devido a alterações na composição química;
• À primeira vista pode parecer que a vazão mássica através da turbina é maior do
que a do compressor devido a injeção de combustível. Na prática, de um a dois por
cento do ar comprimido é retirado com o propósito de refrigerar os discos e as
palhetas das partes quentes. Além disso, a relação combustível/ar é da ordem de
0,01 a 0,02. Desta forma, para cálculos preliminares, é possível assumir que a
vazão mássica através do compressor de ar é igual as das turbinas. Cumpre
observar que turbinas aeronáuticas de última geração , operam com temperaturas
na turbina de alta pressão (HP) elevadas, o que demanda maior quantidade de ar
para refrigeração. Neste caso, a aproximação de vazão constante ao longo da
turbina seja constante, não é correta em caso de avaliação precisa.
A qualidade da compressão e da expansão depende, em grande parte do projeto
aerodinâmico do compressor, das turbinas e da fabricação. Como, em termos práticos, é
impossível obter-se compressão e expansão isoentrópicas ( fricção e atritos
intermoleculares estão presentes), são utilizados parâmetros denominados rendimentos
isoentrópicos para definir a potência útil e o rendimento térmico do ciclo.
0
20
40
60
80
100
0 2 4 6 8 10 12 14
Relacão de pressão P2 / P1
R
en
di
m
en
to
 %
 
Rendimento do Ciclo de Brayton em função de P2 / P1
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção I - 15
• Eficiência Isoentrópica de compressão. (ηIC)
Vimos, no caso dos ciclos ideais que compressão e expansão ocorrem sem perdas. A
realidade, porém, é diferente e durante os processos termodinâmicos que ocorrem na
turbina a gás ocorre incremento de entropia .
Para o diagrama temperatura x entropia, que considera as ineficiências sobre um ciclo , se
analisarmos isoladamente o compressor, temos:
)1'2.(. ttCpmCW ideal −= ;
);12.(. ttCpmCW real −= então:
12
1'2
)12.(.
)1'2.(.
tt
tt
ttCpm
ttCpm
CW
CW
real
ideal
IC
−
−
=
−
−
==η
;
• Eficiência Isoentrópica da Expansão (ηIE) ;
De modo análogo ao compressor, existem perdas relacionadas ao processo de expansão
realizado pela turbina. Estas perdas resultam num decremento do trabalho disponível para
uma dada vazão de compressão. Assim, analisando este processo para a expansão da
turbina, temos:
);'43.(.)'43( ttCpmhhmEW ideal −=−=
);43.(.)43( ttCpmhhmCW real −=−= então:
'43
43
)'43.(.
)43.(.
tt
tt
ttCpm
ttCpm
EW
EW
ideal
real
IE
−
−
=
−
−
==η ;
Efeito das ineficiências sobre o ciclo da turbina a gás
3
Pressão
S
1
2’ 2
T
4
4’
ciclo teórico
ciclo real
compressão
Expansão
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção I - 16
• Eficiência de Combustão
O processo de combustão não é perfeito. Há formação de fuligem , Co, etc., além de
hidrocarbonetos não queimados. Portanto, o aumento de temperatura será inferior àquele
obtido se todo combustível fosse queimado. Eficiências típicas de combustão situam-se por
volta de 98%.
• Outras perdas
Outras perdas de potência inerentes a uma turbina a gás são as perdas mecânicas que
ocorrem nos mancais e selos , bem como a potência que é retirada diretamente no seu eixo
para o acionamento de bomba mecânica de óleo lubrificante.
Os fabricantes de turbinas a gás métodos matemáticos computacionais para o projeto de
turbinas a gás e definir as curvas de performance esperada. Apesar disto, o ciclo real de
uma turbina a gás requer o prévio conhecimento das eficiências da compressão e expansão
isoentrópicas, das perdas de pressão na câmara de combustão e nos dutos de sucção e
descarga , bem como a eficiência de combustão. Estes dados são obtidos por testes
experimentais ou análise computacional de dinâmica dos fluidos. Os valores a seguir são
típicos de eficiências empregadas em turbinas a gás modernas:
Dutos de sucção e filtro de ar ηsucção ≈ 99%
Compressor axial ηIC ≈ 90%
Câmara de combustão ηCC ≈ 98%
Turbinas ηIE ≈ 90%
Sistema de exaustão ηexaustão ≈ 99%
Eficiência mecânica ηmecãnica ≈ 99%
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção I - 17
Apendice B Seção 1 - TERMODINÂMICA BÁSICA
1.1 - Termodinâmica básica
Para uma perfeita compreensão do princípio de funcionamento, definiremos, a
seguir, alguns conceitos de termodinâmica básica:
Grandezas
VELOCIDADE - É uma grandeza que corresponde a relação entre o espaço
percorrido e tempo gasto para percorre-lo. É dividida em velocidade escalar e vetorial. A
escalar expressa o valor, enquanto a vetorial expressa o valor e o sentido.
r
v
e
t
=
∆
∆
ACELERAÇÃO - É a grandeza vetorial que corresponde a variação da velocidade no
tempo.
r
a
v
t
=
∆
∆
TEMPERATURA - É a sensação de quente ou frio. Representa o grau de agitação
das moléculas.
MASSA - É a quantidade de matéria.
IMPULSO - É o produto da massa pela velocidade. É a propriedade de um corpo em
movimento que determina o período de tempo requerido para traze-lo à condição de
repouso sob ação de uma força constante.
FORÇA - É um agente capaz de produzir ou cessar um movimento.
PRESSÃO - É a relação entre uma força e a área na qual ela está atuando. Também
pode ser definida como sendo o número de choques das moléculas nas paredes de um
recipiente por unidade de tempo.
Leis de Newton
1°.LEI - Um corpo em repouso tende a permanecer em repouso, um corpo em
movimento tende a permanecer em movimento.
A resultante de forças em um corpo é igual a 0 (zero) quando o corpo estiver em
repouso ou em movimento retilíneo uniforme.
2°.LEI - A força agindo sobre um corpo produz uma aceleração cuja direção é a
mesma da força aplicada e sua amplitude é proporcional a força e inversamente
proporcional a massa do corpo.
r
r
a
F
m
=
3° .LEI- A toda ação corresponde uma reação, igual, mas oposta.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção I - 18
Energia
É a capacidade de realizar trabalho. Se divide em energia cinética e energia
potencial.
ENERGIA CINÉTICA (Ev) - É a energia que um corpo possui quando em movimento.
ENERGIA POTENCIAL DE ALTURA (Eh) - É a energia que um corpo possui em
função da altura em que ele se encontra.
ENERGIA POTENCIAL DE PRESSÃO (Ep) - É a energia que um fluido possui
quando submetido a uma pressão.
ENERGIA INTERNA (u) - É a energia potencial do fluido associada a sua
temperatura.
TRABALHO (W) - É a energia associada ao deslocamento de uma partícula. Todo
deslocamento de um corpo necessita de trabalho para se realizar.
CALOR (Q) - Energia térmica em trânsito no sentido da maior para menor
temperatura.
ENTALPIA (h) - É o nível energético em que um fluido se encontra. Podemos dizer
que é a soma da energia de pressão com a energia interna.
ENTROPIA (S ) - É uma variávelmatemática que expressa a energia relacionada ao
grau de afastamento em que um processo se realiza em comparação a idealidade.
Propriedades do Fluído
MASSA ESPECÍFICA (r) - É a relação entre a massa e volume do fluido.
ρ =
m
v
VISCOSIDADE (µ) - É a propriedade que representa a maior ou menor facilidade do
fluido em escoar.
PESO MOLECULAR (PM) - É a massa de um mol de uma substância (1 mol
eqüivale a 6,023 x 1023 moléculas). Um mol de qualquer gás ocupa 22,4 litros na
Condições Normais de Temperatura e Pressão (C.N.T.P.) ( 0 oC e 1 atm).
FATOR DE COMPRESSIBILIDADE (Z) - É o fator empregado para corrigir o volume
do gás real com relação ao volume do gás ideal, nas mesmas condições de pressão e
temperatura.
Z V r
V i
=
CALOR ESPECÍFICO (c) - É o coeficiente que indica o grau de dificuldade de troca
térmica. É o calor necessário para que uma grama de um fluido varie de 14,5 oC para
15,5 oC. Para a água, o calor específico é 1 cal/g oC.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção I - 19
Para o gás, tem-se dois calores específicos:
- Calor específico a volume constante ( cv ) - É o calor necessário para que uma
grama de um gás varie 1°C, mantendo seu volume constante.
- Calor específico a pressão constante ( cp ) - É o calor necessário para que uma
grama de um gás varie 1°C, mantendo sua pressão constante.
Ao se aquecer um gás a volume constante a temperatura sobe mais rápido do que a
pressão constante, pois neste caso, além da temperatura subir, uma parte do calor
cedido é transformado em trabalho no deslocamento das moléculas para se manter a
pressão. Com isso a variação de temperatura é menor. Sendo assim o calor necessário
para aquecer um gás a pressão constante é maior do que a volume constante.
C Cp v>
COEFICIENTE ISOENTRÓPICO (K) - É a relação entre o cp e o cv. Expressa a maior
ou menor facilidade que um gás tem em ser comprimido. Quanto maior o K mais
trabalho é demandado para a compressão.
k
c
c
p
v
=
Equação universal dos gases
A pressão do gás em um recipiente é diretamente proporcional a temperatura, ou
seja, quanto maior a temperatura maior a pressão e vice-versa.
Ex: Ao se deixar um botijão de gás exposto ao sol, sua temperatura irá aumentar,
proporcionando o aumento da pressão.
A pressão do gás é inversamente proporcional ao volume, ou seja, quanto maior o
volume menor a pressão e vice-versa.
Ex: A bomba manual utilizada para encher pneu de bicicleta. Ao ser reduzido o
volume para deslocar o ar, a pressão sobe.
A pressão do gás é diretamente proporcional ao número de moléculas (n) em um
dado recipiente.
Analisando-se conjuntamente as três condições temos:
Pressão (P) é diretamente proporcional ao produto de n e da temperatura (T) e
inversamente proporcional ao volume específico (V).
NOTA
As propriedades do fluido se alteram ao serem alteradas as condições
de pressão e temperatura, sendo que o peso molecular é o único que não
se altera.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção I - 20
Para obtermos uma equação temos que utilizar uma constante para correção das
unidades, é a constante universal dos gases (R), que possui vários valores, a depender
das unidades utilizadas.
P
n R T
V
P V n R T= ⇔ =
. .
. . .
.
Equação da continuidade
A vazão de um fluido em escoamento é o produto da seção transversal (S) com a
velocidade do fluido (v).
Q S v= ρ. .
Com base nesta equação podemos concluir que para uma vazão constante, se
ocorrer uma redução da seção transversal a velocidade é aumentada e vice-versa.
Leis da termodinâmica
LEI ZERO DA TERMODINÂMICA
Retrata a existência da temperatura e estabelece o zero absoluto, onde as moléculas
se encontram inertes. São as escalas kelvin (K) e Rankine (R).
1° LEI DA TERMODINÂMICA
Retrata a conservação da energia, onde fica esclarecido que a energia total do fluido
não se altera sem interação com o meio. E o meio somente interage com o sistema
(fluido) através do calor ou trabalho. Podemos dizer, que ao se aquecer um fluido e o
mesmo realizar trabalho (está recebendo calor e cedendo trabalho) a diferença entre o
calor recebido e o trabalho cedido é a variação da energia total do fluido. É o que fica
efetivamente com o fluido.
Q W Et Et+ = −2 1
Sendo
Et Ep Ev u Eh= + + +
Como exemplo temos, que, ao se aquecer isobaricamente o gás num cilindro, a
temperatura irá aumentar e o gás irá se expandir realizando trabalho ao deslocar o
êmbolo. A diferença entre o calor recebido e o trabalho realizado pelo gás é a variação
da energia total do gás.
NOTA
As unidades de pressão e temperatura utilizadas devem estar em valores
absolutos.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção I - 21
2° LEI DA TERMODINÂMICA
Retrata a existência da máquina térmica, onde fica estabelecido que se pode extrair
trabalho de uma máquina que possua uma fonte quente ( alta temperatura ) e uma
fonte fria ( baixa temperatura ). Quanto maior a diferença de temperatura entre as duas
fontes, maior será o trabalho extraído.
Efeito difusor e efeito bocal
Para fluxo subsônico, ao se analisar o escoamento de um fluido numa tubulação,
verifica-se que onde a seção transversal é aumentada, a velocidade é reduzida e vice-
versa. Nestas situações, ao se analisar as energias do fluido, verifica-se que, se a
energia de velocidade é aumentada, outro tipo de energia tem que ser reduzida, pois a
soma das parcelas de energia de velocidade, pressão, altura e temperatura não se
altera, com base na primeira lei da termodinâmica. Isso significa que o fato da redução
ou ampliação da seção transversal da tubulação, na qual o fluido escoa, não provoca
nenhuma de calor ou trabalho, mantendo-se constante a energia total. Como exemplo
analisaremos o escoamento de um líquido numa tubulação num mesmo plano
horizontal, onde se tem uma redução da seção transversal. Neste caso:
Q S v= ρ. .
para líquidos ρ varia pouco e como S foi reduzido, a velocidade é aumentada, pois a
vazão é constante.
Analisando a equação de conservação de energia:
Et Ep Ev u Eh= + + +
onde Et permanece inalterada e considerando que:
• u é constante, pois não há alteração da temperatura,
• Eh é constante, pois não há alteração da altura,
• Ev aumenta pois a velocidade aumentou,
• Concluímos que:
• Ep diminui ou seja, a pressão cai
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 1
Seção II
SISTEMAS AUXILIARES
• SISTEMA DE AR DE COMBUSTÃO
• CAIXA ACÚSTICA (HOOD)
• SISTEMA DE AR DE VENTILAÇÃO
• SISTEMA DE ÓLEO LUBRIFICANTE
• SISTEMA DE ÓLEO DE COMANDO
• SISTEMA DE PARTIDA
• SISTEMA DE COMBUSTÍVEL
• SISTEMA DE CONTROLE DE FLUXO DO AR .
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 2
IINNTTRROODDUUÇÇÃÃOO
As informações, contidas neste trabalho, são oriundas dos manuais de operação e
manutenção fornecidos pelos diversos fabricantes e empacotadores de turbomáquinas.
O objetivo destas anotações é familiarizar o treinando com as características gerais dos
principais sistemas auxiliares que permitem o funcionamento de uma turbinaa gás utilizada
na área industrial, como também apresentar a filosofia de sequenciamento, intertravamento
e controle da turbina a gás.
Observação: Os diversos valores de pressão, temperatura, etc. informados, ao longo da
apostila, são valores típicos encontrados em diversos pacotes com turbina a gás.
SISTEMAS AUXILIARES
SISTEMA DE AR DE
COMBUSTÃO
SISTEMA DE ÓLEO
LUBRIFICANTE
SISTEMA DE
PARTIDA
SISTEMA DE
CONTROLE DE
VAZÃO DE AR
SISTEMA DE
VENTILAÇÃO DO
HOOD
SISTEMA DE ÓLEO
HIDRÁULICO
SISTEMA DE GÁS
COMBUSTÍVEL
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 3
SSIISSTTEEMMAA DDEE AARR DDEE CCOOMMBBUUSSTTÃÃOO
FFUUNNÇÇÃÃOO::
Fornecer ar atmosférico filtrado, com grau de impureza ,umidade e características
controlados. Conduzindo o ar ao compressor da turbina e, também conduzir os gases da
descarga para a atmosfera ou para o sistema de recuperação, conforme a configuração do
sistema, com menor ruído e mínimas perdas de cargas possíveis.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 4
CCOONNSSTTIITTUUIIÇÇÃÃOO DDOO SSIISSTTEEMMAA::
•• CCAAIIXXAA DDEE FFIILLTTRRAAGGEEMM::
A principal função é eliminar as partículas superiores a 1 micra e desumidificar o ar
externo e, consequentemente o sal que está em solução iônica na água. Este ar deve
ser suficientemente puro para evitar incrustação, erosão, deterioração e corrosão dos
componentes internos da turbina, principalmente as palhetas estatoras e rotoras do
compressor de ar e das turbinas, como também evitar o entupimento dos canais de
refrigeração das aletas e palhetas da turbina. Normalmente feita de aço carbono ou aço
iinnooxx..
A caixa, em geral, é constituída de:
- Filtros
§ TELAS : Usada para a retenção de insetos.
§ VENEZIANAS : Proteção contra chuva e impacto de objetos de grande
dimensões.
§ ESTÁGIO(S) DO TIPO INERCIAL : Elimina as partículas pesadas e gotas de
água. A eficiência é diretamente proporcional a velocidade do fluxo do ar.
§ ESTÁGIO(S) DO TIPO COALESCENTE : Coalesce a umidade e retém as
partículas maiores que 8 a 10 micras, com eficiência de 90%. Formado por fibras
sintéticas.
§ SISTEMA DE RECOLHIMENTO DE ÁGUA : Recolhe a água retira nos primeiros
estágios, com sifões para evitar a entrada de ar pelo mesmo.
§ ESTÁGIO DO TIPO ALTA EFICIÊNCIA : Retendo as partículas iguais ou maiores
que 1 micra, com eficiência de 90%. Normalmente são usados filtros tipo bolsa.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 5
- JANELAS BY-PASS : Abre evitando a excessiva pressão negativa, devido a alta perda
de carga quando os filtros estão muitos sujos, evitando danos no Gerador de Gás (GG)
caso este succione os dutos e/ou filtros.
• DUTO DE ADMISSÃO:
Este duto conduz o ar, reduzindo a seção que é grande no filtro, para a entrada do
compressor do Gerador de Gás. Sendo revestido acusticamente (para evitar a
propagação dos ruídos de alta freqüência devido a aspiração). Deve ser inspecionado
regularmente, principalmente na parte interna, para poder verificar a sua integridade e o
perfeito estado de limpeza.
DUTO DE ESCAPE:
Este duto elimina os gases “queimados” da turbina para a chaminé e/ou algum sistema
de recuperação de calor. Suportando a alta temperatura dos gases de escape (400 a
500 ºC),. O duto é normalmente constituído em aço carbono refratário ou de aço inox,
revestido de lã de rocha, para proteção acústica e térmica, com externa de chapa de aço
inoxidável.
FFoottooss ddee eelleemmeennttooss ddee ffiillttrroo ::
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 6
•• 
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 7
•• 
•• JJUUNNTTAA DDEE CCOOMMPPEENNSSAAÇÇÃÃOO ((EEXXPPAANNSSÃÃOO))::
São usadas várias juntas. Com a finalidade de absorver os deslocamentos radiais e
axiais entre caixa de filtragem, silenciador, duto(s) de entrada, turbina, duto(s) de saída,
silenciador e recuperador, eliminando a transmissão de vibração de uma parte para a outra.
•• SSIILLEENNCCIIAADDOORREESS::
Reduzir o nível de ruído devido a passagem, em alta velocidade, do ar na sucção e
dos gases na descarga.
•• IINNSSTTRRUUMMEENNTTAAÇÇÃÃOO::
Os instrumentos típicos são:
INDICADORES (PDI) E/OU TRANSMISSORES DE PRESSÃO DIFERENCIAL (PDT): Indica
a perda de carga do sistema de filtragem, ou seja, o nível de sujeira dos elementos filtrantes,
definido a necessidade de lavagem e/ou troca dos elementos.
A medição da perda de carga no duto de sucção versus a rotação do Gerador de Gás
corrigida pela temperatura do ar na sucção permite definir o nível de sujeira do compressor
de ar.
PRESSOSTATO DE PRESSÃO DIFERENCIAL (PDSH): Permite o alarme e/ou shutdown
devido a alta perda de carga nos elementos filtrantes.
MICRO-SWITCHES (ZSH) : Instalados nas janelas de by-pass, indicando a sua abertura.
SENSORES DE GÁS : Utilizados a quando a sucção da turbina estar instalada em área
classificada. Calibrados em 10% do LIE (Limite Inferior de Explosividade) para alarme e 20%
para o shutdown da turbomáquina. Preferência para os sensores infra-red.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 8
CAIXA ACÚSTICA (HOOD):
FFUUNNÇÇÃÃOO::
É um invólucro para isolar a turbina, tendo como principal função a proteção acústica
diminuindo o ruído até níveis aceitáveis, máximo de 85 D.B. a 1 metro do hood. Como
funções secundárias temos a proteção térmica e o aumento da eficiência no combate a
incêndio.
CCOONNSSTTIITTUUIIÇÇÃÃOO DDOO HHOOOODD::
•• PPAARREEDDEESS::
CHAPA EXTERNA : De aço carbono pintada ou de aço inox.
CAMADA DE MATERIAL ANTI-VIBRATÓRIO E DE INSONORIZAÇÃO : Na parte interna
da chapa.
CAMADAS DE LÃ DE ROCHA: Lã de rocha de diferentes densidades, insonorizantes e
anti-inflamáveis.
PELÍCULA DE PROTEÇÃO : Contra respingos de óleo e hidrocarbonetos diversos,
resistindo às temperaturas máximas do invólucro.
CHAPA PERFURADA : De aço inoxidável.
•• PPOORRTTAASS::
Duas a quatro grandes para manutenção e diversas portas menores de acesso com
abertura anti-pânico e visor.
•• RREESSIISSTTÊÊNNCCIIAA DDEE AAQQUUEECCIIMMEENNTTOO::
Aquece o interior do hood diminuindo a umidade quando a máquina está em stand-by.
ANOTAÇÕES
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 9
SISTEMA DE AR DE VENTILAÇÃO
FFUUNNÇÇÃÃOO
Retira o calor, dissipado pelo processo de combustão na câmara do Gerador de Gás, da
caixa acústica, mantendo a temperatura inferior a 60/70 ºC, evitando danos aos
equipamentos (eletrônicos ou não) instalados no interior do hood. Integrado ao sistema de
ar de ventilação temos o sistema de detecção de fogo e gás.
CCOONNSSTTIITTUUIIÇÇÃÃOODDOO SSIISSTTEEMMAA::
•• FFIILLTTRROO::
Ou utiliza os mesmos filtros do sistema de ar de combustão ou filtro independente,
neste caso normalmente formado de um estágio do tipo coalescente.
•• DDUUTTOO DDEE EENNTTRRAADDAA EE SSAAÍÍDDAA::
Conduz o ar filtrado ao interior do casulo e exaure o ar aquecido para uma área segura.
•• DDAAMMPPEERRSS::
Instalados nos dutos de entrada e saída do ar de ventilação da caixa acústica. São
fechados em caso de disparo de CO2, quando da detecção de fogo.
•• VVEENNTTIILLAADDOORREESS::
Instalados no duto de entrada (pressão positiva) ou no duto de saída do hood (pressão
negativa), forçando a circulação do ar com a conseqüente retirada do calor dissipado
pela turbina a gás.
•• JJAANNEELLAASS AANNTTII--RREETTOORRNNOO::
Instalado a saída ou entrada do ventilador evitando a recirculação do ar caso o
ventilador esteja parado com os outros em funcionamento.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 10
•• GGAARRRRAAFFAASS DDEE CCOO22 OOUU PPÓÓ QQUUÍÍMMIICCOO
Permitir a extinção do fogo. No caso de hood utiliza-se o CO2, caso contrário utiliza-se o
pó químico.
•• IINNSSTTRRUUMMEENNTTAAÇÇÃÃOO::
Os instrumentos típicos são:
INDICADOR (PDI) E/OU TRANSMISSOR DE PRESSÃO DIFERENCIAL (PDT): Informa
a pressurização ou despressurização do casulo em relação a atmosfera.
INDICADOR (TI) E/OU TRANSMISSOR DE TEMPERATURA (TT): Informa a
temperatura interna do hood. .
TERMOSTATO DE TEMPERATURA (TSH/TSHH): Alarme e/ou trip devido a
temperatura alta interna do hood.
MICRO-SWITCHES NOS DAMPERS (ZSL): Indica se os dampers estão abertos,
permitindo o perfeito funcionamento do sistema de ventilação.
SENSORES DE GÁS: Instalados, aos pares, nos dutos de entrada e saída. Calibrados
em 20% do LIE (Limite Inferior de Explosividade) para alarme e 60% para o shutdown.
SENSORES DE FOGO: Normalmente supervisiona pontos críticos, como o governor e
manifold de combustível. Normalmente instalados aos pares, o alarme ocorrerá caso
um só detecte ou o trip caso os dois detectem.
SENSORES DE CALOR (TSH): Utilizados para complementar a detecção de fogo.
Principalmente em lugares que os sensores de fogo não possam ser usados (sem hood
em área abertas) ou de pontos de difícil observação
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 11
SISTEMA DE ÓLEO LUBRIFICANTE
FFUUNNÇÇÃÃOO::
Fornecer óleo na pressão (1,5 a 4 kgf/cm2) e temperatura (40 a 70 °C) adequada, permitindo
a lubrificação os mancais, engrenagens da caixa de acessórios, caixa multiplicadora ou
redutora e equipamento acionado; e o resfriamento dos mancais da parte quente,
principalmente nas máquinas heavy-duty durante a fase de pós-lubricação após a parada da
máquina.
O controle da pressão e temperatura do óleo, dentro do range operacional admissível pela
turbomáquina, é importante para a integridade dos mancais e consequentemente os rotores
(devido as folgas extremamente apertadas), evitando intervenções precoce. Tanto a alta
como a baixa temperatura altera a viscosidade e consequentemente prejudica a lubrificação
e retirada do calor dos mancais, isto também ocorre caso haja alteração da pressão,
principalmente no mancal tipo “tilt-pad”, cuja a alteração da cunha de óleo acarreta o
aumento da vibração.
OOBBSSEERRVVAAÇÇÃÃOO::
O óleo usado no sistema de óleo lubrificante das turbinas industriais é o mineral (tipo Lubrax
TR-46), nas turbinas aero-derivadas, além do sistema de óleo lubrificante mineral temos um
sistema de óleo lubrificante exclusivo para o GG que utiliza o óleo sintético. A constituição
de ambos os sistemas são semelhantes.
CCOONNSSTTIITTUUIIÇÇÃÃOO DDOO SSIISSTTEEMMAA::
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 12
•• RREESSEERRVVAATTÓÓRRIIOO DDEE ÓÓLLEEOO::
No sistema com óleo mineral o tanque tem grande capacidade, sendo este de 4.000 a
20.000 litros, principalmente se o mesmo tanque atende também ao sistema de óleo de
selagem dos compressores de gás. O volume do tanque de óleo sintético é de 300 a
500 litros. Os reservatórios são feitos de aço carbono ou inox e possuem suspiro para
ventar os vapores sendo, as vezes, equipados com recuperadores de névoa.
•• BBOOMMBBAASS::
Fornece o óleo ao sistema com pressão adequada. No sistema de lubrificação com óleo
sintético normalmente encontramos duas bombas e no sistema com óleo mineral são
três, a saber:
BOMBA PRINCIPAL: Bomba existente em ambos os sistemas e normalmente é
acionada mecanicamente, através da caixa de acessórios, pelo Gerador de Gás (GG)
ou pela Turbina de Potência (PT). Funciona durante toda a fase da operação da turbina.
BOMBA AUXILIAR (PRÉ-PÓS LUBRIFICAÇÃO): Bomba existente no sistema com óleo
mineral e é acionada por motor de corrente alternada, funciona durante a fase de pré-
lubrificação (antes e durante a partida) e na fase de parada e pós-lubrificação.
BOMBA DE EMERGÊNCIA (BAKCUP OU RESERVA):: Bomba existente no sistema
com óleo mineral e é acionada por motor de corrente continua, fornecida por banco de
baterias, funciona durante a fase de parada e pós-lubrificação caso a bomba auxiliar
não pressurize o sistema adequadamente.
BOMBAS SCAVENGE: Bomba existente em turbina aeroderivada acionada, através da
caixa de acessórios, pelo Gerador de Gás (GG). Tem como função retirar o óleo da
caixa do mancal.
•• TTRROOCCAADDOORR DDEE CCAALLOORR::
Normalmente são duplos com válvulas de três vias permitindo a troca/alinhamento do
trocador com a turbina em operação. Os vários tipos de trocadores existente podem ser
aplicados no sistema de óleo lubrificante. No trocador tipo água/óleo é importante que a
pressão do óleo seja superior a pressão da água, isto evita a contaminação do óleo pela
água.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 13
•• FFIILLTTRROO::
São duplos com válvulas de três vias para permitir a troca em operação, os elementos
são, normalmente, do tipo cartucho com capacidade de filtragem de 10 a 70 micra
absolutos.
•• IINNSSTTRRUUMMEENNTTAAÇÇÃÃOO::
Os instrumentos típicos são:
VÁLVULAS DE ALIVIO (PSV): Normalmente instalada na saída das bombas de óleo,
protegendo o sistema contra altas pressões.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 14
INDICADORES DE PRESSÃO (PI): Informa a pressão de saída das bombas, permite a
regulagem das bombas.
VÁLVULA DE CONTROLE DE PRESSÃO (PCV): Controla a pressão no header de
óleo, requerida pelo sistema, através do retorno do óleo para o tanque.
VÁLVULA DE TEMPERATURA (TCV): Válvula de três via, permite controlar a
temperatura do óleo, requerida pelo sistema, dosando o fluxo do óleo que passa de
trocador de calor com o que passa por fora do trocador.
INDICADOR (PDI) E/OU PRESSOSTATO DE PRESSÃO DIFERENCIAL (PDSH):
Informa a pressão diferencial alta no filtro de óleo, indicado a necessidade da troca dos
elementos filtrantes.
INDICADOR (TI) E/OU TRANSMISSOR DE TEMPERATURA (TE): Informa a
temperatura no header de óleo lubrificante.
TERMOSTATO (TSH/TSHH/TSL): Alarme e/ou trip devido a alta temperatura do óleolubrificante. Podemos encontrar também alarme devido a baixa temperatura.
INDICADOR (PI) E/OU TRANSMISSOR DE PRESSÃO (PT): Informa a pressão no
header de óleo lubrificante.
PRESSOSTATO (PSL/PSLL): Alarme e/ou trip devido a baixa pressão no header do
óleo lubrificante.
TRANSMISSOR DE TEMPERATURA (TE): Do tipo RTD (PT-100) ou termopar.
Instalados, diretamente, no mancal e/ou nos drenos de retorno de óleo do mancal,
permitindo a supervisão individual de cada mancal.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 15
SSIISSTTEEMMAA DDEE ÓÓLLEEOO DDEE CCOOMMAANNDDOO
FFUUNNÇÇÃÃOO::
Fornecer óleo na pressão (10 a 70 kgf/cm2) requerida pelos comandos hidráulicos. Este
sistema também é conhecido por sistema de óleo hidráulico ou de alta pressão. Utiliza o
mesmo óleo usado no sistema de óleo lubrificante.
CCOONNSSTTIITTUUIIÇÇÃÃOO DDOO SSIISSTTEEMMAA::
• BBOOMMBBAA:
 Eleva a pressão do óleo, captando-o no header de óleo lubrificante ou diretamente do
tanque.
• FFIILLTTRROO::
São duplos com válvulas de três vias, os elementos com capacidade de filtragem de 3 a
30 micra absolutos.
•• IINNSSTTRRUUMMEENNTTAAÇÇÃÃOO::
Os instrumentos típicos são:
VÁLVULA DE CONTROLE DE PRESSÃO (PCV): Controla a pressão de óleo, requerida
pelo sistema.
INDICADOR (PDI) E/OU PRESSOSTATO DE PRESSÃO DIFERENCIAL (PDSH):
Informa a pressão diferencial alta no filtro de óleo.
INDICADOR (PI) E/OU TRANSMISSOR DE PRESSÃO (PT): Informa a pressão no
header de óleo de comando.
PRESSOSTATO (PSL/PSLL): Alarme e/ou trip devido a baixa pressão do óleo de
comando.
SSIISSTTEEMMAA DDEE PPAARRTTIIDDAA
FFUUNNÇÇÃÃOO::
O sistema de partida tem duas funções. A primeira é retirar o Gerador de Gás (GG) da
inércia e leva-lo a uma determinada rotação conhecida como velocidade de purga ou de
ventilação ou de crank, e o mantém nessa rotação durante a fase conhecida como fase de
purga ou de purga (30 a 180 segundos) permitindo a “limpeza” interna da turbina com o ar
limpo. A segunda função acontecerá durante a fase de partida, logo após a fase de purga, é
auxiliar na aceleração do Gerador de Gás durante a ignição e início da formação dos gases
de exaustão, até a velocidade de Idle, conhecida também como velocidade de macha lenta
ou rotação de sustentação, após atingir esta velocidade o sistema de partida é desligado.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 16
OOBBSSEERRVVAAÇÇÃÃOO::
A função do sistema de partida é o mesmo em qualquer turbina a gás, porém a sua
implementação física pode ser diferente para o mesmo modelo de turbina, adequando-se a
necessidade do usuário.
CCOONNSSTTIITTUUIIÇÇÃÃOO BBÁÁSSIICCAA DDOO SSIISSTTEEMMAA::
• MMOOTTOORR DDEE PPAARRTTIIDDAA:
Fornece o torque necessário ao Gerador de Gás (GG), sendo os mais utilizados na
Petrobras:
§ MOTOR ELÉTRICO + CONVERSOR DE TORQUE
§ MOTOR ELÉTRICO + BOMBA HIDRÁULICA + MOTOR HIDRÁULICO.
§ MOTOR ELÉTRICO ACIONADO POR VARIADOR DE FREQÜÊNCIA (VFD)
§ MOTOR PNEUMÁTICO
• RROODDAA LLIIVVRREE ((CCAATTRRAACCAA)) // EEMMBBRREEAAGGEEMM:
Transmite a força somente no sentido do sistema de partida para o Gerador de Gás
(GG), desaclopando mecanicamente o sistema quando a rotação do GG é maior do que
a do sistema de partida.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 17
Sistema de partida com motor elétrico.
Foto de um sistema de partida com a aplicação de motor elétrico com variador de
freqüência
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 18
SSIISSTTEEMMAA DDEE CCOOMMBBUUSSTTÍÍVVEELL
FFUUNNÇÇÃÃOO::
Fornecer o combustível gasoso ( gás natural ) ou líquido (diesel) dentro da pressão e
temperatura, vazão e características necessárias para o atendimento aos diversos regimes
operacionais da turbina.
OOBBSSEERRVVAAÇÇÃÃOO::
A implementação do sistema de combustível pode variar em um mesmo modelo de turbina,
devido aos diversos empacotadores e necessidade do cliente.
A qualidade do combustível é fundamental para a vida útil dos componentes da parte
quente, contaminantes diminuem a vida útil dos injetores, câmara de combustão, peça de
transição (transition piece), distribuição HP e LP e rotores HP e LP, acarretando falhas
prematuras. É importante durante a fase de projeto, anterior a aquisição da turbomáquina, o
envio da análise da composição do(s) combustível(eis) aos futuros fornecedores. A
composição definirá os tipos de proteções (coating) a serem aplicados na superfície dos
componentes e estabelece a vida útil dos mesmos e os ciclos de manutenções.
Quando há dois sistemas de combustível (gás natural e diesel por exemplo), a transferência
de combustível é feita automaticamente com a turbina em operação e sem variação de
velocidade. Normalmente o inicio da comutação é automática quando há problema no
fornecimento do combustível “principal”, o inicio do retorno é, normalmente, manual.
Em sistemas bi-combustíveis gás/líquido, normalmente, é necessário um sistema de “purga”.
Durante o funcionamento com combustível gás, o próprio gás é injetado também pelo injetor
líquido permitindo a sua refrigeração e durante o funcionamento com combustível líquido o
ar do compressor GG é injetado (soprado) pelo injetor gás permitido a sua refrigeração e
limpeza.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 19
CCOONNSSTTIITTUUIIÇÇÃÃOO DDOO SSIISSTTEEMMAA::
• VVÁÁLLVVUULLAA MMAANNUUAALL:
Isolar o pacote, principalmente em caso de manutenção ou hibernação da turbina.
• VVÁÁLLVVUULLAA DDEE CCOORRTTEE ((SSDDVV))::
Isolar automaticamente o pacote quando a turbina esta parada.
• FFIILLTTRROO::
Garantir o combustível limpo ao sistema.
•• BBOOMMBBAA::
EElleevvaa aa pprreessssããoo ddoo ccoommbbuussttíívveell llííqquuiiddoo..
• SSEEPPAARRAADDOORR DDEE CCOONNDDEENNSSAADDOO:
No sistema de combustível gás remove o condensado que é altamente prejudicial a
turbina.
• AAQQUUEECCEEDDOORR::
Aquece o gás garantido a temperatura de no mínimo 20 °c acima do dew point, evitando
a formação de condensado.
• VVÁÁLLVVUULLAA DDEE CCOONNTTRROOLLEE DDEE PPRREESSSSÃÃOO ((PPCCVV)):: No sistema de combustível gás
controla a pressão do combustível. Importante para manter a estabilidade da variável
controlada, principalmente em turbogeradores.
• GGOOVVEERRNNOORR::
Conjunto de válvulas e dispositivos que controlam o fluxo de gás para a turbina, e é
basicamente constituído de:
1° VÁLVULA SHUT-OFF: 1° Válvula de corte de combustível.
VÁLVULA DA TOCHA/PILOTO/IGNITOR: Permite o envio do combustível para a injetor
piloto (tocha) durante a fase de partida.
INJETOR PILOTO/TOCHA/IGNITOR: Permite a chama inicial que “acenderá” o injetor
principal. No conjunto tocha encontra-se a vela de ignição.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 20
VÁLVULA DE PURGA: Encontrada no sistema gás, purga rapidamenteo gás existente
no sistema quando da parada da turbina.
VÁLVULA BY-PASS: Encontrada no sistema líquido controla a pressão do combustível
líquido a montante da válvula de reguladora de fluxo. Também pode Ter a função de
purgar o sistema em caso de parada.
2° VÁLVULA SHUT-OFF: 2° Válvula de corte de combustível.
VÁLVULA REGULADORA OU DOSADORA: Conjunto atuador/válvula que controla o
gás combustível enviado ao injetores. É comandada pelo “Controle de Velocidade da
Turbina”, do painel de controle da turbina, em função da carga solicitada e limitações
máximas a serem atendidas.
VÁLVULA DE DISTRIBUIÇÃO: Usada no sistema de combustível líquido (diesel)
quando os injetores tem duplos orifícios, permitindo a correta pulverização do líquido.
•• IINNSSTTRRUUMMEENNTTAAÇÇÃÃOO::
Os instrumentos típicos são:
TRANSMISSOR DE FLUXO: Permite a medição do combustível
INDICADOR (PDI) E/OU PRESSOSTATO DE PRESSÃO DIFERENCIAL (PDSH):
Indica a pressão diferencial alta no filtro de combustível.
INDICADOR (PI) E/OU TRANSMISSOR DE PRESSÃO (PT): Informa a pressão do
combustível no header e/ou intervalvular (entre as válvulas shut-offs).
PRESSOSTATO (PSL/PSLL/PSH/PSHH): Alarme e trip devido a baixa e alta pressão
de combustível.
INDICADOR (TI) E/OU TRANSMISSOR DE TEMPERATURA (TE): Informa a
temperatura do gás combustível
TERMOSTATO (TSL/TSLL): Alarme e/ou trip devido a baixa temperatura do gás
combustível.
CAIXA DE IGNIÇÃO: Envia energia elétrica para a vela, existente na tocha, permitindo
a centelha.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 21
SSIISSTTEEMMAA DDEE CCOONNTTRROOLLEE DDEE FFLLUUXXOO DDOO AARR
FFUUNNÇÇÃÃOO::
Ajustar a vazão do compressor de ar do gerador de gás, mantendo sua curva de
desempenho na máxima eficiência de acordo com condição operacional exigida pelo
processo e evitando os fenômenos aerodinâmicos, tais como stall e surge, principalmente
este último e pode causar graves danos a turbina a gás. Outra função do sistema é a
selagem dos mancais e resfriamento das palhetas das turbinas.
CCOONNSSTTIITTUUIIÇÇÃÃOO DDOO SSIISSTTEEMMAA::
• INLET GUIDE VANE (IGV):
São palhetas estatoras que permite rotacionar, em relação ao seu eixo de fixação. Isto
permite variar o ângulo de incidência do ar, diminuindo ou aumentando a eficiência do
estágio compressor e consequentemente controlando o volume de fluxo de ar.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 22
VÁLVULA DE SANGRIA (BLEED VALVE):
São válvulas que aliviam parte do ar de estágios intermediários ou na saída do
compressor de ar do GG, evitando o fenômeno de surge.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção II - 23
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 1
Seção III
SISTEMAS CONTROLE DA TURBINA A GÁS:
• SISTEMA DE PROTEÇÃO DA TURBINA A GÁS
• PRINCIPAIS VARIÁVEIS SUPERVISIONADAS E CONTROLADAS
• FILOSOFIA DE SEQUENCIAMENTO
• PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO DO CONTROLE DE
COMBUSTÍVEL
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 2
IINNTTRROODDUUÇÇÃÃOO
As informações, contidas neste trabalho, é oriunda dos manuais de operação e manutenção
fornecidos pelos diversos fabricantes e empacotadores de turbomáquinas, como outras
apostilas originadas internamente pela E&P.
O objetivo destas anotações é familiarizar o treinando com as características gerais das
turbinas a gás, os principais sistemas auxiliares que permitem o funcionamento de uma
turbina a gás utilizada na área industrial, como também apresentar a filosofia de
sequenciamento, intertravamento e controle da turbina a gás aplicado em geradores
elétricos.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 3
 SSIISSTTEEMMAA DDEE PPRROOTTEEÇÇÃÃOO DDAA TTUURRBBIINNAA AA GGÁÁSS
PPRRIINNCCIIPPAAIISS VVAARRIIÁÁVVEEIISS SSUUPPEERRVVIISSIIOONNAADDAASS EE CCOONNTTRROOLLAADDAASS
IINNTTRROODDUUÇÇÃÃOO
O sistema de proteção da turbomáquina, como em outros tipos de processos, objetiva evitar
que os limites operacionais sejam ultrapassados. O principal objetivo do Sistema é garantir a
segurança operacional e a integridade da máquina, mantendo a máxima disponibilidade. Há
várias variáveis sendo supervisionadas, muitas das quais foram vistas nos sistemas
auxiliares descritos anteriormente. As principais variáveis que este sistema protege são:
• TEMPERATURAS EXCESSIVA
• SOBREVELOCIDADES
• VIBRAÇÕES ELEVADAS
• DESLOCAMENTO AXIAL
• SURGE (é um fenomeno, a variável lida costuma ser variação da vazão e/ou pressão de
ar)
TTEEMMPPEERRAATTUURRAA DDOOSS MMAANNCCAAIISS
Os mancais são componentes importante para o bom funcionamento da turbina, o peso dos
conjuntos rotores e a alta velocidade de rotação aliada a alta temperatura que estes
mancais estão sujeitos, principalmente no mancal traseiro GG, mostra o grande esforço que
estão sujeitos durante o funcionamentos da turbina.
Na Turbina industrial (heavy duty), normalmente, são usados mancais de deslizamento do
tipo “tilt pad”, as pastilhas são de aço revestidos de metal patente (liga que contem estanho
e chumbo) e . Dependendo da sua composição, este material começa a “escoar” a partir de
140 °C. Por razões de segurança, sua temperatura é limitada, geralmente em 125 °C para
trip e em 110 °C para alarme, quando a medição é efetuada diretamente nos mancais.
Usualmente, são usados termopares ou RTD´s para este fim. A temperatura do óleo no
header é na faixa de 40° a 60°C.
É comum, contudo, a medição de temperatura indireta nos retornos de óleo dos mancais,
apesar de não ser uma medição tão precisa quanto a leitura direta. Neste caso. O valor de
alarme situa-se em 115°C para trip e 90 °C para alarme.
Na Turbina aeroderivada os mancais são de rolamentos, portanto permite temperaturas
maiores e normalmente a medição de temperatura é realizada no retorno de óleo do mancal,
sendo o alarme entorno de 150° e o trip entorno de 170°C. A temperatura do óleo no header
é na faixa de 80 a 115°C.
No mancal de rolamento a suportação é pontual, ou seja, tem área reduzida. O que acarreta
Como o contato neste tipo de mancal é pontual, é alta a tensão que estes mancais são
submetidos, podendo levar a desgastes excessivos, tanto que é utilizado detetor de limalhas
para verificar o estado de desgaste dos referidos mancais.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 4
TTEEMMPPEERRAATTUURRAA DDEE QQUUEEIIMMAA ((PPAARRTTEESS QQUUEENNTTEESS))
As partes quentes da turbina, constituídas pelos injetores de combustível (fuel
nozzles), câmara de combustão (combustion chamber), peça de transição (transition piece),
distribuições (nozzles) erotores (rotors) são submetidos a temperaturas muito altas devido à
combustão e a conseqüente passagem dos gases. Os vários materiais, utilizados são
resistentes às altas temperaturas, porém existem limites aos quais não podem ser
ultrapassados durante a operação da máquina. A expectativa de vida útil das partes quentes
reduz-se a metade caso opere a máquina com 20 a 25°C acima da Temperatura dos Gases
de Exautão (EGT).
Conforme norma API 616, recomenda o uso de termopares duplos ou a medição por dois
grupos de termopares, sendo um grupo para controle e supervisão (proteção )e o outro
grupo somente para proteção da máquina e através de um circuito redundante e externo ao
circuito aonde se realiza o controle.
Os termopares são elementos de medição de degradam rapidamente quando comparados
aos outros elementos de medição. Com o decorrer do tempo ele apresenta leitura mais
abaixa do que realmente é, isto permitirá que a turbina opere com temperatura acima do
valor limite, o que acarreta a redução da vida útil dos componentes. Portanto é
recomendado a troca periódica dos termopares.
SSOOBBRREEVVEELLOOCCIIDDAADDEE
Os rotores das turbomáquinas possuem limites superior de velocidades devido a força
centrifuga aos quais estão submetidos. Como também estão submetidos a alta temperatura,
a palheta esta sujeita a “fluência” de sua estrutura molecular, o que poderá levar ao
“roçamento” e a quebra da palheta. Por essas razões é importante o controle das rotações,
evitando que ultrapasse a máxima rotação de GG ou PT e supervisão/intertravamento
(proteção) para alarme e trip caso atinja a sobrevelocidade GG e PT.
A norma API 616 exige duplo sensores de velocidade PT, sendo que um sensor para
controle e supervisão/intertravamento e o outro é usado exclusivamente para proteção
máquina, através de um circuito redundante e externo ao circuito que realiza o controle.
Os sensor são constituído de uma bobina no qual passa uma corrente elétrica criando um
campo magnético, o sensor esta montado junto a uma roda dentada acoplada ao eixo ou da
turbinas GG ou da PT. A roda dentada ao girar permitirá a variação do fluxo magnético.
Quando o sensor esta num vale, da roda dentada, a relutância magnética é alta, portanto o
fluxo magnético é baixo, quando o sensor esta próximo ao dente, a relutância é baixa e
consequentemente o fluxo é alto, com a variação do fluxo magnético O sensor enviara ao
painel é um trem de pulsos de freqüência proporcional à velocidade da turbina.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 5
MMOONNIITTOORRAAÇÇÃÃOO DDEE VVIIBBRRAAÇÇÃÃOO EE DDEESSLLOOCCAAMMEENNTTOO AAXXIIAALL
Devido a alta rotação do gerador de gás (GG) e da turbina de potência (PT) e as folgas
entre estas partes rotativas e as partes estacionárias serem muito pequenas, na ordem de
0,1 a 0,6 mm, a monitorarão das vibrações é importantíssima.
Vibrações elevadas podem aumentar o desgaste dos mancais, roçamento das partes
móveis nas partes fixas, esforços cíclicos elevados, fadiga, etc. levando a queda na
eficiência e dano permanente e com isso elevado índice de indisponibilidade.
Para monitorar os níveis de vibração., existem três tipos de sensores de vibração:
SSEENNSSOORR DDEE PPRROOXXIIMMIIDDAADDEE
Este sensor é constituído de uma bobina na ponta (Tip) de um probe, a função da bobina é
produzir um campo magnético próximo ao eixo da máquina.
 
Uma vez que o eixo é feito de material magnético (aço), o campo magnético terá a sua
amplitude variada em função da distância do sensor ao eixo, ou seja, o eixo ao se aproximar
da ponta do sensor, diminui a relutância magnética com o conseqüente aumento do campo
magnético, a variação do campo magnético acarreta a indução de uma tensão. Esta tensão
é função da distância da ponta (Tip) do sensor ao eixo monitorado. Como o sensor mede a
distância ao eixo, ele mede efetivamente a amplitude vibração do eixo em relação à
carcaça.
O sinal produzido é de deslocamento, ou seja, amplitude do deslocamento e é expresso
normalmente em microns pico a pico ou MIL pico a pico.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 6
Disposição dos probes
Neste tipo de monitoração de vibração é necessário a colocação de dois sensores a 90°, a
vibração pode ser dada em um plano que garantirá a medição tanto no eixo X como no eixo
Y.
O monitor no painel alimenta um conversor de sinal que chamamos de proximitor, a tensão
de alimentação normalmente é de 24 volts negativo. O proximitor alimenta o probe e recebe
uma tensão AC, a variação da tensão AC é função da vibração e é transformada, vide
gráfico a seguir, pelo proximitor e é enviada ao monitor no painel
Gráfico mostrando a relação da tensão de saída do proximitor em função da distância
(GAP) do sensor ao eixo
Detalhe do proximitor
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 7
Instalação típica de sistema de monitoração de vibração em um eixo.
Um ponto importante neste tipo de sistema é o casamento de impedância entre o probe,
cabo de extensão e proximitor. É necessário a verificação da curva do sistema quando
houver a troca de um ou mais componentes e a necessidade de confirmar o correto
funcionamento do sistema.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 8
SSEENNSSOORR SSÍÍSSMMIICCOO DDEE VVEELLOOCCIIDDAADDEE
É constituído de uma bobina (massa) suportada por um conjunto de molas no interior de
uma imã que está preso a carcaça do sensor. A construção, pode ser também, com um imã
(massa) suportado pelas molas e a bobina fixada na carcaça do sensor.
Devido a vibração da máquina, o sensor também vai vibrar já que ele esta solidário na
carcaça da máquina, então o imã oscila no mesmo ritmo da vibração, porém a bobina
permanece estática devido a ação amortecedora das molas. Com isso teremos a bobina
variando dentro de um campo magnético e conseqüentemente teremos uma força
eletromotriz induzida (fem) na bobina.
Sensor de velocidade de vibração
A força eletromotriz induzida é função da variação do fluxo magnético (∆φ) sobre a variação
do tempo (∆t), logo:
f.e.m. = ∆φ / ∆t
Como a variação do fluxo magnético (∆φ) é função do campo magnético (B) vezes a
variação da área (∆S) devido a vibração, logo:
∆φ = B . ∆S
A variação da área (∆S) é o comprimento do fio (l), que é constante, vezes a variação do
deslocamento da vibração (∆X), então:
f.e.m. = ( B . l . ∆X ) / ∆t ou f.e.m = B . l . (∆X / ∆t)
Como o campo magnético (B) é fixo e o comprimento do fio (l) cortado pelo campo
magnético também é fixo, temos a f.e.m. função da variação do deslocamento da vibração
no tempo, portanto, o sinal de saída do sensor (f.e.m.) é proporcional a velocidade de
vibração, e normalmente expressa em milímetros por segundo (mm/s) ou polegadas por
segundo (ips).
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 9
 
Sensor de velocidade de vibração típico e sua dimensão
SSEENNSSOORR SSÍÍSSMMIICCOO DDEE AACCEELLEERRAAÇÇÃÃOO OOUU AACCEELLEERRÔÔMMEETTRROO
Este sensor se utilizado efeito piezoelétrico de cristais tais como o quartzo, turmalina ou sal
de Rochelle.
É constituído por um sistema massa - mola, a máquina ao vibrar transmite a vibração para o
sensor através da carcaça da máquina.
A massa inferior vibra no mesmo ritmo da máquina e a massa superior fica estacionária
devido ao amortecimento dado pela mola, então temos a ação da força de pressão das
massas sobre o cristal piezoelétrico, produzindo uma tensão entre as faces metálicas.
Sensor de Aceleração da Vibração - Acelerômetro
 Como a tensão (v) nas extremidades do cristal é proporcional a força (f) que o pressiona.
v ∝ f
E a força (F) é a massa (M) multiplicado pela aceleração (a).
F = M . a
Como a massa (M) é constante e a aceleração (a) é proporcional a vibração, então temos a
tensão (v) proporcional a aceleração da vibração.
v ∝ a
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 10
O sinal fornecido pelo sensor é muito tênue e sua unidade é C/G (Coulumbs por
Gravidade (9,8m/s2)). É necessário o uso de um amplificador de carga. Após o amplificador
a unidade, normalmente usada, é m/s2.
Da mesma forma que o sensor de velocidade, este sensor mede vibração na carcaça da
máquina.
 
Acelerômetros típicos
DDEESSLLOOCCAAMMEENNTTOO AAXXIIAALL
Como a turbina é uma máquina de fluxo o eixo GG e PT estão sujeitas a deslocamento
axial, e o deslocamento excessivo do eixo da turbina pode levar ao roçamento do rotores
nas partes estatoras, portanto é necessário a monitoração do deslocamento axial.
A monitoração de deslocamento axial é feita por meio dos mesmos sensores de
proximidade, visto anteriormente, e informam ao painel o passeio axial do colar. Os níveis de
alarme e trip adotados são respectivamente ± 0,4 mm e ± 0,6 mm. Os sinais + e - significam
que pode haver deslocamento axial no sentido de aproximação do eixo (-) ou afastamento
em relação ao probe, e ambos os deslocamentos podem acarretar danos a turbomáquina.
Instalação típica de sistema de monitoração de deslocamento axial de um eixo.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 11
MMOONNIITTOORREESS DDEE VVIIBBRRAAÇÇÃÃOO EE DDEESSLLOOCCAAMMEENNTTOO AAXXIIAALL
Os monitores tem como funções a de alimentar o sensor, receber o sinal enviado pelo
sensor e verificar o nível deste sinal, caso o sinal chegue a nível de alarme atuará uma
saída, normalmente um relé, que informará ao painel de controle da turbomáquina a
ocorrência e este decidirá o que deve ser feito, que poderá ser um puro alarme sonoro e
visual até o desligamento da máquina.
A maioria dos sistema de monitoração de vibração e deslocamento instalados nas
turbomáquinas da Bacia de Campos é da Bently Nevada e atualmente temos os seguintes
sistemas o sistema:
SSIISSTTEEMMAA 77220000
O Sistema 7200 é totalmente analógico e está obsoleto, o projeto tem mais de trinta anos.
Atualmente este sistema esta sendo “retrofitado”.
SSIISSTTEEMMAA 22220011
O sistema 2201 foi projetado pela Bently Nevada para uso direto no rack 1771 do PLC da
Allen Bradley
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 12
SSIISSTTEEMMAA 33330000
O sistema 3300 é o mais difundido atualmente. É um sistema análogico.digital
SSIISSTTEEMMAA 33550000
O sistema 3500 é o mais recente em funcionamento na Bacia de Campos, é totalmente
digital e aberto permitindo programação e vários tipo de comunições com outros sistemas,
inclusive acesso remoto. Este sistema foi escolhido como padrão para os sistemas
monitoração de vibração, deslocamento axial e temperatura dos mancais nas novas
turbomáquinas adquiridas para a Bacia de Campos
DDIIAAGGRRAAMMAA DDEE SSEEVVEERRIIDDAADDEE DDEE VVIIBBRRAAÇÇÃÃOO
Este diagrama é orientativo, não deve ser usado para a determinação do set-point da
máquina. O set-point é determinado pelo fabricante da máquina.
diagrama 3 em 1 plota o nível de vibração para: Aceleração x CPM, Velocidade x CPM e
Deslocamento x CPM.
Sabendo a velocidade em RPM (i.e. CPM) da máquina e qual é a técnica de medição de
vibração (aceleração, velocidade e/ou deslocamento) determina-se como a máquina deverá
se comportar quando nova ou após um overhaul e qual deve ser o nível da condição de
alerta ou de perigo.
Identifique no eixo da ordenada a velocidade da máquina em RPM.
Trace um reta vertical até o ponto na faixa a ser verificado, ou seja, Desejável (Desirable);
Satisfatório (Acceptable), Aceitável (Fair), Severo (Rough) e/ou Ruim (Bad).
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 13
No ponto marcado a linha horizontal indica o valor em velocidade de vibração, a linha
inclinada a 45° indica o valor em deslocamento de vibração e a linha inclinada a 135° indica
a velocidade em aceleração de vibração
Como o valor da velocidade de vibração é praticamente constante para qualquer velocidade
da máquina, acima de 1000 RPM (caso das turbomáquina), este tipo de medição é
preferível, para determinar a severidade da vibração, em relação a aceleração de vibração e
deslocamento de vibração.
Leitura/Set-point típico de Vibração
Velocidade de
Operação Aplicação
Técnica do
Sensor Medida
Nova Alerta Perigo
Todos Mancal de
Rolamento Velocidade
0,05 - 0,08 ips,
pk
1 - 2 mm/s,
RMS
0,2 - 0,3 ips,
pk
4 - 6 mm/s,
RMS
0,3 - 0,4 ips,
pk
5 - 7 mm/s,
RMSSísmico
Carcaça do
Mancal 0,08 - 0,12 ips,
pk
2 - 3 mm/s,
RMS
0,3 - 0,4 ips,
pk
5 - 7 mm/s,
RMS
0,4 - 0,6 ips,
pk
7 - 10mm/s,
RMS
< 4000 RPM
Deslocamento
0,8 - 1,2 ips,
pk-pk
20 - 30 µm,
pk-pk
2,0 - 2,5 ips,
pk-pk
25 - 40 µm,
pk-pk
3,0 - 4,0 ips,
pk-pk
75 - 100 µm,
pk-pk
4k -< RPM <
80k
Mancal de
deslizamento
Hidrodinâmico Proximidade
Não Contato 0,2 - 0,3 ips,
pk-pk 5 - 8 µm, pk-pk
0,8 - 1,2 ips,
pk-pk
20 - 30 µm,
pk-pk
1,0 - 1,5 ips,
pk-pk
25 - 40 µm,
pk-pk
> 100.000
CPM Engrenamento
Sísmico em
cima da gear Aceleração 3 - 8 g, pk 2 - 6 g, RMS 10 - 25 g, pk 7 - 18 g, RMS 15 - 40 g, pk 10 - 28 g, RMS
A relação entre o deslocamento da vibração, a velocidade da vibração, e a aceleração da
vibração, para um sinal soneidal, são dadas por:
v = π . f . d 
a = π . f . v = 4π2 . 4f2 . d
 onde v é velocidade da vibração, f a frequência da vibração, d é o deslocamento da
vibração e a é aceleração.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 14
MMOONNIITTOORRAAÇÇÃÃOO DDEE VVEELLOOCCIIDDAADDEE
O sensor de velocidade é semelhante ao sensor de proximidade, é constituído de uma
bobina, na ponta de um encapsulamento metálico, no qual passa uma corrente elétrica
criando um campo magnético, o sensor esta montado junto a uma roda dentada acoplada
ao eixo da turbina GG ou da turbina PT. A roda dentada ao girar permitirá a variação do
fluxo magnético, ou seja, quando o sensor esta num vale, da roda dentada, a relutância
magnética é alta, portanto o fluxo magnético é baixo, quando o sensor esta próximo ao
dente, a relutância é baixa e consequentemente o fluxo é alto, com a variação do fluxo
magnético a bobina gera uma f.e.m. na mesma freqüênciada passagem dos pulsos. O
sensor enviara ao painel é um trem de pulsos de freqüência proporcional à velocidade da
turbina.
Sensor de velocidade típico A roda dentada do eixo GG da PGT5 (NP)
MONITORAÇÃO DE DESLOCAMENTO
Para a o feedback da posição de pistões, válvulas e IGV é usualmente utilizado em
turbomáquinas o LVDT (Linear Variable Displacement Transducer) ou RVDT (Rotate
Variable Displacement Transducer).
O principio construtivo do LVDT e RVDT é o mesmo. Se trata de um transformador de
tensão no qual o núcleo é movido linearmente, no LVDT, ou rotacionalmente, no RVDT, pelo
dispositivo que queremos monitorar.
Um módulo eletrônico alimenta o primário do transformado com uma tensão AC de
amplitude e freqüencia fixa. A tensão induzida no secundário variará com o movimento do
núcleo, ou seja, o deslocamento do núcleo dentro do transformador é proporcional a
variação da relutância magnética e consequente do campo magnético, portanto a tensão no
secundário é proporcional a variação do deslocamento do núcleo. Como o núcleo está
ligado mecanicamente ao dispositivo que queremos monitorar, a tensão do secundário é,
lógicamente, propocional ao deslocamento do dispositivo monitorado. Esta tensão é lida
pelo mesmo módulo que alimentou o primário e é convertida em sinal de corrente calibrado
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 15
de 4 a 20 mA. A corrente é envia ao sistema de controle como feedback da posição do
dispositivo monitorado.
Abaixo temos um módulo amplificador e interface de LVDT. O módulo recebe o sinal
de 4 a 20 mA vindo do sistema de controle de combustível (from FT System) e amplifica
para 20 a 100 mA para o atuador da válvula de combustível, e envia o sinal de 4 A 20 mA
como feedback da posição da válvula de combustível, monitorada pelo RVDT.
Detalhe da instalação do LVDT, Pistão de acionamento da IGV e a
válvula de 4 Vias que comanda o pistão
NNOOMMEENNCCLLAATTUURRAASS
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 16
Mesmo tendo que seguir a Norma ANSI/ISA-5.1, as nomenclaturas utilizadas, para as
mesmas variáveis, nas turbinas é das mais variadas, portanto é necessário a adaptar-se as
simbologias e descrições usadas nas turbomáquinas que o técnico ira trabalhar.
Exemplo típico são as variáveis da turbina a gás, que apresentam nomes diferentes
entre diferentes fabricantes. Abaixo segue alguns exemplos das principais variáveis.
Ponto Descrição Solar Dresser Hispano LM-2500 NP Allison
0 Atmosfera T0, P0 T1, P1 T0, P0
1 Entrada do compressor GG T1, P1 T2, P2 T1, P1 T2, P2 CIT
2 Saída do compressor GG T2, PCD PCD T2, P2 PS3 PCD COT, CDP
3 Entrada da distribuição HP T3 TIT
4 Entre turbinas HP e PT T5 T5 T4, P4 T5.4 EGT TOT
5 Saída da turbina PT T7, P7 T5, P5 TX
6 Velocidade do GG NGP NGG NGG (GGS) NHP NHP NGG
7 Velocidade da PT NPT NPT NPT (PTS) NLP NLP NPT
1
COMBUSTOR2
5
4
3
6 7
0
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 17
PAINEL GTS – TURBOGERADOR DE NUARG
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 18
 FFIILLOOSSOOFFIIAA DDEE SSEEQQUUEENNCCIIAAMMEENNTTOO::
SSEEQQUUEENNCCIIAAMMEENNTTOO::
Há diversos fabricantes de turbina com vários modelos diferentes, porém apresentam
semelhança na filosofia de sequenciamento, que podemos resumir em 9 fases:
11.. PPAARRAADDAA // SSTTOOPP
• Painel de controle e o centro de motores (CCM) estão energizados e todos os
sistemas auxiliares estão “parados”.
• Caso não haja nenhum alarme de desligamento (trip) e condições prévias, tanto da
turbina como da carga acionada (compressor, gerador, bomba, etc.) estão atendidas
a turbina está pronta, aguardando a ordem de partida para em funcionamento.
• Dada a ordem de partida ocorre os seguintes eventos a seguir:
22.. PPRREEPPAARRAAÇÇÃÃOO // PPRRÉÉ--LLUUBBRRIIFFIICCAAÇÇÃÃOO // PPRREE--LLUUBB
• No caso de turbo compressor é iniciada a seqüência de válvulas no compressor de
gás.
• Os ventiladores do hood são ligados.
• A bomba de emergência (motor DC) é colocada em operação e testada, caso a
pressão esteja ok a partida continua, caso contrário a partida é interrompida.
• A bomba auxiliar (motor AC) é ligada.
• Decorrido o tempo necessário (≈30 segundos) para preencher as linhas de óleo
lubrificante e garantir a perfeita lubrificação é verificar a pressão de óleo e caso ok a
partida continua.
33.. VVEENNTTIILLAAÇÇÃÃOO // PPUURRGGAA // CCRRAANNKK
• O sistema de partida coloca o motor de partida em funcionamento, retirando o GG da
inércia e levando a sua rotação para a rotação de ventilação (10 a 20% da máxima
rotação GG), desde que a pressão de óleo lubrificante esteja Ok. A rotação do GG
permite realizar a purga interna da turbina (30 a 180 segundos) com ar limpo.
• Em alguns casos o sistema de gás combustível verifica a estanqueidade do sistema,
deste que a partida seja a gás.
• Começa a ter pressão de óleo hidráulico.
• Após o tempo de purga avança para próxima fase.
44.. PPAARRTTIIDDAA // IIGGNNIIÇÇÃÃOO
• O sistema de combustível seqüência as válvulas realizando a sua purga.
• É enviado combustível para o piloto (tocha) e acionada a vela de ignição.
• O painel de controle começa a enviar sinal, conforme rampa de partida, para a abertura
da válvula reguladora.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 19
• O sistema de partida começa acelerar, de novo, o GG que junto com a queima dos
gases aumenta a rotação.
• A vela de ignição e a tocha são desligadas.
• Atingida a rotação de IDLE (sustentação) o sistema de partida é desligado.
• A bomba principal já fornece óleo e a bomba auxiliar (motor AC) é desligada.
IIDDLLEE // WWAARRMM--UUPP
SEQÜÊNCIA DE OPERAÇÃO
Acceleration and
load applied
Operação com duração
indeterminada
Parada/ Stop/ Stand-by
Tempo indeterminado
Ordem de partida
PPrreeppaarraaççããoo // PPrréé--LLuubbrriiffiiccaaççããoo //
PPrree--LLuubb
½½ mmiinn aa 1100 mmiinn..
VVeennttiillaaççããoo // PPuurrggaa // CCrraannkk
½½ mmiinn aa 0044 mmiinn
PPaarrttiiddaa // IIggnniiççããoo
11 mmiinn 1155 sseegg
IIddllee // WWaarrmm--UUpp
2200 mmiinn..
Control start
Shut down
Shut down
order
PPaarraannddoo // SSttooppppiinngg
44mmiinn.. AA 2200 mmiinn..
Pós-Lubrificação / Pos-Lub
22hh aa 33 hh
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 20
55.. IIDDLLEE // WWAARRMM--UUPP
• Tempo para aquecimento antes da aceleração para a colocação de carga, isto
diminui o gradiente de temperatura no qual a turbina está sujeita. Em turbogeradores
de emergência está fase não ocorre.
66.. OOPPEERRAAÇÇÃÃOO // LLOOAADD
• O painel de controle acelera e desacelera a turbina, dentro dos parâmetros de
aceleração (Accel) e desaceleração (Disaccel) estabelecidos, em função da variação
carga, desde que os limitesde temperatura dos gases de exaustão, velocidade GG
ou velocidade PT não sejam atingidos.
• A turbina permanece nesta condição até ocorrer:
O operador enviar a ordem de retirada de carga ou ordem de parada. A turbina vai
para idle / cool-down
É detectado um alarme de mal funcionamento(trip). A turbina vai para parada /
stopping.
77.. IIDDLLEE // CCOOOOLL--DDOOWWNN
• Tempo de resfriamento que ocorre após desaceleração e antes do corte de
combustível, com isto diminui o gradiente de temperatura no qual a turbina esta
sujeita.
88.. PPAARRAADDAA // SSTTOOPPPPIINNGG
• É cortado o combustível fechando as válvulas de corte (shut-off valves).
• A bomba auxiliar (motor AC) é acionada.
• Após a desaceleração e parada do GG e PT iremos para a próxima fase.
99.. PPÓÓSS--LLUUBBRRIIFFIICCAAÇÇÃÃOO // PPOOSS--LLUUBB
• A bomba auxiliar (motor AC) e os ventiladores continuam operando durante toda esta
fase.
• Caso não haja nenhum alarme de desligamento (trip) e condições prévias estão
atendidas, a turbina está liberada para partir. Se o operador ordenar a partida a
máquina vai para a fase 2 (preparação).
• Decorrido o tempo de pós-lubrificação a bomba auxiliar e os ventiladores são
desligados e a máquina volta a fase 1 (parada / stop).
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 21
PPRRIINNCCÍÍPPIIOO DDEE FFUUNNCCIIOONNAAMMEENNTTOO DDOO CCOONNTTRROOLLEE DDEE CCOOMMBBUUSSTTÍÍVVEELL
FFUUNNÇÇÃÃOO::
A principal função do controle de velocidade da turbina em um turbogerador é fornecer
a potência mecânica necessária para manter a rotação do gerador elétrico constante, ou
seja, a freqüência constante, independente da potência elétrica solicitada pelo consumidor.
Em um turbocompressor, o controle de combustível deverá manter a rotação do compressor
solicitada pelo controle de capacidade, também chamado de controle de performance.
Como o gerador elétrico ou o compressor de gás estar acoplado a turbina de potência (PT),
a rotação da PT é a principal variável controlada.
Sendo a potência disponível no eixo da PT diretamente proporcional a pressão e
temperatura dos gases, quando maior a potência solicitada maior será a temperatura EGT e
a pressão PCD. sendo que está última está relacionada a rotação do gerador de gás (NGG).
Devido a limitações mecânicas e metalúrgica do GG, são impostas limitações de máxima de
rotação GG (NGG) e de máxima temperatura dos gases (EGT). O controle de velocidade da
turbina não deve permitir que este limites sejam ultrapassados.
FFUUNNCCIIOONNAAMMEENNTTOO NNAA PPAARRTTIIDDAA::
Durante a partida (vide fig. 3), na fase de ignição, quem comanda o governor da
máquina é a rampa de partida que cresce em função do tempo e da pressão PCD. Sendo
que a rampa é limitada pela circuito de máxima (Accel) e mínima (Disaccel) aceleração,
quando a rotação PT (NPT) atinge a primeira vez a rotação de controle, o PID de NPT passa
de seguidor para controlador. Nesta fase a rotação GG (NGG) é menor que o set-point (SP)
de máxima NGG, como também a temperatura dos gases de exaustão (EGT) está abaixo do
seu set-point de limitação EGT, os controladores PID’s de NGG e EGT estão saturados, ou
seja, as suas saídas estarão no máximo valor, com isto o menor sinal é saída do controlador
NPT e este será o sinal selecionador pelo seletor de menor sinal. Portanto que comanda a
turbina, neste momento, é o PID de PT.
FFUUNNCCIIOONNAAMMEENNTTOO DDUURRAANNTTEE AA OOPPEERRAAÇÇÃÃOO EEMM TTUURRBBOOGGEERRAADDOORR
Em um Turbogerador o essencial é manter a freqüência igual ao set-point (SP)
independente da potência elétrica fornecida, ou seja, manter a rotação PT igual SP de NPT,
que é fixo quando o controle está no modo isócrono, ou tem uma pequena variação
(exemplo - 2% para máxima potência) em função da potência elétrica ou da pressão de
descarga do compressor de GG (PCD) quando está no modo droop.
O aumento da demanda de carga do Gerador Elétrico representa maior peso no eixo
da PT, ou seja, a rotação PT (NPT) começa a diminui, o que significa queda da freqüência.
O controlador PID de NPT ao comparar a rotação PT (PV) com o seu set-point (SP)
aumentará o sinal de saída (CV), que será menor que as saídas (CV’s) dos PID’s de NGG e
EGT, já que a máquina não está limitada, portanto o sinal escolhido pelo Seletor de Menor
Modo Isócrono
Potência
Máxima
Potência
Máxima
Potência
FreqüênciaFreqüência
60,6
59,4
60
Potência
Modo Droop
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 22
Sinal será o sinal oriundo do PID de PT. Com o aumento do sinal temos o incremento da
abertura da válvula de controle de combustível do governor e o conseqüente aumento da
injeção de combustível acelerando a turbina de potência (PT), portanto recuperando a
freqüência.
A saída de carga elétrica representa menor peso no eixo de PT, ou seja, a rotação PT
começa a aumenta, o que significa a freqüência subi. O Controlador PID de NPT diminuirá o
sinal de saída, como este sinal é menor do que os outros sinais teremos a redução da
abertura da válvula de controle de combustível do governor, reduzindo a injeção de
combustível que reduz a rotação PT, portanto reduzindo a freqüência.
O crescimento da demanda elétrica acarreta a aceleração da máquina,
consequentemente a rotação GG e a temperatura EGT aumentarão. Com a continua
aceleração, uma dessas duas variáveis atingirá o valor máximo setado pelo set-point, o
controlador PID correspondente diminuirá o sinal de saída que passará a ser menor do que
o sinal de saída do PID de NPT, o menor sinal assume o controle evitando de a máquina
acelere e com isto aumente a rotação GG ou temperatura EGT vá a valores acima do valor
máximo de controle, mantendo a integridade da máquina. Nesta condição a freqüência
tende a cair.
Quando da entrada de uma grande carga, a turbina tenderá a acelerar bruscamente, o
que corresponde a um súbito aumento do sinal de saída do PID de PT. Se houver
necessidade de limitar a aceleração, o circuito de Accel manterá o seu sinal menor que o
sinal de saída do PID de PT e com isto limitara a aceleração da turbina
Quando da saída de uma grande carga a turbina tenderá a desacelerar bruscamente,
o que corresponde a uma súbita diminuição do sinal de saída do PID de PT. Se houver
necessidade de limitar a desaceleração, o circuito de Disaccel manterá o seu sinal maior do
que o sinal de Seletor de Menor e com isto limitara a desaceleração da turbina. Caso a
desaceleração seja muito brusca (ex. desligamento do disjuntor principal) a ponto de tender
a fechar por completo a válvula de controle de combustível, o circuito de mínima abertura da
válvula não permite que isso aconteça o que poderia acarretar o apagar da chama de
combustão.
As variáveis NPT, NGG e EGT também são supervisionadas e caso ultrapassem o
limite de controle e atinja valores que venham a diminuir a vida útil ou danificar a máquina o
sistema será “tripado”, ou seja, haverá a parada do turbogerador.
A norma API 616, determina a existência de dois sensores de velocidade PT, alguns
fabricantes usam também dois sensores de velocidade GG, e duas medições de
temperatura EGT, sendo que uma medição é usada para controle e supervisão e a outra
medição é usada somente para supervisão, porém usando circuito redundante e externo ao
circuito aonde realiza-se o controle.
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 23
DIAGRAMA SIMPLIFICADO DO CONTROLE DE COMBUSTÍVELEM TURBOGERADOR
CV
CV
CV
PID
PID
PID
Ao
Gerador
Elétrico
Gases
de
Exaustão
DroopIsocronus
Referência
fixa de
Freqüência
PCD ou
Potência Elétrica
 PCD T1
 PV
 SP
PV
SP
Mínima
abertura do
Governor
NGG EGT NPT
Combustor
PCD
T1
F/U Mv/U F/U
mA/U
R/U
Governor
Combustível
NGG máx.
Seletor de Menor
Rampa de
Partida
EGT máx.
Seletor de Maior
 D A
Acell
Disaccel
PV
SP
U/mA
Ar Filtrado
 PCD T1 NGG
Fator de
Droop
Gerador
de Gás
Rotor do
Compressor
R
o
t
o
r
H
P
Turbina de
Potência
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 24
FFUUNNCCIIOONNAAMMEENNTTOO DDUURRAANNTTEE AA OOPPEERRAAÇÇÃÃOO EEMM TTUURRBBOOCCOOMMPPRREESSSSOORR
No turbocompressor, o controle de combustível deverá manter a rotação do
compressor solicitada pelo controle de capacidade, também chamado de controle de
performance.
DIAGRAMA SIMPLIFICADO DO CONTROLE DE COMBUSTÍVEL EM TURBOCOMPRESSOR
Com o aumento do set-point, oriundo do Controle de Capacidade, o Controlador PID
de NPT ao comparar a rotação PT (PV) aumentará o sinal de saída (CV), que será menor
que as saídas (CV’s) dos PID’s de NGG e EGT, já que a máquina não está limitada, portanto
CV
CV
CV
PID
PID
PID
Ao
Compressor
de Gás
Gases
de
Exaustão
RemotoLocal
(Manual)
Referência
Interna de
Velocidade
SP vindo do
Controle de
Capacidade
(ver Fig. 7)
 PCD T1
 PV
 SP
PV
SP
Mínima
abertura do
Governor
NGG EGT NPT
Combustor
PCD
T1
F/U Mv/U F/U
mA/U
R/U
Governor
Combustível
NGG máx.
Seletor de Menor
Rampa de
Partida
EGT máx.
Seletor de Maior
 D A
Acell
Disaccel
PV
SP
U/mA
Ar Filtrado
 PCD T1 NGG
Gerador
de Gás
Rotor do
Compressor
R
o
t
o
r
H
P
Turbina de
Potência
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 25
o sinal escolhido pelo Seletor de Menor Sinal será o sinal oriundo do PID de PT. Com o
aumento do sinal temos o incremento da abertura da válvula de controle de combustível do
governor e o conseqüente aumento da injeção de combustível acelerando a turbina de
potência (PT), portanto elevando a rotação solicitada pelo Controle de Capacidade, ou seja,
aumentando a potência (Head) necessário a compressão.
Com a redução do set-point, oriundo do Controle de Capacidade, o Controlador PID de
NPT diminuirá o sinal de saída, como este sinal é menor do que os outros sinais no Seletor
de Menor teremos a redução da abertura da válvula de controle de combustível do governor,
reduzindo a injeção de combustível que reduz a rotação PT, portanto reduzindo o Head
fornecido.
O aumento da potência consumida no compressor acarreta a aceleração da máquina,
consequentemente a rotação GG e a temperatura EGT aumentarão. Com a continua
solicitação de potência, uma das duas variáveis citadas atingirá o valor máximo setado pelo
set-point, o controlador PID, que estava “saturado” começa a diminuir o sinal de saída que
passará a ser menor do que o sinal de saída do PID de NPT, este será o menor sinal no
Seletor de Menor e assume o controle da válvula de combustível, evitando que a máquina
acelere e aumente a rotação GG ou temperatura EGT acima de seus valores máximos,
mantendo a integridade da máquina. Nesta condição o Controle de Capacidade não é
atendido.
O Controle de Capacidade pode solicitar um forte aumento da velocidade do
compressor, isto no controle de combustível corresponde a um súbito aumento do sinal de
saída do PID de PT. Se este sinal for maior que o sinal de máxima aceleração, no Seletor de
Menor, há a necessidade de limitar a aceleração. O circuito de Accel manterá o seu sinal
menor que o sinal de saída do PID de PT limitando a aceleração da turbina.
Há várias estratégias de Controle de Capacidade, os mais usuais são:
• Controlar a pressão de sucção e limitar na máxima pressão de descarga e/ou limitar
na máxima temperatura de descarga.
• Controlar a pressão de descarga e limitar na mínima pressão de sucção.
• Controlar a vazão e limitar na mínima pressão de sucção.
CONTROLE DE CAPACIDADE SIMPLIFICADO
Estratégia do Controle Comparação Saída do PID Seletor
Ps ≈ SP1 NormalControlar a Pressão de Sucção
Limitar na máxima Pressão de Descarga Pd < SP2 Saturado ⇑
<
Ps > SP1 Saturado ⇑Limitar na mínima Pressão de Sucção
Controlar a Pressão de Descarga Pd ≈ SP2 Normal
<
Ps > SP1 Saturado ⇑Limitar na mínima Pressão de Sucção
Controlar a Vazão Q ≈ SP2 Normal
<
PID
PV1
SP1
PID
SP2
PV2
<
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 26
CURVAS CARACTERÍSTICAS DE UM COMPRESSOR CENTRÍFUGO
Nas plataformas de produção da Bacia de Campos desejamos manter a pressão de sucção
constante para a correta separação do óleo/gás/água. Portanto a estratégia utilizada no Controle de
Performance é da pressão de sucção constante e limitação na máxima pressão de descarga.
Head
Pd / Ps
Pd
Q
Potência
Absorvida
Q
Nmin
NOP
Nmax
PIC - SP
P1
 BÁSICO DE TURBINAS A GÁS
E&P-SSE/UN-BC/ST/EGMSE Seção III - 1
Seção IV
GUIA PARA LEVANTAMENTO DE INFORMAÇÕES
SOBRE TURBINA A GÁS
ASPECTOS DE MANUTENÇÃO:
 BÁSICO DE TURBOGERADORES
EP-SSE/SC-SL/TBM/TTNP Seção IV- 1
GUIA PARA LEVANTAMENTO DE DADOS DE TURBOMÁQUINAS
O conhecimento amplo do sistema de geração e compressão, incluindo a turbomáquina,
permite a correta operação do sistema. Abaixo segue roteiro que, se preenchido, permitirá
conhecer o sistema em que você irá trabalhar.
TURBINA À GÁS
1) TURBINA
- Marca(fabricante) GG
- Marca(fabricante) PT
- Modelo
- Potência ISO
- Eficiência térmica
- Tipo
- Mancais ( tipo e números )
- Compressor de ar
. tipo
. número de estágios
. materiais
. relação de compressão
. vazão mássica
. IGV ( inlet guide vane )
. Válvulas anti-surge
- Câmara de Combustão
. tipo
. número de câmaras
. material
. número de injetores
. número de ignitores
- Combustível
- Roda da turbina HP (número de estágio, rotação e material)
- Roda da turbina LP (número de estágio, rotação e material)
- Temperatura limite de operação contínua
- Limites operacionais
2) SISTEMA E ÓLEO DE LUBRIFICAÇÃO
- Qual é o óleo(tipos)?
- Qual é a carga para abastecimento?
- Qual é o volume do reservatório?
- Quantas bombas?
- Qual o tipo de resfriador?
- Como é efetuado o controle de temperatura?
- Qual é o modelo do elemento filtrante e quantos p/ filtro?
- Qual é a micragem?
- Como é efetuado o controle de pressão?
- Quais são os limites operacionais do sistema?
3) SISTEMA DE ÓLEO DE COMANDO
- Quantas bombas existem instaladas?
- Quais são os modelos?
- Como é efetuado o controle de pressão?
 BÁSICO DE TURBOGERADORES
EP-SSE/SC-SL/TBM/TTNP Seção IV- 2
- Qual é o modelo, número de elementos e a micragem dos filtros?
- Quais os limites operacionais do sistema?
4) SISTEMA DE PARTIDA
- Motor de partida - tipo e potência
- Caso tenha conversor de torque,qual é o modelo?
- Como é o sistema de acoplamento?
- Quais são os componentes?
- Quantas velas de ignição?
5) SISTEMA DE GÁS COMBUSTÍVEL
- Como é efetuado o controle de pressão do gás?
- Qual é o modelo da válvula dosadora?
- Como são acionadas as válvulas?
- Quais são os parâmetros que fazem parte da malha de controle?
- Quais são os limites operacionais?
6) SISTEMA DE AR
- Quantos são os estágios da filtragem de ar?
- Quantos são os elementos por estágio?
- Qual é o DP recomendado para troca dos elementos?
- Qual é o percentual do ar que é comprimido pelo compressor, que participa da queima?
- Quais são as partes resfriadas da turbina?
- Qual é a origem do ar de selagem?
- Quantos ventiladores existem para ventilação do casulo?
- Como é o acionamento dos DAMPERS de ar do casulo?
7) SISTEMA DE RECUPERAÇÃO DE CALOR
- Citar os Dampers do sistema
- Capacidade de térmica de troca de calor
- Qual é a filosofia de controle?
- Citar a instrumentação de segurança
8) HOOD E SISTEMA DE SEGURANÇA
- Citar os meios de segurança
- Conhecer o lay-out de distribuição dos sensores
- Conhecer a filosofia de segurança
9) CAIXA DE ACESSÓRIOS
- Quantos eixos?
- Quais são os equipamentos acionados?
GERADORES ELÉTRICOS
1) GERADOR
- Fabricante(marca)
- Modelo
- Potência Elétrica (VA, real e aparente)
 BÁSICO DE TURBOGERADORES
EP-SSE/SC-SL/TBM/TTNP Seção IV- 3
- Tensão de Geração
- Tipo de excitação
- N° de Polos
- Rotação da PT e do Gerador Elétrico
2) MANCAIS E SISTEMA DE LUBRIFICAÇÃO
- Qual o tipo de Mancais?
- Quem fornece e como é efetuado o controle de pressão do óleo.
4) SISTEMA DE REFRIGERAÇÃO
- Como é feita a refrigeração do Gerador
- Conhecer o fluxograma e identificar os principais componentes
5) SISTEMA DE CONTROLE DE TURBOGERADORES
- Identificar os painéis da cabine de controle
- Identificar os reles de proteção do Gerador
- Conhecer a seqüência lógica de partida e parada
- Conhecer a filosofia de regulação da turbina
COMPRESSORES
1) COMPRESSOR
- Fabricante (marca)
- Modelo
- Vazão volumétrica nas condições de sucção de cada estágio
- Vazão volumétrica normal (1 ATM, 20 °C)
- Vazão mássica
- Pressão de sucção (Ps) de cada estágio
- Pressão de descarga (Pd) de cada estágio
- Temperatura de sucção (Ts) de cada estágio
- Temperatura de descarga (Td) de cada estágio
- Número de impelidores
- Número de estágios
- Tipo de carcaça
- Tipo de mancal
- Conhecer e analisar as curvas de performance (desempenho) dos compressores
- Conhecer e analisar o fluxo do balanço de massa do turbocompressor
- Limites operacionais, sistemas de proteção
2) SISTEMAS DE SELAGEM
- Qual o tipo dos anéis de labirinto da selagem interna?
- Qual é o tipo da selagem externa? Com óleo, selo seco com gás?
- Conhecer o fluxograma e identificar os principais componentes que atendem ao sistema de
selagem externa
3) SISTEMA E ÓLEO DE LUBRIFICAÇÃO
- Qual é o óleo (tipo)?
- Qual é a carga para abastecimento?
- Qual é o volume do reservatório?
- Quantas bombas?
 BÁSICO DE TURBOGERADORES
EP-SSE/SC-SL/TBM/TTNP Seção IV- 4
- Qual o tipo de resfriador?
- Como é efetuado o controle de temperatura?
- Qual é o modelo do elemento filtrante, a malha de filtragem e quantos elementos por filtro?
- Como é efetuado o controle de pressão?
- Quais são os limites operacionais do sistema?
4) SISTEMA DE BALANCEAMENTO AXIAL
- Qual é tipo empregado?
5) PLANTAS DE PROCESSO DE COMPRESSÃO E GÁS COMBUSTÍVEL
- Conhecer os fluxogramas e identificar os principais componentes
- Conhecer a filosofia de operação
- Identificar as interligações das plantas com a unidade de produção
- Quais são os limites operacionais e os sistemas de proteção?
- Conhecer o sistema de segurança.
6) SISTEMA DE CONTROLE ANTI-SURGE
- Identificar os componentes da malha de controle anti-surge
- Conhecer o controlador anti-surge
7) SISTEMA DE CONTROLE DE CAPACIDADE
- Identificar os componentes da malha de controle de capacidade( PIC sucção, PIC
descarga, seletor de menor (<) e controladores de capacidade.
8) INSTRUMENTAÇÃO DE PROTEÇÃO DO COMPRESSOR E PLANTA DE PROCESSO
- Identificar os instrumentos de proteção: Sensores de nível, pressão, temperatura e
vibração.
9) SISTEMA DE CONTROLE
- Identificar os painéis de controle
- Identificar os sistemas de segurança
- Conhecer as seqüências lógicas de controle e proteção
- Conhecer a filosofia de controle anti-surge e de capacidade do compressor
 BÁSICO DE TURBOGERADORES
EP-SSE/SC-SL/TBM/TTNP Seção IV- 1
ASPECTOS DE MANUTENÇAO
INTRODUÇÃO
O ambiente competitivo a que as empresas estão expostas hoje em dia requer uma
otimização da utilização dos recursos disponíveis. Essa otimização só pode ser alcançada se
for possível minimizar os custos de operação e manutenção das máquinas e maximizar a sua
confiabilidade. Os custos decorrentes da operação e manutenção das máquinas rotativas ao
longo da sua vida produtiva são em geral bem maiores que o custo de aquisição e instalação
da máquina, não sendo incomum que somente o valor da energia consumida seja de 5 a 15
vezes maior que o preço do equipamento.
A produção, basicamente, é composta pelas atividades de operação, manutenção e
engenharia, sendo que o único produto que a operação deseja comprar da manutenção é da
engenharia chama-se MAIOR DISPONIBILIDADE E CONFIABILIDADE AO MENOR CUSTO
POSSÍVEL. A atividade da manutenção precisa, portanto deixar de ser apenas eficiente para
se tornar eficaz; ou seja, não basta, apenas, reparar o equipamento ou instalação tão rápido
quanto possível, mas principalmente, é preciso manter a função do equipamento disponível
para a operação, evitar a falha do equipamento e reduzir os riscos de uma parada não
programada. Se o antigo paradigma, e ainda atual na maioria das empresas, era de que “O
homem de manutenção sente-se bem quando executa um bom reparo”, o novo paradigma é
“O homem de manutenção sente-se bem quando não teve que fazer reparo porque conseguiu
evitar as quebras não planejadas”.
É dentro dessa função estratégica da manutenção, de obter a maior disponibilidade e
confiabilidade ao menor custo possível, que existe uma crescente necessidade de se capacitar
técnicos para executar tarefas multidisciplinares.
TIPOS DE MANUTENÇÃO
A maneira pela qual é realizada a manutenção nos equipamentos, sistemas ou
instalações, caracteriza os vários tipos de manutenção existentes.
O tipo de manutenção ou a filosofia de manutenção para a maioria dos equipamentos
varia de companhia para companhia e depende da localização geográfica das instalações, da
importância do equipamento dentro do processo produtivo, das condições ambientais, da
complexidade do equipamento, etc.
Basicamente, as atividades de manutenção podem ser classificadas em três categorias:
- Manutenção Corretiva
- Manutenção Preventiva
- Manutenção Preditiva
Várias ferramentas disponíveis e adotadas hoje em dia têm no nome a palavra
Manutenção. É importante observar que essas não são novos tipos de manutenção, mas
ferramentas que permitem a aplicação dos tipos principais de manutenção citados
anteriormente. Dentre elas, destacam-se:
§ Manutenção Produtiva Total (TPM) ou Total Productive Maintenance.
§ Manutenção Centrada na Confiabilidade (RCM) ou Reliability Centered Maintenance.
§ Manutenção Baseada na confiabilidade (RBM) ou Reliability Based Maintenance.BÁSICO DE TURBOGERADORES
EP-SSE/SC-SL/TBM/TTNP Seção IV- 2
MANUTENÇÃO CORRETIVA
Manutenção Corretiva á a atuação para a correção da falha ou do desempenho menor do
que o esperado.
Ao atuar em um equipamento que apresenta um defeito ou um desempenho diferente do
esperado, estamos fazendo manutenção corretiva. Assim, a manutenção corretiva não é,
necessariamente, a manutenção de emergência.
Classicamente, é tida como um tipo de manutenção indesejada e que, por isso mesmo,
deve ser evitada, pois pode indisponibilizar a turbomáquina num momento indevido e por um
prazo indefinido (a princípio, antes de avaliarmos os serviços necessários à sua recuperação),
comprometendo duramente a produção envolvida. Assim, um bom planejamento da
manutenção e sua correta execução devem ser capazes de minimizar a ocorrência, embora,
em alguns casos pontuais , este tipo de manutenção pode ser o escolhido para certos
componentes.
Convém observar que existem duas condições específicas que levam a manutenção
corretiva:
a) Desempenho deficiente apontado pelo acompanhamento das variáveis
operacionais.
b) Ocorrência da falha.
Desse modo, a ação principal na Manutenção Corretiva é corrigir ou restaurar as
condições de funcionamento do equipamento ou sistema.
A manutenção corretiva pode ser dividida em duas classes:
§ Manutenção Corretiva não planejada
§ Manutenção Corretiva Planejada.
Manutenção Corretiva não planejada é a correção da FALHA de maneira ALEATÓRIA.
Caracteriza-se pela atuação da manutenção em fato já ocorrido, seja este uma falha ou
um desempenho menor do que o esperado. Não há tempo para preparação do serviço.
Infelizmente, ainda é mais praticado do que deveria.
Normalmente, a manutenção corretiva não planejada implica em altos custos, pois a
quebra inesperada pode acarretar perdas de produção, perda da qualidade do produto e
elevados custos indiretos de manutenção.
Além disso, quebras aleatórias podem ter conseqüências bastante graves para o
equipamento, isto é, a extensão dos danos pode ser bem maior. Em plantas industriais de
processo contínuo (petróleo, petroquímico, cimento, etc.), estão envolvidas no seu
processamento elevadas pressões, temperaturas, vazões, ou seja, a quantidade de energia
desenvolvida no processo é considerável. Interromper processamentos desta natureza de
forma abrupta para reparar um determinado equipamento compromete a qualidade de outros
que vinham operando adequadamente, levando-os a colapsos após a partida ou uma redução
da campanha da planta.
Quando uma empresa tem a maior parte de sua manutenção corretiva na classe não
planejada, seu departamento de manutenção é comandado pelos equipamentos e o
desempenho empresarial da Organização, certamente, não está adequado às necessidades de
competitividade atuais.
 BÁSICO DE TURBOGERADORES
EP-SSE/SC-SL/TBM/TTNP Seção IV- 3
Manutenção Corretiva planejada á a correção do desempenho menor do que o esperado
ou da falha, por DECISÃO GERENCIAL, isto é, pela atuação em função de acompanhamento
preditivo ou pela decisão de operar até a quebra.
Um trabalho planejado é sempre mais barato, mais rápido e mais seguro do que um
trabalho não planejado. E será sempre de melhor qualidade.
A característica principal da manutenção corretiva planejada é função da qualidade da
informação fornecida pelo acompanhamento do equipamento.
Mesmo que a decisão gerencial seja de deixar o equipamento funcionar até a quebra,
essa é uma decisão conhecida e algum planejamento pode ser feito quando a falha ocorre. Por
exemplo, substituir o equipamento por outro idêntico, ter um kit para reparo rápido, preparar o
posto de trabalho com dispositivos e facilidades, etc.
A adoção de uma política de manutenção corretiva planejada pode advir de vários
fatores:
§ Possibilidade de compatibilizar a necessidade da intervenção com os interesses da
produção.
§ Aspectos relacionados com a segurança – a falha não provoca qualquer situação de risco
para o pessoal ou para a instalação.
§ Melhor planejamento dos serviços
§ Garantia da existência de sobressalentes, equipamentos e ferramental.
§ Existência de recursos humanos com a tecnologia necessária para a execução dos
serviços e em quantidade suficiente, que podem, inclusive, ser buscados externamente à
organização.
Para explicar: quanto menores forem as implicações da falha na segurança pessoal e
operacional, nos custos intrínsecos dela, nos compromissos de entrega da produção, maiores
serão as condições de adoção da política de manutenção corretiva.
A análise conjunta, levando em conta os outros fatores, definirá a melhor política.
MANUTENÇÃO PREVENTIVA
Manutenção preventiva é a atuação realizada de forma a reduzir ou evitar a falha ou
queda no desempenho, obedecendo a um plano previamente elaborado, baseado em
INTERVALOS definidos DE TEMPO.
Normalmente, o intervalo entre manutenções preventivas tem como base o calendário ou
o tempo de operação das turbomáquinas, como podemos ver nos exemplos abaixo:
• Preventiva semanal, preventiva mensal, preventiva semestral, preventiva anual;
• Preventiva de 4.000 h, preventiva de 8.000 h, preventiva de 16.000 h, preventiva de
25.000 h.
.
Os intervalos e as tarefas a serem executadas são indicados pelos fabricantes baseados
principalmente na vida útil esperada de cada componente e nos tempos ótimos de manutenção
que levem a um melhor desempenho da turbomáquina. Normalmente, são ajustados pelo
operador/ mantenedor das máquinas a partir de sua experiência acumulada e das demandas
diferenciadas de sua instalação, visando otimizar o custo x benefício da manutenção.
Inversamente à política de Manutenção Corretiva, a Manutenção Preventiva procura
obstinadamente evitar a ocorrência de falhas, ou seja, procura prevenir. Em determinados
setores, como na aviação, a adoção de manutenção preventiva é imperativa, pois o fator
segurança se sobrepõe aos demais.
 BÁSICO DE TURBOGERADORES
EP-SSE/SC-SL/TBM/TTNP Seção IV- 4
Como nem sempre os fabricantes fornecem dados precisos para a adoção nos planos de
manutenção preventiva, além de as condições operacionais e ambientais influírem de modo
significativo na expectativa de degradação dos equipamentos, a definição de periodicidade e
substituição deve ser estipulada para cada instalação ou no máximo plantas similares operando
em condições também similares.
Isso leva à existência de duas situações distintas na fase inicial de operação:
Ocorrência de falhas antes de completar o período estimado, pelo mantenedor, para a
intervenção.
Abertura do equipamento/ reposição de componentes prematuramente.
Evidentemente, ao longo da vida útil do equipamento não pode ser descartada a falha
entre duas intervenções preventivas, o que, obviamente, implicará numa ação corretiva.
Analogamente ao que foi estabelecido para manutenção corretiva, os seguintes fatores
devem ser levados em consideração para adoção de uma política de manutenção preventiva:
- Quando não é possível manutenção preditiva.
- Aspectos relacionados com a segurança pessoal ou da instalação que tornam
mandatória a intervenção, normalmente para substituição de componentes.
- Por oportunidade em equipamentos críticos de difícil liberação operacional.
- Riscos de agressão ao meio ambiente.
A manutenção preventiva será tanto mais conveniente quanto maior for a simplicidade na
reposição; quanto mais altos forem os custos de falhas; quanto mais falhas prejudicarem a
produção e quanto maiores forem as implicaçõesdas falhas na segurança pessoal e
operacional.
Se por um lado a manutenção preventiva proporciona um conhecimento prévio das
ações, permitindo uma boa condição de gerenciamento das atividades e nivelamento de
recursos, além de previsibilidade de consumo de materiais e sobressalentes, por outro
promove, via de regra, a retirada do equipamento ou sistema de operação para execução dos
serviços programados. Assim, possíveis questionamentos à política de manutenção sempre
serão levantados em equipamentos, sistemas ou plantas em que o conjunto de fatores não seja
suficientemente forte ou claro em prol dessa política.
Outro ponto negativo com relação à preventiva á a introdução de defeitos não existentes
no equipamento devido a:
- Falha humana;
- Falha de sobressalentes;
- Contaminações introduzidas no sistema de óleo;
- Danos durante partidas e paradas;
- Falhas dos Procedimentos de Manutenção.
MANUTENÇÃO PREDITIVA
A Manutenção Preditiva, também conhecida por Manutenção sob Condição ou
Manutenção com Base no Estado do Equipamento, pode ser definida da seguinte forma:
 BÁSICO DE TURBOGERADORES
EP-SSE/SC-SL/TBM/TTNP Seção IV- 5
Manutenção Preditiva é a atuação realizada com base em modificação de parâmetro de
CONDIÇÃO ou DESEMPENHO, cujo acompanhamento obedece a uma sistemática.
A Manutenção Preditiva é a primeira grande quebra de paradigma na Manutenção, e
tanto mais se intensifica quanto mais o conhecimento tecnológico desenvolve equipamentos
que permitam avaliação confiável das instalações e sistemas operacionais em funcionamento.
Seu objetivo é prevenir falhas nos equipamentos ou sistemas através de
acompanhamento de parâmetros diversos, permitindo a operação contínua do equipamento
pelo maior tempo possível. Na realidade o termo associado à Manutenção Preditiva é o de
predizer as condições dos equipamentos. Ou seja, a Manutenção Preditiva privilegia a
disponibilidade à medida que não promove a intervenção nos equipamentos ou sistemas, pois
as medições e verificações são efetuadas com o equipamento produzido.
Quando o grau de degradação se aproxima ou atinge o limite previamente estabelecido,
é tomada a decisão de intervenção. Normalmente esse tipo de acompanhamento permite a
preparação prévia do serviço, além de outras decisões e alternativas relacionadas com a
produção. De forma mais direta, podemos dizer que a manutenção prediz as condições dos
equipamentos , e , quando a intervenção é decidida, o que faz, na realidade, é uma
manutenção corretiva planejada.
Ou seja, a principal característica é a antecipação às falhas (prevenção). O objetivo é
otimizar a manutenção nos seus custos e duração (indisponibilidade da turbomáquina para
cumprir sua função), posto que evita-se a parada para manutenção preventiva, quando esta
não fosse necessária (parâmetros em bons níveis), e antecipa-se a o agravamento de algum
problema que levaria a uma falha (parâmetros com tendência ou sinais claros de degradação).
Entre os parâmetros que são usualmente acompanhados via campanhas periódicas de coleta
de dados no campo ou monitoração remota contínua (“on line”), podemos citar:
- Vibração;
- Performance;
- Análise de óleo;
- Parâmetros operacionais (temperaturas, pressões, etc).
As condições básicas para se adotar a Manutenção Preditiva são as seguintes:
§ O equipamento, o sistema ou a instalação devem permitir algum tipo de monitoramento/
medição.
§ O equipamento, o sistema ou a instalação devem merecer esse tipo de ação, em
função dos custos envolvidos.
§ As falhas devem ser oriundas de causas que possam ser monitoradas e ter sua
progressão acompanhada.
§ Seja estabelecido um programa de acompanhamento, análise e diagnóstico,
sistematizado.
Os fatores indicados para análise da adoção de política de manutenção preditiva são os
seguintes:
§ Aspectos relacionados com a segurança pessoal e operacional.
 BÁSICO DE TURBOGERADORES
EP-SSE/SC-SL/TBM/TTNP Seção IV- 6
§ Redução de Custos pelo acompanhamento constante das condições dos equipamentos,
evitando intervenções desnecessárias.
§ Manter os equipamentos operando, de modo seguro, por mais tempo.
A redução de acidentes por falhas “catastróficas” em equipamentos é significativa.
Também a ocorrência de falhas não esperadas fica extremamente reduzida, o que proporciona,
além do aumento de segurança pessoal e da instalação, redução de paradas inesperadas da
produção, as quais, dependendo do tipo de planta, implicam consideráveis prejuízos.
Os custos envolvidos na Manutenção Preditiva devem ser analisados por dois ângulos:
§ O acompanhamento periódico através de instrumentos/ aparelhos de medição e análise
não é muito elevado, e quanto maior o progresso na área de microeletrônica, maior a
redução dos preços. A mão-de-obra envolvida não apresenta custo significativo, haja
vista a possibilidade de acompanhamento, também, pelos operadores.
§ A instalação de sistemas de monitoramento contínuo on line apresenta um custo inicial
relativamente elevado. Em relação aos custos envolvidos, estima-se que o nível de
investimento é de 1% do capital inicial total do equipamento a ser monitorado, e que
um programa de acompanhamento de equipamentos bem gerenciado apresenta uma
relação custo/ benefício de 1/5 .
No tocante à produção, a Manutenção Preditiva é a que oferece melhores resultados,
pois intervém o mínimo possível na planta, conforme mencionado anteriormente.
É fundamental que a mão-de-obra da manutenção responsável pela análise e diagnóstico
seja treinada. Não basta medir; é preciso analisar os resultados e formular diagnósticos.
Embora isto possa parecer óbvio, é comum encontrar, em algumas empresas, sistemas de
coleta e registro de informações de acompanhamento de Manutenção Preditiva que não
produzem ação de intervenção com a qualidade equivalente aos dados registrados.
 BÁSICO DE TURBOGERADORES
EP-SSE/SC-SL/TBM/TTNP Seção IV- 7
ENGENHARIA DE MANUTENÇÃO
É a segunda quebra de paradigma na Manutenção. Praticar a Engenharia Manutenção
significa uma mudança cultural.
É deixar de ficar consertando continuamente, para procurar as causas básicas, modificar
situações permanentes de mau desempenho, deixar de conviver com problemas crônicos,
melhorar padrões e sistemáticas, desenvolver a manutenibilidade, dar feedbacak ao projeto,
inferir tecnicamente nas compras.
Engenharia de Manutenção significa perseguir benchmarks, aplicar técnicas modernas,
estar nivelado com a manutenção de Primeiro Mundo.
Alguém que esteja praticando Manutenção Corretiva não planejada terá um longo
caminho e percorrer para chegar a praticar Engenharia de Manutenção. E o maior obstáculo a
ser vencido está na “cultura” que está sedimentada nas pessoas.
Suponha que uma determinada planta adota Manutenção Preventiva para um conjunto
de redutores de uma torre de refrigeração. Sabemos que a estimativa mais acertada de tempo
para as intervenções é extremamente difícil, porque nesse tipo de equipamento a vida dos
diversos componentes é diferente, apesar do pequeno número de componentes, Os
rolamentos têm uma vida diferente dos retentores, que por sua vez têm vida diferente das
engrenagens. A experiência indica que mais intervenções do que necessário serão feitas e/ ou
um número elevado de troca de peças com meia vida ainda em bom estado será processado.
Há que compatibilizar aqui as vantagens x desvantagens entre custo desnecessário de
utilizaçãode alguns sobressalentes contra sucessivas intervenções nos equipamentos.
Quando a manutenção dessa planta passa a adotar a Preditiva para o acompanhamento
do conjunto de redutores, estará auferindo ganhos sensíveis , com melhores resultados
globais. O número de intervenções cairá drasticamente, o consumo de sobressalentes também
e o número de homem-hora alocado a esses equipamentos, consequentemente, também será
reduzido. A Preditiva permite alcançar a máxima disponibilidade para a qual os equipamentos
foram projetados, proporcionando aumento de produção e faturamento. Outro aspecto
interessante e inovador é que o sistema de Acompanhamento Preditivo fornecerá todos os
dados pertinentes ao acompanhamento, incluindo dados instantâneos, curvas de tendências, e
tantos outros dados quando sejam de interesse das pessoas que formam a Manutenção dessa
planta. Esse sistema fornecerá, também, valores de alarme que guiarão as recomendações
para intervenção em qualquer dos redutores, num tempo anterior à ocorrência da falha.
No momento em que a estrutura de Manutenção dessa planta estiver utilizando para
análises, estudos e proposição de melhorias todos os dados que o Sistema de Preditiva colhe e
armazena, estará praticando Engenharia de Manutenção. A Engenharia de Manutenção utiliza
dados adquiridos pela Manutenção, para melhorar sempre.
Se a Manutenção estiver vivendo o estágio de intervir corretivamente nas plantas,
comandada pela quebra aleatória dos equipamentos, certamente não estará fazendo
Manutenção Preditiva. E infelizmente, com muito mais razão não terá ninguém para pensar em
engenharia de Manutenção.
PROGRAMAÇÃO DA MANUTENÇÃO
As manutenções podem e devem ser programadas com antecedência e cobrindo um
horizonte de tempo futuro de médio a longo prazo (anual ou mais), sendo esta programação
revista num horizonte de curto prazo (alguns meses) à luz das mudanças de cenários, que
pode ter origem em alteração observadas na turbomáquina (falhas parciais não impeditivas do
funcionamento, quedas significativas de performance, etc) ou alteração nas demandas de
processo onde ela está inserida (impedimento de parada na produção, necessidade de melhora
de performance, etc). Esta programação deve utilizar-se de todas as tipos / técnicas
 BÁSICO DE TURBOGERADORES
EP-SSE/SC-SL/TBM/TTNP Seção IV- 8
disponíveis, organizada de tal forma a proporcionar uma melhor performance e maior
disponibilidade ao longo do tempo (longo prazo) e não pontualmente, implicando no maior
retorno possível (maior produção gerada pela turbomáquina / menor perturbação ao processo
produtivo) aos menores custos de manutenção. Este é o desafio da programação, que
podemos resumir em otimização da manutenção. O resultado do exercício de programação da
manutenção é o Plano de Manutenção. Segundo sua abrangência e periodicidade as
manutenções que compõem o Plano de Manutenção podem ser classificadas em:
MANUTENÇÃO PREVENTIVA
MANUTENÇÂO DE ROTINA
Podem ser diárias, semanais, mensais, trimestrais,. Trata-se de tarefas simples em
sua maioria, a serem executadas pela própria operação/ manutenção de campo (não
requer equipe especializada no equipamento) em periféricos a acessórios da
turbomáquina. São exemplos deste a verificação do nível de óleo lubrificante, vazamentos
e ruídos em geral, queda de pressão em filtros, acompanhamento de parâmetros
operacionais e identificação de alterações importantes nestes, testes de lâmpadas de
sinalização, passando por verificação do estado de bancos de baterias e sensores de fogo
e gás, até verificação da calibração de alguns instrumentos.
REVISÕES PARCIAIS
Como está explicito a abrangência é parcial e são manutenções realizadas e repetidas
entre as revisões gerais. O objetivo é recompor a condição operacional no que diz respeito
a desgastes mecânicos, degradação da performance ou até mesmo realizar uma mais
completa avaliação do estado ou inspeção interna da turbomáquina, de forma a que se
possa garantir um novo período operacional (até a próxima revisão). Nestes casos são
normalmente demandadas equipes de especialistas treinados naquele tipo e modelo de
turbomáquina, que atuarão tanto para seu planejamento como na execução das tarefas
mais ou menos complexas que compõem aquela revisão. São exemplos:
Revisão intermediária: Também conhecida como revisão Major, no caso de turbinas. É
uma revisão preventiva que tem como abrangência praticamente todo o pacote em
seus componentes mais críticos ou mais sujeitos a falhas (com menor tempo médio
entre falhas). São normalmente revisões recomendadas pelos fabricantes com
indicações das tarefas a serem realizadas. Entre elas a revisão/ teste do painel de
controle (sequenciamento de partida e parada, controle), malhas de monitoração e
controle no campo, acessórios e periféricos tais como válvulas de controle, motores
elétricos, bombas, ventiladores, sistemas de filtragem e de partida, etc.
Revisão de partes quentes de uma turbina: O objetivo é a inspeção e troca ou reparo
de componentes da turbina da GG (câmaras de combustão, palhetas fixas e rotoras,
etc). Como são as partes submetidas a maiores exigências mecânica e metalúrgicas
numa turbina, requerem tratamento diferenciado e por isso a demanda de uma
inspeção e recomposição, se necessária, entre revisões gerais. Entre as principais
tarefas inclui a inspeção boroscopica da turbina (que será vista mais tarde) e a
inspeção e limpeza de bicos injetores.
Lavagem da Geradora de Gás: Normalmente é uma lavagem realizada com a turbina
fora de operação (fria), rodando-a a baixa velocidade em ventilação (pelo uso do motor
de partida), com a injeção manual ou automática de um composto líquido a base de
detergente dissolvido em água e /ou querosene pela sua sucção. O objetivo é a
limpeza dos vários estágios do rotor e estator do compressor de ar da GG de forma a
se recompor a performance, aumentando-se a pressão de descarga do compressor de
 BÁSICO DE TURBOGERADORES
EP-SSE/SC-SL/TBM/TTNP Seção IV- 9
ar e reduzindo-se a temperatura de queima para as mesmas rotações de trabalho e
potências geradas.
REVISÃO GERAL
Também conhecida como overhaul. No caso das turbinas, implica na desmontagem
completa da turbomáquina em módulos e até componentes, para substituição ou reparo
devido a deterioração/ desgaste normal, falha precoce ou por fim de sua vida útil, nos
casos de componentes com vida útil controlada (partes quentes de turbinas a gás). O
objetivo é conferir a capacidade de operar uma nova campanha sem nova abertura
completa até a próxima revisão geral prevista. É a revisão mais complexa da
turbomáquina, envolvendo um grande número de tarefas encadeadas desmontagem,
limpeza, inspeção, reparo de componentes, balanceamento, montagem, ajustes e até
testes em bancada ou no campo. Demandam por isso mesmo equipes com o nível mais
elevado de especialização (ao lado dos especialistas em identificação e análise de falhas).
Estes especialistas também são treinados naquele tipo e modelo de turbomáquina e
atuarão tanto para seu planejamento como na execução das tarefas complexas que
compõem aquela revisão.
No caso das turbinas, o intervalo entre revisões gerais varia de fabricante para
fabricante podendo ser desde entre cada 24.000 a entre cada 50.000 horas de operação.
Dependendo do tipo (aeroderivada ou industrial) a turbina pode ser retirada inteira ou
em módulos e enviada para uma oficina especializada para revisão completa e teste em
bancada quando possível.
PROGRAMAÇÃO DE PREVENTIVA
Abaixo temos uma visão geral de programação de manutenções preventivas (vários
tipos de revisão) para algumasturbomáquinas.
TURBINA PERIODICIDADE (x 1000) Hrs
4 8 10 16 20 25 30 32 40 50
PGT – 5 MJ HGPI OH
PGT –10 B MJ HGPI OH
LM-2500 B HGPI OH
LM-2500+ B HGPI OH
AVON B+MJ OH
ALLISON B+MJ
SATURN B MJ OH
CENTAUR B MJ OH
TAURUS B MJ OH
MARS B MJ OH
MAN-GHH MJ OH
1 OH2
DR-990 B MJ OH
B – Boroscopia MJ – Revisão Major
HGPI – Inspeção partes quentes (Hot Gas Path Inspection)
OH – Overhaul (-1Turbocompressor; -2Turbogerador)
 BÁSICO DE TURBOGERADORES
EP-SSE/SC-SL/TBM/TTNP Seção IV- 10
Em relação a compressores centrífugos, não existem manutenções preventivas
parciais do compressor em si, sendo somente realizado o acompanhamento dos principais
parâmetros: vibração e temperatura dos mancais radiais, temperatura e deslocamento
axial dos mancais axiais ou de escora, temperaturas, pressões e vazão do gás comprimido
(Manutenção on-condition). A maioria dos compressores centrífugos de gás instalados na
Bacia de Campos seguem as normas da American Petroleum Institute, a qual estabelece
que os compressores e componentes devem ser projetados para operar por no mínimo
24.000 h (3 anos aproximadamente) sem necessidade de revisão. Pode-se por tanto dizer
que o intervalo entre revisões gerais (overhaul) para um compressor centrífugo que segue
a API é de 24.000 h de operação.
Já os compressores alternativos, além das manutenções rotineiras (diária, semanal,
etc) sofrem revisão parcial a cada 4.000 h e revisão geral a cada 8.000 h.
MANUTENÇÃO PREDITIVA
Conforme já exposto anteriormente, visando acompanhar o estado da Turbomáquina
são programadas “campanhas” de medição/monitoração periódicas utilizando técnicas e
equipamentos adequados, cujo uso requer conhecimento específico. Os parâmetros mais
comuns que são acompanhados dentro de um programa de preditiva através de
campanhas periódicas são:
- Vibração da turbina, compressores e caixas de engrenagem.
- Performance de compressores e turbinas.
- Análise de óleo lubrificante e de selagem (se for o caso).
Em relação à periodicidade das campanhas de vibração, performance e coleta de óleo
para análise, não existe um tempo recomendado. Dependerá basicamente das condições
operacionais das turbomáquinas, existência de máquina “stand-by”, disponibilidade da
máquina para parada (no caso de performance) etc. Inicialmente a periodicidade para as
campanhas de vibração, performance e análise de óleo pode ser trimestral, semestral e
quadrimestral respectivamente e deverão ser ajustadas ao longo do tempo.
Cada vez mais estão disponíveis sistemas de coleta de dados on-line instalados nas
Turbomáquinas, que permitem a coleta de dados remotamente e a análise necessária sem
a necessidade de deslocamento de pessoal e equipamento para o campo. Exemplos disso
são o Sistema de Monitoramento de vibração Data Manager 2000 da Bently Nevada e o
Sistema on-line de coleta de dados para performance PI já utilizados em algumas
máquinas da Petrobras.
MANUTENÇÃO CORRETIVA
 São exemplos as trocas/ reparos de mancais e de selagens em turbinas e
compressores, de acoplamentos entre partes de um pacote de turbomáquina, de
engrenamentos de caixas multiplicadoras, redutoras ou de acessórios, de sensores e
instrumentos de controle das turbomáquinas, de seus periféricos ou componentes de
plantas de processo (trocadores de calor, por exemplo), etc. Quando a extensão e
gravidade da falha forem altas, pode ser demandada ou mais econômica uma revisão
geral.
 BÁSICO DE TURBOGERADORES
EP-SSE/SC-SL/TBM/TTNP Seção IV- 11
MANUTENÇÃO “ON CONDITION”
Aplicável a equipamentos que não tem componentes com vida útil controlada
(normalmente compressores e caixas de engrenagens), onde, a partir de diagnósticos oriundos
do acompanhamento do estado do equipamento, via manutenção preditiva, pode-se antecipar
ou postergar revisões programadas, ou melhor, definir o momento ideal para a realização de
uma revisão e seu escopo (parcial ou geral). Se corretamente aplicada, representa um dos
melhores exemplo de otimização da manutenção, como resultado da correta aplicação das
ferramentas da manutenção preditiva. Por isso mesmo, demandam uma capacitação profunda
naquelas ferramentas e sua aplicação metódica. Do contrário, os resultados podem ser
verdadeiros fracassos.