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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS DE POSTGRADO ESPECIALIZACIÓN EN INGENIERÍA MECÁNICA DE PLANTAS DE PROCESOS

APLICACIÓN DE METODOLOGÍAS DE CONFIABILIDAD INTEGRAL PARA SOLUCIÓN DE PROBLEMAS EN EL MEJORADOR DE CRUDOS DE PETROPIAR

LUIS EDGARDY MOSQUERA RIOS

Caracas, 13 de Junio de 2008

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS DE POSTGRADO ESPECIALIZACIÓN EN INGENIERÍA MECÁNICA DE PLANTAS DE PROCESOS

APLICACIÓN DE METODOLOGÍAS DE CONFIABILIDAD INTEGRAL EN EL MEJORADOR DE CRUDOS DE PETROPIAR Trabajo Especial de Grado presentado a la Universidad Simón Bolívar por

Luis Edgardy Mosquera Rios

Como requisito parcial para optar al grado de Especialista en Ingeniería Mecánica de Plantas de Procesos

Realizado con la tutoría del Profesor: Emilio Trejo.

Caracas, 13 de Junio de 2008

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Dedicatoria A Dios y a la Virgen por escuchar mis plegarías y darme todas las fuerzas necesarias para lograr otra meta trazada, con el apoyo y amor de lo más grande que ellos me han regalado “MI FAMILIA”.

A Mi Mamá, lo más bello y amado que Dios me ha podido dar, mi amiga incondicional, la que siempre está ahí para levantarme en mis caídas, para hacerme reflexionar con sus consejos, la que todo me lo da con amor, mi gran apoyo, eres y serás por siempre mi todo mamá, no existen palabras que puedan describir la inmensidad de mi amor por ti, ni papel que alcance para escribir todo lo que representas para mí, sin ti este logro no sería realidad porque Éste logro es Tuyo, Por Ti y Para Ti, Te Amo con todas mis fuerzas.

A Mi Papá †, por ser ese impulso que necesitaba para culminar ésta meta, donde quiera que estés sé que estarás muy orgulloso de mi, gracias por guiarme y orientarme hacia lo correcto en todo el tiempo que estuviste a mi lado, gracias por ser mi protector y tengo la certeza que lo seguirás siendo, gracias por ser además de mi padre mi amigo fiel, presente en todos los momentos que te necesité. Haz dejado un vacío inmenso con tu pronta partida, te prometo que haré todo lo que este a mi alcance para representar y proteger nuestra familia que es lo más valioso, bello y adorado que nos dejaste!. Sin ti no estuviese aquí. Eres y serás por siempre mi orgullo. Éste Logro es Para Ti, Te Amo demasiado y te extraño un mundo.

A Mi Esposa e Hijo (Sebastián Lorenzo – El Junior!), Dios fue como siempre muy inteligente y me premio con éste par de regalos divinos en mi vida, en el momento más ideal. Espero que esto les sirva como motivación para que cada día luchen por superarse. Los Amo Muchisimo, Este Logro es de Todos.

A Mis Hermanos Malu y Lorenzo Jesús y mi adorado sobrino Mauricio (Maucho), Dios me ha premiado con muchas cosas bellas y una de esas son ustedes; que éste logro los motive a que siempre tengan una meta que alcanzar en la vida, nunca

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podemos dejar de seguir subiendo escalones tanto en la vida personal como en la vida profesional. Quiero que sepan que siempre estaré cuando me necesiten, y seré su protector. Los Amo Muchisimo, Este Logro es de Todos.

A Mis Abuelos, Mamaita, Eu, Papaito † y Agu; ustedes están en la cúspide de la pirámide que forma nuestra familia, me enseñaron lo que de verdad representa la palabra familia “Siempre Unidos”, sin sus bendiciones y amor no estaría aquí, son signo de admiración y orgullo para mí, de todo corazón los amo mucho y espero compartir con ustedes muchos años más.

A Mis Tías, Magaly, Carmen, Lorena, Loremi, Nancy Elena, Anaida, Marlene y Belén; porque siempre están ahí aconsejándome y preocupadas por mí, por su apoyo incondicional, para que yo sea cada día mejor.

A Mis Primos Verito, Viggi, Carmen Luisa, Marcio, Lolita, Mike, Marcel, Isaac, José Alejandro, Nina y Melanie, que este logro les sirva de ejemplo para luchar por lo que desean y siempre tener objetivos en la vida, porque siempre estemos juntos y compartiendo de nuestros exitos.

A Mis Tíos, Agustín, Marcelo, Pedro y Nelson por sus consejos y apoyo.

A Mis Amigos, Eduardo, Edwin y Francisco, mis compadres, por brindarme su amistad incondicional y estar siempre juntos cuando más nos necesitábamos, son parte de este éxito, los quiero muchísimo y espero dentro pronto compartir con ustedes sus logros.

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Agradecimientos A Dios y a la Virgen por permitirme estar aquí y ayudarme a cumplir una de mis metas.

A Mis Padres por regalarme una vida llena de amor, comprensión, felicidad y apoyarme en todo momento, hasta en los más difíciles.

A Mi Esposa e Hijo, por su compresión y apoyo para permitirme culminar está meta.

A La Universidad Simón Bolívar, por haberme permitido desarrollar mis estudios de postgrado y lograr alcanzar un escalón más en mi vida profesional.

Al Prof. Emilio Trejo, por su asesoría, preocupación y consejo lo cual hizo posible la realización de este trabajo.

A Mis Amigos, Eduardo y Edwin por todo su apoyo y amistad brindada.

Y a todos aquellos que de alguna manera ayudaron a que éste logro fuese realidad.

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RESUMEN El objetivo de este estudio es la aplicación de metodologías de confiabilidad integral para resolver problemas en el sistema de lubricación de los sellos de bombas y sistema de protección por sobrevelocidad de turbinas a vapor, con la finalidad de buscar la optimización del funcionamiento de los equipos a los cuales están asociados. Para ello se hizo necesario recopilar toda la información relevante sobre el funcionamiento y normas que rigen a cada uno de los equipos. Para el estudio del sistema de lubricación de los sellos de bombas, se elaboró un análisis de criticidad, para la cual se creó una matriz donde se evaluó la severidad de la instalación del plan API 52 determinando el orden de prioridad en los equipos a los cuales deben ser introducidos modificaciones en la configuración del plan, de éste análisis resultó que 29 bombas del total encontradas en el mejorador contaban con una inadecuada instalación, lo cual debe ser corregido. Para el sistema de protección por sobrevelocidad de las turbinas a vapor se elaboraron los planes de mantenimiento aplicando la metodología de Mantenimiento Centrado en Confiabilidad, se elaboraron los procedimientos de pruebas de dicho sistema, además de aplicar todos estos procedimientos en campo para verificar el funcionamiento de este sistema en todas las unidades de la Planta, y ajustarlos en los casos que fueron necesarios.

Palabra Clave: Turbina, Sobrevelocidad, Criticidad, Matriz, Bomba

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INDICE GENERAL HOJA DE APROBACIÓN ..............................................................................................i DEDICATORIA ............................................................................................................. ii AGRADECIMIENTOS..................................................................................................iv RESUMEN .......................................................................................................................v ÍNDICE............................................................................................................................vi ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................................. vii ÍNDICE DE FIGURAS. .............................................................................................. viii INTRODUCCIÓN ...........................................................................................................1 CAPÍTULO I: PROYECTO DE TRABAJO ESPECIAL DE GRADO.....................2 1.1. Justificación...............................................................................................................2 1.2. Objetivos....................................................................................................................3 1.3. Metodología...............................................................................................................4 1.4. Cronograma de ejecución propuesto .........................................................................5 CAPÍTULO II: MARCO CONCEPTUAL REFERENCIAL .....................................7 2.1. Metodología de Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (MCC) ........................7 2.2. Turbinas a Vapor .....................................................................................................17 2.3. Sellos Mecánicos .....................................................................................................25 CAPÍTULO III: DESARROLLO ................................................................................31 3.1. Tipo de Investigación ..............................................................................................31 3.2. Evaluación de la Configuración del Circuito de Lubricación de los Planes Secundarios (Plan API 52: Reservorios “Seal Pots”) de los Sellos Mecánicos de las Bombas Centrífugas ........................................................................................................31 3.3. Elaboración de Plan de Mantenimiento en el Sistema de Protección por Sobrevelocidad de las Turbinas a Vapor .........................................................................40 3.4. Proposición de Procedimiento para la Prueba del Sistema de Protección por Sobrevelocidad del las Turbinas a Vapor........................................................................58 CAPÍTULO IV: EVALUACIÓN DEL PROYECTO DE TRABAJO ESPECIAL DE GRADO....................................................................................................................73 4.1. Comparación entre lo planificado y lo ejecutado ....................................................73 4.2. Revisión sobre el cronograma .................................................................................73 4.3. Logro de objetivos planteados en la propuesta de estudio ......................................74 CAPÍTULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...............................75 5.1. Conclusiones............................................................................................................75 5.2. Recomendaciones ....................................................................................................76 REFERENCIAS.............................................................................................................78 Apéndice A ......................................................................................................................79 Apéndice B ......................................................................................................................81 Apéndice C ......................................................................................................................98 Apéndice D ....................................................................................................................100

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INDICE DE TABLAS Tabla 1.1. Cronograma de Actividades ............................................................................6 Tabla 3.1. Valores de la Matriz para los Diferentes Tamaños de las Bombas ................34 Tabla 3.2. Clasificación y Cantidades de los Modos y Efectos de Fallas Obtenidos de la Hoja de Información para las Turbinas Elliott ................................................................46 Tabla 3.3. Clasificación y Cantidades de los Modos y Efectos de Fallas Obtenidos de la Hoja de Información para las Turbinas Coppus RLA .....................................................46 Tabla 3.4. Clasificación y Cantidades de los Modos y Efectos de Fallas Obtenidos de la Hoja de Información para las Turbinas Coppus RLHA ..................................................47 Tabla 3.5. Clasificación y Cantidades de los Modos y Efectos de Fallas Obtenidos de la Hoja de Información para las Turbinas Nuovo Pignone .................................................47 Tabla 3.6. Cantidad de Tareas Propuestas.......................................................................52 Tabla 3.7. Cantidad de Tareas para el Personal Técnico.................................................53 Tabla 3.8. Especificación de las Turbinas a Vapor Coppus RLA 16E y 16L .................59 Tabla 3.9. Temperatura y Presiones de Vapor de las Turbinas Coppus RLA 16E y 16L................................................................................................................................60 Tabla 3.10. Velocidades de las Turbinas RLA 16E y 16L..............................................60 Tabla 3.8. Especificación de las Turbinas a Vapor Coppus RLA 16E y 16L .................59

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INDICE DE FIGURAS Figura 2.1. Preguntas Básicas de la Metodología MCC....................................................7 Figura 2.2. Esquema de los Integrantes del Equipo Natural de Trabajo ...........................8 Figura 2.3. Diagrama de Bloque General para el Desarrollo de la Metodología MCC 9 Figura 2.4. Esquema del Contexto Operacional................................................................9 Figura 2.5. Clasificación de Tareas para el MCC ...........................................................11 Figura 2.6. Ubicación de la Falla Potencial y el Intervalo P-F .......................................12 Figura 2.7. Diagrama del Control Estadístico de Proceso (SPC) ....................................15 Figura 2.8. Turbina a Vapor Marca Elliott ......................................................................18 Figura 2.9. Rotor o Eje ....................................................................................................19 Figura 2.10. Gobernadores Woodward ...........................................................................21 Figura 2.11. Válvula Combinada.....................................................................................22 Figura 2.12. Sistema de Protección por Sobrevelocidad.................................................24 Figura 2.13. Diagrama en Corte de un Acoplamiento.....................................................24 Figura 2.14. Fotografía de un Sello Mecánico ................................................................25 Figura 2.15. Plan de Lubricación API 11 ........................................................................29 Figura 2.16. Plan de Lubricación API 52 ........................................................................29 Figura 3.1. Distribución de Bombas Centrífugas por Área .............................................35 Figura 3.2. Distribución de los Resultados por Área ......................................................36 Figura 3.3. Distribución de los Resultados del Área 10 ..................................................36 Figura 3.4. Distribución de los Resultados del Área 20 ..................................................37 Figura 3.5. Distribución de los Resultados del Área 30 ..................................................37 Figura 3.6. Distribución de los Resultados del Área 50 ..................................................38 Figura 3.7. Distribución de los Resultados del Área 60 ..................................................38 Figura 3.8. Distribución de los Resultados del Área 70 ..................................................39 Figura 3.9. Turbinas a Vapor Instaladas en el Mejorador ...............................................42 Figura 3.10. Válvula de Disparo o Cierre de las Turbinas Nuovo Pignone ....................43 Figura 3.11. Sistema de Protección por Sobrevelocidad de las Turbinas Elliott ............44 Figura 3.12. Hoja AMEF.................................................................................................48 Figura 3.13. Hoja de Trabajo de Decisión.......................................................................54 Figura 3.14. Porcentajes de las Tareas Propuestas ..........................................................53 Figura 3.15. Gobernador Woodward TG-13 ...................................................................62 Figura 3.16. Esquema General del Sistema de las Turbinas a Vapor..............................62 Figura 3.17. Válvulas de Drenaje y Bypass de las Trampas de Vapor ...........................63 Figura 3.18. Válvula de Alivio ........................................................................................63 Figura 3.19. Turbina Coppus RLA 16E y 16L ................................................................64 Figura 3.20. Ejemplo del Uso del Tacómetro Digital Portátil.........................................65 Figura 3.21. Montaje del mecanismo de disparo de las turbinas Coppus RLA: A) desarmado, B) En proceso de armado, C) vista de la barra conectora cuando el mecanismo esta armado y D) Pestillo de disparo sujetando la palanca de disparo.........66 Figura 3.22. Tapón de Acceso al Tornillo.......................................................................68 Figura 3.23. Tapón de Acceso al Tornillo y Collar de Disparo ......................................68 Figura 3.24. Tornillo de disparo de las Turbinas Coppus ...............................................69

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Figura 3.25. Partes del Dispositivo de Disparo ...............................................................70 Figura 3.26. Tornillo y Vástago de Disparo ....................................................................70 Figura 3.27. Ensamblaje del Dispositivo de Disparo ......................................................70 Figura 3.28. Dispositivo de Disparo Ensamblado ...........................................................71 Figura 3.29. Corte del Dispositivo de Disparo ................................................................71

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INTRODUCCIÓN En el Mejorador de crudo perteneciente a PETROPIAR se encuentran instalados una serie de equipos rotativos y sistemas asociados que son importantes para el proceso que se desarrolla, por lo que es necesario garantizar el funcionamiento de estos equipos mediante la aplicación de las diferentes metodologías de confiabilidad. El presente Trabajo Especial de Grado busca aplicar las diferentes metodologías de confiabilidad integral parar generar soluciones óptimas en el Mejorador. En las siguientes páginas se exponen a manera de secciones, las partes que involucraron el desarrollo del estudio: la fase de planificación, la fase de ejecución y la fase de evaluación. Como fase de planificación, en el Capítulo I se presenta el Proyecto de Trabajo de Grado presentado a la Coordinación del Programa de Especialización en Ingeniería Mecánica en Plantas de Procesos en su respectivo momento. En la fase de ejecución, Capítulo II, se desarrolla el Marco Conceptual Referencial, presentando fundamentos conceptuales relativos al tema tratado, Capítulo III, se describe todo el desarrollo del proyecto, Capítulo IV, comprende la evaluación del Proyecto, y en el Capítulo V se presentan las conclusiones y recomendaciones que se desprenden del estudio.

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CAPITULO I. PROYECTO DE TRABAJO ESPECIAL DE GRADO

En las páginas siguientes se presenta el Proyecto de Trabajo Especial de Grado entregado a las instancias correspondientes. Se expone la justificación, los objetivos, la metodología establecida, concluyendo con el cronograma de ejecución. 1.1.

Justificación

En PDVSA PetroPiar las actividades están dirigidas hacia la extracción de 190.000 barriles diarios de crudo extrapesado (8 a 9° API), con la finalidad de mejorarlo y convertirlo en 180.000 barriles diarios de crudo liviano sintético (26° API) de mejor valor comercial, el cual será manejado en dilución con Nafta. Para la realización del complejo proceso de mejoramiento se emplean diversos equipos rotativos entre los cuales bombas, compresores, turbinas, entre otros. Las turbinas a vapor se utilizan como elemento conductor para conseguir un trabajo específico, bien sea propulsión de una bomba, compresor, etc. Si la carga creada por el equipo accionado es menor que la potencia calculada, la turbina tendería a girar más rápido que la velocidad normal de trabajo. Esta tendencia puede ser contrarrestada regulando la cantidad de vapor introducido a la turbina de tal manera de controlar su velocidad. La mayoría de los accidentes fatales ocurridos en plantas industriales y refinerías causadas por las turbinas son debido a la falta de activación y operación del sistema de protección por sobrevelocidad. La máxima velocidad aceptable en las turbinas se encuentra entre un 16% y un 21% sobre la velocidad normal de operación, la configuración del sistema de protección de sobrevelocidad son definidos por el fabricante del equipo. Por lo tanto, es necesario antes y después de arrancar estas turbinas probar y verificar el adecuado funcionamiento de este sistema de protección. En el Mejorador de crudo se cuenta con 46 turbinas a vapor, suministradas por diferentes fabricantes. Los métodos empleados para realizar la evaluación del sistema de protección por sobrevelocidad dependen del tipo de gobernador y las válvulas de control que posea cada una de estas turbinas. Por tal razón se

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requiere determinar la metodología necesaria para realizar la evaluación de este sistema en cada modelo de turbina encontrada en la planta y elaborar su respectivo plan de mantenimiento. En el Mejorador también se encuentran bombas centrifugas, las cuales son máquinas que se encargan de mover fluidos a través de tuberías mediante diferentes transformaciones de energía. De acuerdo con las estadísticas obtenidas en las refinerías, el 75% del total de fallas mecánicas de las bombas son debidas a fallas en los sellos mecánico, y como el funcionamiento de éstos se basa en la formación de una película de fluido (lubricante) en las caras sellantes, es importante mencionar a la hora de suministrar una bomba que tipo de plan de lubricación es empleado para lubricar los sellos mecánicos. En la planta para los equipos que manejan fluidos contaminantes se implementó un plan ecológico denominado plan 52, que consta de unos reservorios los cuales mantienen lubricados los sellos secundarios y evitan que salgan a la atmósfera los productos contaminantes. Estos reservorios poseen válvulas de desagüe y bloqueo, además tiene un nivel que permite observar la cantidad de lubricante que posee, estos accesorios deben poseer un grado de accesibilidad de tal manera que no genere ningún riesgo al personal de mantenimiento o de operación a la hora de realizar alguna actividad relacionada con estos reservorios. Por lo cual, se ha planteado la necesidad de evaluar el circuito de lubricación de los planes secundarios de los sellos mecánicos de las bombas antes mencionado, basado en la orientación que tengan éstos, de tal manera que permita que el personal que labora con estos equipos, puedan tener un acceso adecuado y sin ningún riesgo a este sistema. En vista de realizar lo antes mencionado se planteó la necesidad de evaluar las soluciones técnicas requeridas para un óptimo desempeño del sistema de lubricación de los sellos mecánicos de las bombas y sistema de protección por sobrevelocidad de las turbinas a vapor empleadas en el Mejorador, con la finalidad, de que luego de ser evaluados todos los parámetros tomados en consideración, se generen propuestas que ayuden a mejorar el rendimiento de los sistemas y de las actividades ejecutadas por el personal de operación y mantenimiento del Mejorador. 1.2.

Objetivos

Como objetivos del Proyecto de Trabajo Especial de Grado se establecieron en los siguientes:

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a) General: Aplicar las Metodologías de Confiabilidad Integral en el Mejorador de Crudos de Petropiar para la proposición de soluciones óptimas. b) Específicos: •

Aplicar matriz de criticidad para decidir el orden de prioridad en los equipos a los cuales deben ser introducidos cambios en la configuración del circuito de lubricación de los planes secundarios de los sellos mecánicos de las bombas del Mejorador.

•

Aplicar la Metodología de Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (MCC) para la elaboración de un plan de mantenimiento del sistema de protección por sobrevelocidad de las turbinas de vapor del Mejorador.

•

Proponer un procedimiento de prueba del sistema de protección por sobrevelocidad para los diversos modelos de turbinas de vapor que se encuentran instalados en el Mejorador.

1.3.

Metodología

Para el logro de los objetivos propuestos se estableció cumplir con los siguientes pasos: 1.3.1.

Elaboración de un Marco Conceptual Referencial

En esta etapa se recopilará toda la información existente relacionada con el tema y los equipos en estudios, como: tesis, proyectos, trabajos realizados, libros especializados, normas, manuales, los cuales serán necesarios para revisar, clasificar y validar la información o datos a utilizar. 1.3.2.

Aplicación de matriz de criticidad para decidir el orden de prioridad en los equipos a los cuales deben ser introducidos cambios en la configuración del circuito de lubricación de los planes secundarios de los sellos de las bomba

En este punto se determinarán los equipos que son de severidad alta y deben ser modificados con prontitud para obtener un óptimo desempeño de las labores del personal de operaciones y mantenimiento. 1.3.3.

Aplicación de la metodología de MCC a las unidades en estudio

En esta fase se definirá con el grupo natural de trabajo el contexto operacional del sistema de protección por sobrevelocidad de las turbinas de vapor, donde se establecerá los límites de

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batería del estudio. Para luego determinar las funciones principales y secundarias, de los dispositivos y elementos que mantienen en funcionamiento a las unidades. Después de esto, se determinarán las fallas funcionales. Una vez, obtenido lo antes mencionado se procederá a identificar los modos y efectos de las fallas de dichos dispositivos y elementos. Por último, se aplicará el “Árbol Lógico de Decisión” a cada modo y efecto de falla definidos, para las posibles tareas de mantenimiento; y se establecerá las responsabilidades y las frecuencias de las inspecciones, para las tareas de mantenimiento determinadas. 1.3.4.

Proposición de procedimiento de prueba del sistema de protección por sobrevelocidad para los diversos modelos de turbinas de vapor que se encuentran instalados en el Mejorador

En ésta parte se elaborará procedimientos de pruebas del sistema de protección por sobrevelocidad de las turbinas de vapor para los diversos modelos de fabricantes que se encuentran instalados en el Mejorador 1.3.5.

Elaboración de conclusiones y recomendaciones

En ésta parte se analizará, resaltarán y discutirán los resultados obtenidos, tomando en cuenta los alcances propuestos para las soluciones del problema. 1.3.6.

Validación del estudio

Para la validación se estableció que se realizaría una presentación ante un jurado que la universidad designará en su momento, a fin de presentar los resultados del estudio, y obtener la validación y la pertinencia del análisis. 1.4.

Cronograma de ejecución propuesto

Para el cumplimiento de los pasos establecidos en la metodología se estableció cumplir el siguiente cronograma:

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Tabla 1.1. Cronograma de Actividades. Actividad:

Tiempo estimado:

Fecha probable:

Marco conceptual referencial.

0.5 meses

Diciembre 8, 2007

Aplicación de Matriz de Criticidad

0.5 meses

Diciembre 22, 2007

1 meses

Enero 22, 2008

Elaboración de Procedimientos

0.5 meses

Febrero 6, 2008

Elaboración de conclusiones y recomendaciones.

0,25 meses

Febrero 13, 2008

Entrega final del informe en su primera versión.

0,25 meses

Febrero 20, 2008

Aplicación de metodología MCC

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CAPITULO II MARCO CONCEPTUAL REFERENCIAL Como marco conceptual del trabajo, a continuación se presentan los fundamentos conceptuales relativos al gas natural y a indicadores económicos ampliamente utilizados para la evaluación del negocio. 2.1.

Metodología de Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (MCC)

El MCC es una metodología utilizada para determinar sistemáticamente que debe hacerse para asegurar que los activos físicos continúen haciendo lo requerido por el usuario en el contexto operacional presente. Desde este punto de vista, el MCC propone un procedimiento que permite identificar las necesidades reales de mantenimiento de los activos en su contexto operacional, a partir del análisis de las siguientes preguntas. 1. ¿Cuál es la función el sistema o componente?, (Funciones). 2. ¿De qué forma puede fallar?, (Fallas Funcionales). 3. ¿Qué causa que Falle?, (Modos de 4. ¿Qué sucede cuando falla?, (Efectos de las Fallas). 5. ¿Qué ocurre cuándo falla?, (Consecuencias de las fallas). 6. ¿Qué se puede hacer para prevenir las fallas?, (Tareas Preventivas). 7. ¿Qué sucede si no se pueden prevenirse las fallas?, (Acciones a “Falta de”).

Figura 2.1. Preguntas Básicas de la Metodología MCC.

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Se puede notar como la metodología de MCC incorpora estas 7 preguntas básicas; en la práctica el personal de mantenimiento no puede contestar a todas estas preguntas por sí mismos. Esto es porque muchas de las respuestas sólo pueden proporcionarlas el personal operativo o el de producción. El proceso de implantación de esta metodología, dependerá básicamente de la formación de un Equipo Natural de Trabajo (ENT), el cual se encargará de responder las siete preguntas básicas. La representación de un ENT típico de revisión del MCC se muestra en la figura 2.2.

Facilitador Supervisor de

Supervisor de Mantenimioento

Operaciones

Operador Mantenedor

Especialista Externo Figura 2.2. Esquema de los Integrantes del Equipo Natural de Trabajo. Para la implementación del MCC, es importante responder cada una de las siete preguntas mencionadas anteriormente en orden de aparición y de forma correcta, sin omitir detalles; con hechos y no suposiciones. La mejor manera de dar respuesta verdadera a cada una de las siete preguntas es a través del Análisis de los Modos y Efectos de Falla (AMEF) y del árbol lógico de decisiones. AMEF es una herramienta que permite identificar los efectos o consecuencias de los modos de fallas de cada activo en su contexto operacional, a partir de esta técnica obtienen las respuestas a las preguntas 1, 2, 3 y 4. Árbol Lógico de Decisión u Hoja de Decisión es una herramienta que permite seleccionar de forma óptima las actividades de mantenimiento según la filosofía del Mantenimiento Centrado

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en Confiabilidad, a partir del árbol lógico de decisión se obtienen las respuestas a las preguntas 5, 6 y 7. (Apéndice A)

2.1.1. Pasos a Seguir para la Implantación del MCC. En forma general, el esquema utilizado para conducir el MCC, se resume en el siguiente diagrama de bloques, que detalla los pasos a seguir: DEFINICIÓN DEL CONTEXTO OPERACIONAL

DEFINICIÓN DE FUNCIONES

DETERMINAR FALLAS FUNCIONALES

IDENTIFICAR MODOS DE FALLAS

APLICACIÓN DE LA HOJA DE DECISIÓN

EFECTOS DE FALLA

Figura 2.3. Diagrama de Bloques General para el Desarrollo de la Metodología MCC. 2.1.1.1. Contexto Operacional. Define en forma precisa todos los elementos que serán considerados en el análisis, desde la definición de las fronteras hasta los distintos activos y/o elementos que forman parte del sistema a evaluar. En línea general, el contexto operacional toma en consideración los factores que se muestran en la siguiente figura:

TIPO DE OPERACION

EXISTENCIA DE REDUNDANCIA

EL ACTIVO EL ACTIVO IMPACTO AMBIENTAL

NIVELES DE SEGURIDAD ESTANDARES DE CALIDAD

Figura 2.4. Esquema del Contexto Operacional. La metodología MCC recomienda que cuando se defina el Contexto Operacional, hay que tener claro la definición de las unidades de proceso y los sistemas. La Unidades de Proceso se define como una agrupación lógica de sistemas que funcionan unidos para suministrar un servicio. Ej. Electricidad o producto (Gasolina) Al procesar y manipular materia prima e insumo. Ej. Agua, crudo, gas natural, catalizador.

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Los Sistemas son conjuntos de elementos interrelacionados dentro de las unidades de proceso, que tienen una función específica. Ejemplo: separación de gas, suministro de aire, regeneración de catalizador, etc.

2.1.1.2. Funciones del Sistema o Componentes. Estas funciones deben estar enfocadas a lo que desee que realicen los sistemas o activos. Se dividen en primarias o secundarias. Su descripción está constituida por un verbo, un objeto y el estándar de desempeño deseado.

2.1.1.3. Fallas Funcionales. Estas se presentan cuando una función no se cumple, incluso cuando se pierde cualquiera de los estándares de desempeño. Para definir una falla funcional solo se requiere negar la función que se debe realizar.

2.1.1.4. Modos de Fallas. Son las razones que dan origen a las fallas funcionales. Son las condiciones que se presentan, como desgaste, fractura, pérdida de calibración, suciedad, atascamiento, entre otros, es decir, lo que hace que la planta, sistema o activo no realice la función deseada. Cada falla funcional puede ser originada por más de un modo de falla. Cada modo de falla tendrá asociado ciertos efectos, que son básicamente las consecuencias de que dicha falla ocurra.

2.1.1.5. Efectos de las Fallas. Son simplemente los que pueden observarse si se presenta un modo de falla en particular. La descripción de un efecto de falla debe cumplir con: •

Tener la información necesaria para determinar consecuencias y tareas de mantenimiento.

•

Debe describirse como si no estuviera haciéndose algo para prevenirlos.

•

Debe de considerarse que el resto de los dispositivos y procedimientos operacionales funcionan o se llevan a cabo.

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2.1.1.6. Hoja de Decisión o Árbol Lógico de Decisión para las Acciones de Mantenimiento. Luego de analizar las funciones, fallas funcionales, modos de falla y sus consecuencias, el siguiente paso consiste en seleccionar la actividad de mantenimiento. MCC clasifica los efectos de acuerdo a sus consecuencias en: fallas ocultas, seguridad y/o ambiente, operacionales y no operacionales. En la figura 2.5, se muestra un esquema de las acciones de mantenimiento que se pueden realizar con el MCC. Mantenimiento MCC

Proactivas

Correctivas

Ningún Mantenimiento

Predictivas

Preventivas

Por Condición

Falla Potencia

Bien

Falla Total

Detectivas

Pruebas Reacondicionamiento Cíclico

Búsqueda Fallas

Sustitución Cíclica

Figura 2.5. Clasificación de Tareas para el MCC. Para establecer las acciones de mantenimiento requeridas, se utiliza el árbol de decisiones (Apéndice A); donde dependiendo del tipo de consecuencia que ocasiona cada falla, se deberá ejecutar una acción de mantenimiento. Las Tareas “A Condición” consisten en chequear los equipos si están fallando, de manera que se puedan tomar medidas, ya sea para prevenir la falla funcional o para evitar las consecuencias de los mismos. Este tipo de tareas, se llaman así porque los elementos que se inspeccionan se dejan en funcionamiento a condición de que continúen desempeñando satisfactoriamente las prestaciones asociadas al equipo. Las tareas a condición son cíclicas y se hacen con cierta frecuencia, y ésta a su vez depende del intervalo P-F; para explicar el concepto de este intervalo hay que definir lo que es una falla potencial.

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Falla Potencial. Una falla potencial es un estado físico identificable que indica que esta a punto de producirse una falla funcional, o está ocurriendo ya, como ejemplo de fallas funcionales se pueden citar: •

Puntos calientes que significan el deterioro de la obra refractaria de un horno.

•

Vibraciones que presagian la falla inminente de un cojinete.

•

Grietas que indican la fatiga del componente.

•

Partículas en el aceite de una caja de engranajes que indican la falla inminente de los mismos.

Obsérvese en la figura 2.6, la ubicación de una falla potencial con respecto a una falla funcional. Punto en que podemos comprobar que esta fallando (Falla Potencial)

Punto en que la Falla comienza a producirse (no necesariamente relacionado con la edad)

Intervalo P-F P Estado

Falla Funcional

Tiempo

Figura 2.6. Ubicación de la Falla Potencial y el Intervalo P-F. Intervalo P-F. Es el tiempo transcurrido entre una falla potencial hasta que se convierta en una falla funcional, este puede medirse en unidades que proporcionen una indicación de su exposición al desgaste, pero se suele medir en términos del tiempo transcurrido. La frecuencia de una tarea a condición está gobernada por el intervalo P-F, en la práctica, normalmente es suficiente seleccionar una frecuencia de tarea que sea la mitad del intervalo P-F, que permita realizar las tareas antes de que ocurra la falla funcional. El intervalo P-F neto es importante porque determina el período de tiempo disponible para planificar la acción correctora de manera que se pueda llevar a cabo sin afectar a la

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producción, ni a otras actividades de mantenimiento y organizar al personal, así como también los materiales necesarios para corregir la falla. Hay que considerar el período de tiempo preciso para hacer frente a la falla potencial, además del intervalo P-F, al establecer la frecuencia de las tareas a condición, sí el intervalo P-F es demasiado corto para poder realizar trabajos significativos, entonces esta claro que la tarea a condición no es técnicamente factible. Los intervalos P-F más largos son convenientes por cuatro razones: •

Se precisan menos inspecciones a condición.

•

Hay más tiempo para organizar al personal y los materiales precisos para corregir la falla potencial.

•

Es más fácil planificar la corrección de la falla potencial sin que afecte a las otras actividades de mantenimiento.

•

Es más fácil planificar la corrección de la falla potencial en un momento que encaje convenientemente en la producción.

Las tareas a condición son técnicamente factibles sí: •

Hay una clara condición de falla potencial (en otras palabras hay una clara señal de que la falla esta ocurriendo o está próxima a ocurrir).

•

El intervalo P-F es razonablemente consistente.

•

El intervalo P-F es suficientemente largo para realizar alguna acción.

•

Es práctico chequear a intervalos menores que el intervalo P-F.

Entre las tareas a condición más utilizadas se encuentran: •

Técnicas de monitoreo de condiciones (Condition Monitoring).

•

Técnicas que detectan la falla potencial tomando como base las variaciones en la calidad del producto.

•

Técnicas de monitoreo de los efectos primarios.

•

Técnicas de chequeo basadas en el sentido humano: mirar, oír, tocar y oler.

Técnicas de Monitoreo de Condiciones (Condition Monitoring). En esta se emplean equipos para chequear las condiciones de otros equipos, para detectar las fallas potenciales. Los intervalos P-F asociados con las diversas técnicas de monitoreo oscilan

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entre unos minutos y varios meses. Una limitación importante de condition monitoring, es que chequea una condición del elemento.

Mantenimiento Predictivo: Es el monitoreo de condiciones y análisis de los equipos para predecir intervención, según los niveles de admisibilidad.

Técnicas de la Variación de la Calidad del Producto. En algunas industrias, una importante fuente de datos sobre las fallas en potencia es la función de control de calidad. A menudo el efecto de un producto producido por una máquina, esta relacionado con una falla en la máquina misma y la mayoría de estos aparecen gradualmente, proporcionando así evidencia oportuna de las fallas potenciales si se tienen los procedimientos de recogida y evaluación de datos; por ejemplo se esta utilizando mucho el Control Estadístico de Procesos (SPC), para el monitoreo de la calidad de los productos, estos suelen realizarse por los operadores de las máquinas, registrándose las medidas en un gráfico SPC como se muestra en la figura 2.7. Se considera que el proceso esta fuera de control (en un estado de falla funcional), si las medidas quedan fuera de los límites de control superior o inferior, ésta técnica es una forma de mantenimiento a condición, especialmente cuando las desviaciones están relacionadas directamente con los modos de falla específicos.

Técnicas de Monitoreo de los Efectos Primarios. Los efectos primarios (velocidad, caudal, temperatura, presión, potencia, corriente, etc.) son una fuente de información sobre la condición del equipo, estos pueden chequearse por una persona y registrar la lectura, bien sea manualmente o automáticamente por un ordenador. Esta técnica esencialmente basada en la detección, registro e interpretación de los cambios en los efectos primarios, es especialmente útil al emplearse en conjunto con las instalaciones del control de proceso.

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Incapaz de desempeñar el estándar de prestación deseado, es decir hay una falla funcional Límite de Control Superior.

Clara condición de falla potencial (la falla esta ocurriendo o esta próxima a ocurrir) Límite de Control Inferior.

Figura 2.7. Diagrama del Control Estadístico de Proceso (SPC). El Sentido Humano. Quizás las mejores técnicas de monitoreo de condiciones, son las que están basadas en el sentido humano (mirar, oír, tocar y oler), en este proceso la inspección es netamente subjetiva y los intervalos P-F asociados suelen ser muy cortos, esto resta valor a la aplicabilidad de esta técnica, pero suelen ser muy eficaces en ciertas circunstancias. Las razones por las cuales resulta impractica esta técnica, son las siguientes: •

Debido a intervalos P-F cortos, se generan tareas de muy alta frecuencia y los especialistas no harán mucho más que un chequeo, lo que genera altos costos.

•

La mayoría de los especialistas adiestrados, encuentran aburridos los chequeos de alta frecuencia y a menudo son reacios a ellas.

•

En muchas partes del mundo escasean los especialistas adiestrados, lo que hace que sea mínimo el tiempo que se le pueda dedicar a este tipo de trabajo.

Ahora no cabe duda que los operadores pueden contribuir mucho a la eficacia a este tipo de inspecciones siempre y cuando se satisfagan estas tres condiciones: •

Que hayan recibido información especifica sobre las condiciones a diagnosticar.

•

Que tengan acceso a una comunicación fiable con sus superiores, para que comuniquen algún problema encontrado en la inspección.

•

Que sepan con una seguridad razonable que se tomarán las medidas necesarias para corregir fallas a raíz de los informes emitidos por ellos.

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Algunas de las dificultades que tienen las tareas a condición en líneas generales son: •

Fallas potenciales múltiples, las cuales son diferentes y con intervalos P-F distintos, por lo que deben considerarse todas las fallas potenciales, así como también las tareas a condición que puedan aplicarse a cada modo de falla.

•

Fallas potenciales funcionales, ya que ciertas condiciones pueden considerarse como fallas potenciales en un contexto y como fallas funcionales en otros, situación muy corriente en el caso de las perdidas.

•

El intervalo P-F y la edad operacional, ya que se mide la vida de un componente contando hacia delante desde el momento en que entra en servicio. Por otro lado el intervalo P-F se mide contando hacia atrás desde la falla funcional y los conceptos son por lo tanto independientes.

En la Tarea de Reacondicionamiento Cíclico los equipos son revisados o sus componentes reparados a frecuencias determinadas independientemente de su estado en ese momento. La frecuencia de una tarea de reacondicionamiento cíclico está determinada por la edad a que el elemento o pieza componente exhibe un incremento rápido de la probabilidad condicional de falla. Las tareas de reacondicionamiento cíclico son técnicamente factibles sí: •

Hay una edad a partir de la cual se produce un rápido incremento de la probabilidad condicional de las fallas.

•

La mayoría de los elementos sobreviven a esta edad (a menos que las fallas tengan consecuencias para la seguridad o el entorno, en cuyo caso, todos los elementos deben de superar esta edad).

•

Es posible conseguir su estado inicial realizando la tarea.

Las Tareas de Sustitución Cíclica consisten en reemplazar un equipo o sus componentes a frecuencias determinadas independientemente de su estado en ese momento. La frecuencia de una tarea de sustitución cíclica está determinada por la vida de los elementos. Las tareas de sustitución cíclicas son técnicamente factibles sí: •

Hay una edad a partir de la cual se produce un rápido incremento de la probabilidad condicional de las fallas.

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•

La mayoría de los elementos sobreviven a esta edad (a menos que las fallas tengan consecuencias para la seguridad o el entorno, en cuyo caso, todos los elementos deben de superar esta edad).

Las Tareas de Búsqueda de Fallas consisten en chequear una función oculta a intervalos regulares para ver si ha fallado. Se establece la frecuencia de las tareas cíclicas de búsqueda de fallas por medio de: determinar el nivel deseado de disponibilidad de la función oculta (a la luz de las posibles consecuencias de la falla múltiple), y luego establecer una frecuencia encaminada a conseguir dicha disponibilidad basada en la fiabilidad del elemento. Las tareas de búsqueda de fallas es una acción “a falta de”, ya que sólo se aplica a las funciones ocultas, esto implica que su falla es oculta y no es apreciable en el funcionamiento del equipo. La búsqueda de fallas es técnicamente factible sí: •

Es posible realizarla sin aumentar el riesgo de una falla múltiple.

•

Es práctico realizarla a la frecuencia deseada.

2.2.

Turbinas a Vapor

2.2.1. Definición de Turbina a Vapor. Una Turbina a Vapor es una máquina térmica y rotativa que utiliza la energía del vapor de agua para producir trabajo mecánico en su eje. El vapor se expande en un rotor con álabes, transfiriendo parte de su energía al rotor, el cual gira y transmite el trabajo que es utilizado a la salida del eje. Las turbinas son diseñadas para producir la potencia deseada a una velocidad determinada, bajo condiciones de vapor específicas, basándose en las necesidades que se requieran para cumplir con la función que vaya a desempeñar el equipo. Esta máquina se utiliza como elemento conductor para conseguir un trabajo específico bien sea propulsión de una bomba, ventilador, compresor, etc. Ver figura 2.8.

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Figura 2.8. Turbina a Vapor Marca Elliott. 2.2.2. Partes de las turbinas de vapor. Al igual que otros equipos rotativos, las Turbinas a Vapor están compuestas principalmente por un rotor (eje y rueda) contenido dentro de una carcasa (axial u horizontalmente partida) con sus soportes respectivos (Cojinetes planos hidrodinámicos o anti-fricción). La adición de otros elementos varía en relación con la complejidad del diseño, pudiéndose incorporar elementos como: Sellos secos o de carbón, sistema de lubricación forzado o por anillo de lubricación, mecanismos de control de velocidad, sistemas de monitoreo de vibración / temperatura, etc.

2.2.2.1. Carcasa. Su función es contener los elementos rotativos y soportar las partes estacionarias de la Turbina. Las carcasas pueden ser verticales u horizontalmente partidas. El modelo más utilizado es el partido horizontalmente, ya que permite desmontar la mitad superior de la misma y sacar el rotor completo sin desconectar las tuberías para vapor. En los tamaños más pequeños, a veces se utilizan los partidos verticalmente. En la Norma API 611 para turbinas de uso general se especifica que la carcasa dividida en sentido vertical se puede utilizar hasta para 100 HP.

2.2.2.2. Rotor o Eje: Los rotores de las turbinas de vapor se construyen por forja de manera integral. Cada componente del rotor incluye el montaje de los alabes móviles, pasador excéntrico para la

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operación de parada por sobrevelocidad, el collar de empuje, engranaje, acoples del eje. Ver figura 2.9

Figura 2.9. Rotor o Eje.

El rotor forjado da garantía de que no se producirá aflojamiento de las ruedas, aumentando la confiabilidad, particularmente a alta velocidad y alta potencia de salida. Los rotores se diseñan para que sus velocidades críticas estén bastante alejadas del rango de operación.

2.2.2.3. Cojinetes radiales, axiales y magnéticos activos: Los cojinetes radiales se utilizan para absorber las fuerzas originadas por el peso del rotor y la fuerza centrífuga. Pueden tener lubricación presurizada o por anillos. Estos pueden ser antifricción, del tipo anillo partido (concha) o de zapata pivotante, con capa de metal blanco o babbit.

Los cojinetes axiales de empuje se utilizan para absorber el empuje axial, originado por la diferencia de presión entre ruedas y el empuje en las ruedas de reacción. Pueden ser de tipos zapatas. Los cojinetes magnéticos activos (AMB) son cojinetes sin fricción, no lubricados, que suspenden las partes móviles de la maquinaria en un campo electromagnético. Pueden soportar grandes cargas de velocidades bastante más allá del rango de los cojinetes convencionales, sin desgaste y casi sin vibración.

2.2.2.4. Sellos de Vapor. La función del sello de vapor es mantener el vapor dentro y el aire afuera de la turbina, en los puntos por donde el rotor atraviesa la carcasa. Se pueden usar diferentes tipos de sellos, como los sellos de laberintos y los sellos de anillos de carbón.

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2.2.2.5. Álabes Móviles. Los álabes son los que reciben el impulso del chorro de vapor y producen el movimiento del rotor. El tamaño y configuración de los álabes de las turbinas depende de las condiciones de operación que se le impone. Se fabrican de acero inoxidable. También se puede utilizar aleaciones de titanio y otros materiales especiales para alta velocidad de servicio, como recubrimiento cerámico para prevenir erosión en zonas húmedas. Los álabes largos son agrupados y fijados entre sí para disminuir los modos de vibración y aumentar la confiabilidad.

2.2.2.6. Toberas, Álabes Fijos y Diafragmas. Las toberas se encargan de acelerar y dirigir el chorro de vapor hacia el empaletado, y a través de éste, de las subsiguientes ruedas rotatorias. Estos tienen tamaños y áreas de paso que varían de etapa a etapa, con el fin de manejar en forma eficiente el volumen de vapor que se encuentra a los diversos niveles de presión de un lado a otro de la turbina.

Los álabes fijos son utilizados en las turbinas con escalonamiento Curtis entre las dos ruedas de álabes móviles y su función es solo dirigir el chorro de vapor de la salida de la primera rueda hacia la segunda.

El diafragma es la pieza que sirve de apoyo de las toberas y separa las ruedas de alabes móviles. Los diafragmas se diseñan para retener las piezas que forman las toberas y resistir el diferencial de presión entre la cara del frente y la de atrás. Al mismo tiempo están soportados, de tal manera, que puedan expandirse dentro de las carcasas de la turbina sin afectar su funcionamiento ni fallar. En la parte interior llevan instalados sellos de laberintos.

2.2.2.7. Gobernador. Según la configuración y características de las Turbinas hay diversidad de modelos para Gobernadores. Este mecanismo controla la válvula de alimentación de vapor a través de un varillaje que lo conecta con la válvula regulando con ello el flujo de entrada de vapor hacia la turbina y por ende su velocidad.

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Figura 2.10. Gobernadores Woodward.

2.2.2.8. Válvulas de Alarma o Centinela. Es un dispositivo de seguridad instalado en la parte superior de las carcasas de las turbinas el cual se activa en el caso de sobrepresión interna en la carcasa. En el caso de que la presión sobrepase la calibración requerida, la válvula libera una pequeña cantidad de vapor (visible) a la atmósfera acompañado de un ligero sonido. Esta válvula en ningún caso actúa como una válvula de alivio, para tal fin las turbinas deben estar provistas de válvulas de alivio para los casos donde exista una sobrepresión interna en la carcasa.

2.2.2.9. Válvula combinada. La válvula combinada está formada por la válvula de disparo de sobrevelocidad y la válvula de estrangulamiento, se encuentra montada entre la carcasa de la turbina y la línea de admisión de vapor.

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Figura 2.11. Válvula Combinada.

La válvula de disparo de sobrevelocidad es una válvula accionada mecánicamente que interrumpe el suministro de vapor a la turbina al producirse una condición de exceso de velocidad o alguna otra emergencia, deteniendo la entrada de vapor por completo y por ende la turbina. En el caso de producirse un exceso de velocidad, el collarín de disparo, que se encuentra adherido al eje de la turbina, dentro del soporte del gobernador, activa la válvula. En el caso de producirse otra situación de emergencia, se puede activar la válvula utilizando la palanca de disparo.

La válvula de estrangulación se encuentra antes de la válvula de disparo de sobrevelocidad (siguiendo el trayecto del vapor). Esta válvula controla la cantidad de vapor que ingresa a la turbina y, por lo tanto, determina la velocidad y la potencia producida por ésta.

2.2.2.10. Válvula de retención (Check). Cuando una turbina descarga a otro sistema, se instala una válvula de retención para prevenir el flujo en retroceso hacia la turbina. En estos casos se debe prever sistemas para absorber las

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fuerzas creadas por el golpe de ariete que se presente aguas debajo de la tubería de descarga y que actúa sobre la válvula de retención.

2.2.2.11. Válvulas manuales auxiliares de entrada de vapor. Estas válvulas algunas veces son utilizadas para controlar el flujo de vapor por medio de una batería adicional de toberas. Estas válvulas sirven básicamente para tres funciones: ƒ

Cuando están cerradas; estas válvulas proporcionan una operación más eficiente de la Turbina bajo cargas reducidas y con operaciones normales del suministro de vapor, reduciendo el área de las toberas y por consiguiente reduciendo el flujo de vapor.

ƒ

En algunas aplicaciones, estas válvulas se utilizan para suministrar la potencia requerida abriendo las válvulas cuando las condiciones del vapor son menores que lo normal, ejemplo: Arranque de las calderas.

ƒ

En algunas ocasiones se utilizan para aumentar potencia obteniendo con ellos los requerimientos de sobrecarga bajo condiciones normales de suministro de vapor.

2.2.2.12. Sistema de Disparo de Sobrevelocidad. El sistema de emergencia de disparo por sobrevelocidad opera totalmente independiente del sistema de gobernación. El mecanismo de disparo esta diseñado para detener la turbina en el caso de que la velocidad de disparo sea sobrepasada.

El mecanismo de disparo por sobrevelocidad esta contenido dentro de un dispositivo instalado sobre el eje de la Turbina. Cuando la velocidad de la Turbina aumenta sobre la velocidad nominal establecida la fuerza centrifuga ejercida sobre el pin de disparo también se incrementa. Cuando la fuerza centrifuga vence a la fuerza ejercida por el resorte del pin de disparo éste se desplaza perpendicularmente al eje de la Turbina y golpea el tornillo de ajuste de la palanca activando con ello el cierre de la válvula y deteniendo el flujo de vapor hacia la Turbina.

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Figura 2.12. Sistema de Protección por Sobrevelocidad.

2.2.2.13. Acoplamiento. Se requiere un acoplamiento flexible para conectar la turbina al equipo conducido. Los acoplamientos deben ser seleccionados basados en la potencia, la velocidad y características de la máquina conducida, usando guías de selección y balanceo establecidas por el fabricante del acoplamiento. En la figura 2.13 se muestra un diagrama del acoplamiento mas empleado en la actualidad.

Figura 2.13. Diagrama en Corte de un Acoplamiento.

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La correcta instalación de las partes del acoplamiento es vital para el funcionamiento apropiado de la turbina y la unidad conducida. Antes de montar el acoplamiento, se debe revisar el diámetro y el eje con un micrómetro para determinar que la interferencia es la especificada por el fabricante del acoplamiento.

También, se debe inspeccionar las cuñas y chavetas, estando seguro de que queden ajustadas en la chaveta del eje y el cubo del acople.

2.2.5.14. Juntas de Expansión. Es práctica común usar juntas de expansión en líneas de baja presión y vacío, para proveer flexibilidad a estas tuberías. Si una junta de expansión es inapropiadamente instalada, podría causar una reacción de la tubería más grande que la que se pretende eliminar.

2.3.

Sellos Mecánicos

Los sellos mecánicos en la actualidad, en el ámbito mundial equipan al 95% de las bombas centrífugas instaladas. De acuerdo a estadísticas obtenidas en las refinerías, las fallas de sellos mecánicos representan el 75 % del total de fallas mecánicas de las bombas. La figura 2.14 muestra una fotografía de un sello mecánico.

Figura 2.14. Fotografía de un Sello Mecánico. De allí la importancia de seleccionar el diseño o arreglo de sello mecánico adecuado al servicio o aplicación propuesto. Adicionalmente a esto el costo de un sello mecánico, representa un porcentaje importante en los costos de los accesorios de las bombas y pueden tener incidencia determinante en los costos de operación y mantenimiento.

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El sello mecánico tiene una serie de ventajas sobre las empacaduras que incluye entre otras cosas que producen menos pérdidas de energía que las empacaduras, reducen el desgaste de las camisas y del eje y pueden aplicarse a bombas de alta presión

Las normas editadas en los países desarrollados recomiendan el uso de sellos mecánicos en todas las bombas que manejan líquidos que puedan ser contaminantes, debido a los estrictas regulaciones ambientales existentes en éstos países, de hecho el API 610 exige que todas las bombas fabricadas siguiendo este estándar deben ser equipadas con sellos mecánicos.

Los sellos mecánicos sellan mediante la interacción de las caras sellantes, las cuales se mantienen unidas debido al esfuerzo ejercido por resortes o fuelles en la parte posterior de una de estas caras. En la parte interna de las dos caras se forma una película lubricante que reduce la temperatura y forma una barrera que evita la fuga de producto a la atmósfera.

2.3.1. Partes de los sellos mecánicos. Los sellos mecánicos constan básicamente de los

componentes que se describen a

continuación: •

Cara rotativa: La cara rotativa esta unida al eje girando con él y generalmente es fabricada en Carbón, denominándose cara blanda. La cual está constituida por aproximadamente un 80 % de Grafito, Coque y de 15 a 20 % de resina u otro elemento compactante y aditivos. Los sellos mecánicos son elementos de alta precisión que requieren acabados de espejo para poder cumplir su función. Esta cara como la rotativa son pulidas hasta lograr acabados superficiales que se miden en bandas de luz.

•

Cara estacionaria: Por lo general se fija a la brida del sello y es la denominada cara dura siendo construida de Carburo de Tungsteno, Cerámica, fundición, etc. En la actualidad en la Industria Petrolera se usan como caras duras fundamentalmente Carburo de Tungsteno y Silicón Carbide, los cuales son materiales compuestos,

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fabricados por sinterizado. Cuando son utilizados con caras rotativas de carbón tienen un buen rendimiento con altos valores de la relación Presión-Velocidad. •

Sello secundario: Complementa el sellado realizado por las caras del sello. Sellando estáticamente el fluido en la caja de sellos, son construidos de distintos materiales y se aplican en diferentes configuraciones pero modernamente se usan anillos en "o" ("O rings") de Vitón y Bura, para servicios con condiciones particulares se usa Grafito, Teflón y Kalres.

•

Elemento de arrastre o conducción: Esta constituido por uno o varios fuelles o resortes, este elemento suministra la energía para mantener unidas las caras sellantes. Para aplicaciones comunes se usan sellos monoresortes y multiresortes, los fuelles son usados para servicios de alta presión o alta temperatura.

•

Elementos de fijación: Son tornillos que fijan la parte rodante del sello al eje de la bomba.

2.3.2. Nomenclatura de los sellos mecánicos: En la Industria Petrolera la nomenclatura más usada para especificar un sello mecánico es la indicada en el apéndice H de la norma API 610, octava edición, la cual fue adoptada por la norma ANSI B73.1. Esta nomenclatura consta de cinco (5) letras que indican lo siguiente: •

La primera letra indica si el sello es balanceado (B) o desbalanceado (U). En el pasado se aceptaban sellos no balanceados para ciertas condiciones en las bombas para servicios API, en la actualidad se aceptan sólo sellos balanceados, dejándose los no balanceados para bombas de baja potencia en servicios generales.

•

La segunda letra indica el tipo de arreglo sello simple (S), doble (D) y doble en “tanden” (T). Los sellos dobles se aplican en servicios tóxicos o donde no se permitan emisiones a la atmósfera.

•

La tercera letra indica el tipo de restricción entre el eje y la brida.

•

La cuarta letra indica el material del sello secundario. El apéndice H de la norma API 610, explica el significado de cada letra de la nomenclatura de materiales.

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•

La quinta y última letra se refiere al material de las caras sellantes. El significado de estas letras está en el apéndice H de la norma API 610.

Por ejemplo, el siguiente código de sello API "BSTRN" en una hoja de datos indica, sello balanceado (B), simple (S), con buje de restricción en la brida (T), sello secundario de Grafito (R) y combinación de caras de Carbón contra Carburo de Tungsteno (N).

2.3.3. Planes de lubricación de los sellos mecánicos. Es importante indicar adicionalmente el plan de lubricación del sello mecánico. Como se refirió anteriormente el principio de funcionamiento del sello mecánico se basa en la formación de una película de fluido en las caras sellantes.

Por lo general este fluido es el mismo que maneja la bomba, usándose fuentes extremas de lubricación cuando los fluidos manejados por las bombas son abrasivos, tóxicos, no lubricantes o que cristalicen. La Sección D de la norma API - 610 indica los planes de lubricación a usar en cada aplicación.

En las instalaciones químicas y petroquímicas donde las bombas emplean fluidos peligrosos, es cada vez más frecuente utilizar sellos mecánicos dobles que no permiten ningún escape del fluido de proceso (muchas veces peligroso, tóxico o nocivo) al exterior, por lo cual se debe contar con dos planes de lubricación, uno para el sello primario, siendo el más empleado el plan 11, en el cual se toma, mediante una línea, fluido de la descarga de la bomba y se llevan a la caja de sellos para la lubricación de las caras sellantes, el caudal es controlado mediante una placa orificio (ver figura 2.15); y otro para el sello secundario, siendo el más empleado el plan 52, es un plan que se instala normalmente en sistemas de sellos no presurizados, donde se requiere controlar la fuga de producto hacia el exterior, este plan de sellado posee un reservorio, para el liquido interfase. El liquido interfase puede ser circulado en el sistema de sellado mediante anillos de bombeo o mediante convección térmica. El reservorio normalmente ventea hacia un quemador. El producto bombeado debe tener una presión de vapor menor al de la interfase, lo que permite que el producto que fugue se vaporice y sea enviado al sistema de venteo. Si la presión de vapor es mayor que de la

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interfase o la del reservorio, el líquido fugado se mantendrá en la interfase y la contaminará (ver figura 2.16).

Placa Orificio

Figura 2.15. Plan de lubricación API 11.

Venteo, normalmente abierto Medidor de Presión Placa Orificio

Liquido de Barrera, normalmente cerrado Reservorio

Trasmisor de Presión Trasmisor de alto nivel Medidor de nivel Trasmisor de bajo nivel

Serpentín de enfriamiento Salida de Entrada de enfriamiento enfriamiento Drenaje, normalmente cerrado

Figura 2.16. Plan de Lubricación API 52. Existe una variedad importante de planes y combinación de estos, que contemplan refrigeración del fluido bombeado, eliminación de partículas abrasivas o el uso de fuentes

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externas de lubricación para los sellos; el anexo D de la norma API 610 presenta los diagramas de los planes de sello mas comúnmente usados. Lo fundamental en los planes de lubricación es ajustarse a la necesidad real del servicio y no complicarlo con accesorios excesivos o innecesarios, tales como separadores ciclónicos, filtros, etc.

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CAPITULO III DESARROLLO

3.1. Tipo de Investigación. Técnica de campo con especificaciones descriptivas, de acuerdo con los objetivos propuestos en este trabajo.

3.2. Evaluación de la Configuración del Circuito de Lubricación de los Planes Secundarios (Plan API 52: Reservorios “Seal Pots”) de los Sellos Mecánicos de las Bombas Centrífugas.

La evaluación de la configuración del circuito de lubricación de los reservorios de los sellos (Seal Pot) y la facilidad para realizar de manera normal las actividades de operación y mantenimiento, se llevó acabo mediante una completa inspección en todas las bombas del Mejorador que contaban con este plan de lubricación para los sellos mecánicos de estos equipos. Para realizar de la evaluación se dividió en dos partes, la primera parte estuvo constituidas por las bombas pertenecientes a las áreas 10, 20 y 30 de la planta; y la segunda parte estuvo constituida por las bombas pertenecientes a las áreas 50, 60 y 70 de la planta.

Para la cuantificación de esta evaluación se tomaron en consideración tres aspectos fundamentales, que son los siguientes: •

El potencia del equipo, a través de este se evalúa el tamaño de la bomba.

•

La temperatura del equipo.

32

•

La accesibilidad a los reservorios de los sellos (Seal Pot). Referido a la accesibilidad que se tenga para la válvula de desagüe y la de bloqueo, para observar el nivel del reservorio, etc.

Todos estos aspectos agregan puntos a la matriz de evaluación de acuerdo con el grado de severidad de la situación. Para la designación de estos puntos se formó un equipo de trabajo que estuvo integrado por personal de mantenimiento, operaciones, el fabricante (John Crane), especialista de equipos rotativos y mi persona. Los valores tomados para valorar cada situación es la siguiente:

3.2.1. Tamaño del Equipo. Para la designación de los puntos referentes al tamaño se tomó en cuenta la potencia del equipo accionador o motor que mueve la bomba, debido a que si el motor posee una alta potencia resulta incómodo para el operador o personal de mantenimiento acceder (abrir, cerrar o realizar alguna maniobra en caso de presentarse una determinada situación) a las válvulas y accesorios del reservorio. Por lo cual se clasificaron de la siguiente manera: •

Motores pequeños, hasta 100 Hp. Estos motores se les asigna 1 punto del valor total de la matriz.

•

Motores medianos, hasta 350 Hp. Estos motores se les asigna 2 puntos del valor total de la matriz.

•

Motores grandes, sobre los 350 Hp. Estos motores se les asigna 3 puntos del valor total de la matriz.

3.2.2. Temperatura del Equipo. En relación con los puntos correspondientes a la temperatura de operación de la bomba, se clasifica en tres niveles de acuerdo con la posibilidad de causar daño sobre la piel o el cuerpo del operador o personal de mantenimiento. La clasificación es la siguiente: •

Temperatura normal hasta 120 °F, a esta temperatura se le asigna 1 punto del valor total de la matriz.

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•

Temperatura media hasta 220 °F, a esta temperatura se le asigna 2 puntos del valor total de la matriz.

•

Temperatura alta, sobre 220 °F, a esta temperatura se le asigna 3 puntos del valor total de la matriz.

3.2.3. Accesibilidad a los Reservorios de los Sellos Mecánicos (Seal Pot). La accesibilidad es evaluada tanto cuando el equipo está encendido como cuando está apagado, si el sistema es accesible el valor agregado a la matriz es de cero punto, si el sistema no es accesible el valor agregado a la matriz será de 3 puntos. Se denomina accesible cuando el operador o personal de mantenimiento puede accionar las válvulas y demás accesorios del reservorio de los sellos (Seal Pot) sin colocarse sobre el cuerpo de la bomba, si no existe ninguna interferencia sobre los reservorios (como tuberías, accesorios, etc.) y si la altura de las válvulas de desagüe y bloque de los reservorios de los sellos se encuentran dentro de la altura promedio (altura con los brazos extendidos) de los operadores o personal de mantenimiento. La adición de tres puntos en el total de la matriz cuan no es accesible, se debe al peligro que se genera sobre el operador o personal de mantenimiento cuando los reservorios están ubicados hacia dentro del cuerpo de la bomba o alguna otra ubicación que genera riesgos sobre el personal involucrado con este equipo. Para la designación de este parámetro se realizó inspección en sitio del equipo en cuestión, con la presencia del grupo de trabajo antes mencionado.

3.2.4. Valor Total de la Matriz y Criterio de Evaluación.

El valor total de la matriz resulta de la suma de los valores agregados en la sección 3.2.1, 3.2.2 y 3.2.3 antes mencionadas. El valor total va desde 2 hasta 9 puntos. En la tabla 3.1 se muestra los valores para los tres diferentes tamaños de bombas (pequeño, mediano y grande). Los que resulten con valores menores de cinco puntos se consideraron de falta de prioridad porque no producen limitaciones sobre la seguridad del operador o el personal de mantenimiento, los que tengan valores de seis puntos se encuentran dentro del limite y deben ser evaluados por el equipo natural de trabajo para determinar los pro y los contra, y los que están sobre los seis puntos se consideraron con prioridad y debe ser modificado la ubicación de los reservorios de

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los sellos (Seal Pot) porque la operación y supervisión del sistema de la bomba representa algún riesgo para el personal debido a la posición que tienen en las válvulas (altura y ubicación), etc.

Tabla 3.1. Valores de la Matriz para los Diferentes Tamaños de las Bombas. PRIORIDAD Bombas Pequeñas

Bombas Medianas

Bombas Grandes

2

3

4

5

6

7

3

4

5

6

7

8

4

5

6

7

8

9

NO PRIORIDAD

3.2.5. Resultados de la Evaluación a los Reservorios de los Sellos Mecánicos. Para la primera parte de la evaluación se estudió una población de 128 bombas centrífugas correspondientes a las áreas 10, 20 y 30. La matriz arrojó como resultados que 56 unidades (43.75%) cuentan con una adecuada instalación de los reservorios, 6 unidades (4.69%) tienen que ser analizadas por el equipo natural de trabajo, 24 unidades (18.75%) tienen que ser reubicadas y 42 unidades (32.81%) no es aplicable ésta evaluación debido a que no utilizan este plan o no estaba instalada cuando se realizó el estudio. En la tabla B.1 del apéndice B se observa los resultados arrojados por la matriz referente a esta parte.

Para la segunda parte de la evaluación se estudió una población de 104 bombas pertenecientes a las áreas 50, 60 y 70. En esta parte resultó que 19 unidades (18.3%) cuentan con una adecuada instalación, 5 unidades (4.8%) tienen que ser reubicados, 80 unidades (76,9%) no es aplicable esta evaluación debido a que no cuentan con este tipo de reservorios o no estaba instalada cuando se realizó este estudio. En la tabla B.2 del apéndice B se observa los resultados arrojados por la matriz referente a esta parte.

35

En total, se estudió una población total de 232 bombas centrífugas distribuidas entre las áreas 10, 20, 30, 50, 60 y 70 del mejorador, de los cuales 108 unidades cuentan con el plan de lubricación API 52 sometido a evaluación y el resto (124 unidades) no cuentan con el plan antes mencionado debido al servicio en que son empleadas. De las 108 unidades encontradas con el plan en estudio, resultaron tener adecuadamente instalado el plan API 52 73 unidades representando un 67.59% del total de planes instalados, 29 unidades deben ser modificadas representado 26.85% del total de planes instalados y 6 unidades que deben ser evaluadas para determinar las acciones que se van aplicar representado un 5.56% del total de planes instalados. En las graficas que a continuación se muestra la distribución de bombas por áreas y el resultado obtenido de la evaluación por cada área.

13%

23%

20%

1%

21% 22%

Área 10

Área 20

Área 30

Área 50

Área 60

Figura 3.1. Distribución de Bombas Centrífugas por Área.

Área 70

36

60

50

40

30

20

10

0 Á re a 10

Á re a 2 0

No Prioridad

Á re a 3 0

Á re a 5 0

Prioridad

Á re a 6 0

Evaluar

Á re a 7 0

N/A

Figura 3.2. Distribución de los Resultados por Área.

Área 10

23% 35% 0%

42%

No Prioridad

Prioridad

Evaluar

N/A

Figura 3.3. Distribución de los resultados del Área 10.

37

Área 20

39%

50%

0%

11%

No Prioridad

Prioridad

Evaluar

N/A

Figura 3.4. Distribución de los resultados del Área 20.

Área 30

37%

39%

12%

No Prioridad

12% Prioridad

Evaluar

N/A

Figura 3.5. Distribución de los Resultados del Área 30.

38

Área 50

40%

50%

0%

No Prioridad

Prioridad

10%

Evaluar

N/A

Figura 3.6. Distribución de los Resultados del Área 50.

Área 60

0%

100% No Prioridad

Prioridad

Evaluar

N/A

Figura 3.7. Distribución de los Resultados del Área 60.

39

Área 70

0%

100%

No Prioridad

Prioridad

Evaluar

N/A

Figura 3.8. Distribución de los Resultados del Área 70. De las graficas mostradas en las figuras 3.1 – 3.8 anteriormente, se observó primeramente que las áreas con mayor población de bombas fueron las áreas 70 y la 30, y las áreas con menor población de bombas fueron las áreas 60 y 10. El área 10 además de ser unas de la que presentó menor cantidad de bombas, resultó ser la que tenia mayor número de reservorios con PRIORIDAD, es decir, que deben ser modificados por la falta de seguridad a la hora de manipulación de estos por parte del personal de operación y mantenimiento, con un total de 13 unidades que representan el 42% de las unidades instaladas en esta área y un 5.60% de la población total de bombas estudiadas. El área 20 resultó tener la mayor cantidad de unidades con resultados de NO PRIORIDAD, es decir, que se encontraban instalados adecuadamente, con un total de 23 unidades que representan el 50% de las unidades encontradas en esta área y 9.91% de la población total de bombas estudiadas. El área 30 presentó las únicas unidades con resultado de EVALUAR, es decir, que deben ser sometidas a discusión entre el equipo natural de trabajo, con un total de 6 unidades que representan el 12% de las unidades pertenecientes a esta área y 2.59% de la población total de bombas estudiadas. El área 70 además de ser el área con mayor cantidad de bombas instaladas, estas en su totalidad no aplicaba la evaluación que se realizó, debido a que estas unidades manejan fluidos no contaminantes, por lo cual el plan de lubricación sometido a estudio no se encontraba instalado en ninguno de los sellos de las bombas de esta área.

40

3.3. Elaboración de Plan de Mantenimiento en el Sistema de Protección por Sobrevelocidad de las Turbinas a Vapor. 3.3.1. Plan de Mantenimiento del Sistema de Protección por Sobrevelocidad de las Turbinas a Vapor. Para la realización de este plan de mantenimiento se tomó como metodología aplicada la del Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (MCC).

3.3.1.1. Aplicación del Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (MCC)

a. Definición de los Límites para la Aplicación del MCC. Como alcance impuesto por PETROPIAR se establecieron límites o fronteras de acción, entre las cuales se tiene: •

Se escogió el sistema de protección por sobrevelocidad de las turbinas a vapor del Mejorador, específicamente la parte mecánica de este sistema para realizarle el Análisis de Modos y Efectos de Falla (AMEF). Como en la planta se cuentan con diferentes modelos de turbinas, y éstas a su vez cuentan con sistemas de protección por sobrevelocidad diferentes, se tuvo que dividir el estudio en cuatro grupos. El primer grupo está integrado por las turbinas marcas Elliott modelos CYR y DYR, ya que su sistema de protección posee las mismas características. El segundo grupo está integrado por las turbinas marca Coppus modelo RLA 16E y 16L. El tercer grupo está conformado por las turbinas Coppus RLHA 14, 19 y 24. Por último el cuarto grupo está integrado por las turbinas Nuovo Pignone modelo32/36 y 25/20, para la formación de estos grupos se mantuvo la misma metodología de que contaran con las mismas características en el sistema. Estos equipos estaban siendo arrancados para operación permanente en el momento en que se estaba realizando este estudio.

•

El análisis de MCC se limitó al sistema de protección de sobrevelocidad de las turbinas a vapor, siguiendo la misma estructura planteada en el paso anterior, cabe

41

destacar que fue excluido por completo cualquier parte de este sistema que tenga funcionamiento electrónico.

b. Metodología utilizada para la implementación del MCC.

b.1. Organización del Equipo Natural de Trabajo (ENT). Se conformó un equipo natural de trabajo integrado por el personal de operaciones, mantenimiento, confiabilidad, seguridad y especialista de equipos rotativos del sistema analizado; además de mi persona. Este equipo tuvo la responsabilidad de realizar el estudio y revisión de los requerimientos de operaciones y mantenimiento, así mismo de la ejecución de la hoja de información y la de decisiones correspondientes al análisis de MCC del sistema en estudio.

b.2. Definición del Contexto Operacional del Sistema. El contexto operacional de este trabajo fueron las turbinas a vapor de todo el Mejorador, se limitó como unidad de proceso a una turbina de vapor por modelo, es decir, una turbina marca Elliott, una Nuovo Pignone, una Coppus RLA y una Coppus RLHA, ya que entre ellas poseen diferentes característica y se hacia imposible el estudio de manera general. Las turbinas a vapor se encuentran en diferentes áreas del mejorador, encargándose estas de proporcionar la potencia necesaria para mover equipos como compresores, sopladores y bombas, alguno de estos equipos son críticos dentro del procero de mejoramiento de crudo de la planta. Las turbinas del mejorador utilizan vapor de alta y media presión (585 Psig y 150 Psig respectivamente) para generar la potencia, la cual podemos encontrar entre 6 a 7800 BHP (figura 3.9).

42

Coppus RLA

Elliott

Coppus RLHA

Nuovo Pignone

Figura 3.9. Turbinas a vapor Instaladas en el Mejorador.

El sistema en estudio de estas turbinas fue específicamente el sistema de protección por sobrevelocidad, que es un elemento muy importante de las turbinas, ya que éste detiene el equipo cuando se produce una condición de inestabilidad que conlleve a generar una alta velocidad, produciéndose en algunos casos hasta la destrucción de la turbina si este sistema no funcionase. El sistema de protección por sobrevelocidad de las turbinas Nuovo Pignone está constituido por el sistema Guardian, el cual es un sistema totalmente electrónico, que recibe la señal de velocidad a través de unos sensores ubicados en el eje de la turbina y por medio de ésta se activa la válvula de disparo o cierre. La válvula de disparo o cierre bloque la entrada de vapor, causando de esta manera la detención de la turbina (figura 3.10). Para este equipo

43

únicamente fue seleccionada la válvula de cierro o disparo, quedando el sistema Guardian como tema para otro estudio.

Figura 3.10. Válvula de Disparo o Cierre de las Turbinas Nuovo Pignone.

Las turbinas Elliott cuentan con un sistema mecánico de protección por sobrevelocidad, constituido por el mecanismo disparo, el conjunto collarín y perno o pin de disparo y la válvula de disparo o cierre. Todo este sistema mecánico fue objeto de estudio para la aplicación de esta metodología. El sistema mecánico esta contenido dentro de un dispositivo instalado sobre el eje de la turbina. Cuando la velocidad de la Turbina aumenta sobre la velocidad nominal establecida la fuerza centrífuga ejercida sobre el pin de disparo también se incrementa. Cuando la fuerza centrífuga vence a la fuerza ejercida por el resorte del pin de disparo este se desplaza perpendicularmente al eje de la Turbina y golpea el tornillo de ajuste de la palanca activando

44

con ello el cierre de la válvula y deteniendo el flujo de vapor hacia la turbina, produciendo así la detención del equipo (figura 3.11).

Figura 3.11. Sistema de Protección por Sobrevelocidad de las Turbinas Elliott.

En el caso de las turbinas Coppus, estas cuentan también con un sistema mecánico de disparo similar al de la marca Elliott y manteniendo el mismo principio de funcionamiento. Algunas de las turbinas Coppus cuentan con una protección por sobrevelocidad electrónica, la cual esta fuera del alcance de este estudio.

b.3. Análisis de las Funciones, Fallas de las Funciones, Modos y Efectos de las Fallas del Sistema de Protección por Sobrevelocidad de las Turbinas a Vapor.

45

b.3.1. Metodología para la Definición de las Funciones Principales.

Para definir las funciones del sistema de protección por sobrevelocidad; primeramente se revisaron los manuales del fabricante, luego se hicieron consultas a los operadores y al personal que trabaja en el equipo, de esta manera se conocieron las funciones del sistema en sitio y se obtuvieron ideas claras sobre la función de dicho sistema; seguidamente se consultaron los planos del sistemas en estudio y con la ayuda de estos planos, se pudo saber específicamente como estaba constituido el sistema de protección para cada uno de los tipos o modelos de turbinas presentes en el Mejorador, finalmente esta información fue vaciada en una hoja de Excel. b.3.2. Resultado de la Definición de Funciones Principales.

Para las turbinas Coppus RLA y RLHA la función principal del sistema es de Ser capaz de activarse

cuando

hay

una

condición

de

sobrevelocidad,

siendo

esta

velocidad

aproximadamente el 21% por encima de la velocidad de operación con un error de ± 2%.

Para las turbinas Nuovo Pignone la función principal del sistema es de Ser capaz de activarse

cuando

hay

una

condición

de

sobrevelocidad,

siendo

esta

velocidad

aproximadamente el 16% por encima de la velocidad de operación. Por último, para las turbinas Elliott la función principal del sistema es de Ser capaz de activarse

cuando

hay

una

condición

de

sobrevelocidad,

siendo

esta

velocidad

aproximadamente el 10% por encima de la velocidad de operación con un error de ± 2% para la unidad 46-MEST-001A, y de 16% por encima de la velocidad de operación con un error de ± 2% para la unidad 47-PST-001A/B/C.

b.3.3. Metodología para la Definición de las Fallas Funcionales.

Las fallas funcionales no son más que las fallas que impide que el sistema realice su función, para este caso se tuvieron dos fallas funcionales, la primera que el sistema no sea capaz de activarse cuando existe una condición de sobrevelocidad y la otra que el sistema se active cuando no existe una condición de sobrevelocidad.

46

b.3.4. Metodología para la Identificación de los Modos y Efectos de las Fallas.

Para identificar los modos y efectos de las fallas, se revisaron manuales de funcionamiento de los elementos y piezas que componen el sistema; se consultaron y entrevistaron a las personas del equipo natural de trabajo; luego con la información obtenida y haciendo uso de Excel, se vaciaron y organizaron los modos y efectos de las fallas (figura 3.12).

b.3.5. Resultados de la Hoja de Trabajo de Excel.

En las tablas que a continuación se muestran se observa la cantidad de modos y efectos de fallas, de igual manera se aprecia la clasificación según la función desempeñada por el sistema. Tabla 3.2. Clasificación y Cantidades de los Modos y Efectos de Fallas Obtenidos de la Hoja

de Información para las Turbinas Elliott. Falla Funcional de la Función Principal Modos y Efectos de Fallas No ser capaz de activarse cuando hay una 7 condición de sobrevelocidad Activarse cuando no existe una condición 2 de sobrevelocidad Total de Modos de Fallas 9 Tabla 3.3. Clasificación y Cantidades de los Modos y Efectos de Fallas Obtenidos de la Hoja

de Información para las Turbinas Coppus RLA. Falla Funcional de la Función Principal Modos y Efectos de Fallas No ser capaz de activarse cuando hay una 6 condición de sobrevelocidad Activarse cuando no existe una condición 2 de sobrevelocidad Total de Modos de Fallas 8

47

Tabla 3.4. Clasificación y Cantidades de los Modos y Efectos de Fallas Obtenidos de la Hoja

de Información para las Turbinas Coppus RLHA. Falla Funcional de la Función Principal Modos y Efectos de Fallas No ser capaz de activarse cuando hay una 6 condición de sobrevelocidad Activarse cuando no existe una condición 2 de sobrevelocidad Total de Modos de Fallas 8 Tabla 3.5. Clasificación y Cantidades de los Modos y Efectos de Fallas Obtenidos de la

Hoja de Información para las Turbinas Nuovo Pignone. Falla Funcional de la Función Principal No ser capaz de activarse cuando hay una condición de sobrevelocidad Total de Modos de Fallas

Modos y Efectos de Fallas

4 4

48

FUNCION: Principal

Nº

Recopilado por

Fecha

Hoja

Luis Mosquera SISTEMA

Figura

Turbinas Elliott

FUNCIÓN

FALLA FUNCIONAL

A

1

A

1

A

1

A

1

A

1

B Activarse cuando no existe una condición de sobrevelocidad

1

B

3.12

MODO DE FALLA (Causa de la falla)

1 Ser capaz de activarse A No ser capaz de activarse 1 El mecanismo de disparo está cuando hay una condición ajustado inapropiadamente. cuando hay una de sobrevelocidad condición de sobrevelocidad 1 A 2 Mecanismo de disparo desgastado

1

Revisado por Emilio Trejo

1 Fecha

De 4

EFECTO DE LA FALLA (Qué ocurre cuando falla) Si existe una condición de sobrevelocidad no pudiera activarse el disparo, causando en algunos casos la destrucción del equipo.

No se detendría el equipo cuando se presente la condición de sobrevelocidad. No permitiría que la válvula de disparo cierre completamente. 3 Atascamiento del vástago de la Al momento de activarse el disparo por sobrevelocidad no válvula de disparo o cierre. cerraría por completo la entrada de vapor a la turbina, dejando a la turbina con velocidad y sin ninguna protección. Pudiera causar hasta la destrucción de la turbina 4 Atascamiento del mecanismo Al momento de activarse el disparo por sobrevelocidad no articulado de disparo. detendría a la turbina, dejando a la turbina continué aumentando la velocidad hasta que se destruya. Al momento de ocurrir la sobrevelocidad el sujetador 5 La palanca de disparo manual está impediría que la válvula de disparo cierre la entrada de vapor corroída o el sujetador tiene un a la turbina. enganche incorrecto 6 El conjunto collarín y pin de disparo No se activaría el disparo cuando hay una condición de está atascado. sobrevelocidad. 7 Válvula de disparo por Al momento de activarse el disparo por sobrevelocidad no sobrevelocidad no cierra detendría a la turbina completamente. completamente 1 El disparo por sobrevelocidad está El sistema de disparo se activa con los cambios de carga, ajustado muy cerca de la velocidad de deteniendo de esta manera constantemente la turbina. La operación normal de la turbina. graduación del disparo debe ser aproximadamente de un 10% o un 16 % por encima de la velocidad normal de operación. 2 El mecanismo de disparo desgastado Se activaría el sistema de disparo, produciendo la para del o ajustado inapropiadamente. equipo, y por ende la producción del sistema donde opera.

49

FUNCION: Principal

Nº

Recopilado por Fecha Luis Mosquera

SISTEMA

Figura

Turbinas Coppus RLA FUNCIÓN

FALLA FUNCIONAL

Revisado por 3.12

MODO DE FALLA (Causa de la falla)

Emilio Trejo

Hoja 2

Fecha

De 4

EFECTO DE LA FALLA (Qué ocurre cuando falla)

1 Ser capaz de activarse A No ser capaz de activarse 1 Mecanismo de disparo desgastado No se detendría el equipo cuando se presente la condición de cuando hay una cuando hay una condición de o ajustado inapropiadamente. sobrevelocidad. No permitiría que la válvula de disparo cierre condición de sobrevelocidad completamente. sobrevelocidad 1 A 2 Atascamiento del mecanismo Al momento de activarse el disparo por sobrevelocidad no articulado de disparo. detendría a la turbina, dejando a la turbina continué aumentando la velocidad hasta que se destruya. 1 A 3 El conjunto collarín y pin de No se activaría el disparo cuando hay una condición de disparo está atascado sobrevelocidad. 1 A 4 Ajuste de la velocidad de disparo La turbina no se detiene en el valor de velocidad establecido muy alto. en el diseño de la turbina, puede causar hasta la destrucción del equipo. 1 A 5 Atascamiento del vástago de la Al momento de activarse el disparo por sobrevelocidad no válvula de disparo o cierre. cerraría por completo la entrada de vapor a la turbina, dejando a la turbina con velocidad y sin ninguna protección. Pudiera causar hasta la destrucción de la turbina 1 A 6 Válvula de disparo por Al momento de activarse el disparo por sobrevelocidad no se sobrevelocidad no cierra detendría completamente la turbina. completamente 1 B Activarse cuando no existe 1 El disparo por sobrevelocidad está El sistema de disparo se activa con los cambios de carga, una condición de ajustado muy cerca de la deteniendo de esta manera constantemente la turbina. La sobrevelocidad velocidad de operación de la graduación del disparo debe ser aproximadamente de un 21% turbina. por encima de la velocidad normal de operación. 1 B 2 Mecanismo de disparo desgastado El sistema de disparo se activa con los cambios de carga, o ajustado inapropiadamente. deteniendo de esta manera constantemente la turbina.

50

FUNCION: Principal

FUNCIÓN 1

1

1

1

1 1

1

1

Nº

Recopilado por Fecha

Hoja

Luis Mosquera

3

SISTEMA

Figura

Revisado por

Turbinas Coppus RLHA

3.12

Emilio Trejo

FALLA FUNCIONAL

Fecha

De 4

MODO DE FALLA (Causa de la EFECTO DE LA FALLA (Qué ocurre cuando falla) falla) Ser capaz de activarse A No ser capaz de activarse 1 Válvula de disparo por Al momento de activarse el disparo por sobrevelocidad no cuando hay una cuando hay una condición de sobrevelocidad no cierra detendría a la turbina, dejando a la turbina continué condición de sobrevelocidad aumentando la velocidad hasta que se destruya. sobrevelocidad A 2 Mecanismo de disparo desgastado No se detendría el equipo cuando se presente la condición de o ajustado inapropiadamente. sobrevelocidad. No permitiría que la válvula de disparo cierre completamente. A 3 Atascamiento del mecanismo Al momento de activarse el disparo por sobrevelocidad no articulado de disparo. detendría a la turbina, dejando a la turbina continué aumentando la velocidad hasta que se destruya. A 4 Ajuste de la velocidad de disparo La turbina no se detiene en el valor de velocidad establecido muy alto. en el diseño de la turbina, puede causar hasta la destrucción del equipo. A 5 El conjunto collarín y pin de No se activaría el disparo cuando hay una condición de disparo está atascado sobrevelocidad. A 6 La válvula piloto del disco de La turbina no se detiene completamente cuando se activa el charnela no asienta disparo. apropiadamente. B El sistema se active cuando 1 El disparo por sobrevelocidad está El sistema de disparo se activa con los cambios de carga, no existe una condición de ajustado muy cerca de la deteniendo de esta manera constantemente la turbina. La sobrevelocidad velocidad de operación de la graduación del disparo debe ser aproximadamente de un 21% turbina. por encima de la velocidad normal de operación. B 2 Mecanismo de disparo desgastado El sistema de disparo se activa con los cambios de carga, o ajustado inapropiadamente. deteniendo de esta manera constantemente la turbina.

51

FUNCION: Principal

Nº

Recopilado por Fecha

Hoja

Luis Mosquera SISTEMA

Figura

Turbinas Nuovo Pignone FUNCIÓN

FALLA FUNCIONAL

Revisado por 3.12

MODO DE FALLA (Causa de la falla)

Emilio Trejo

4 Fecha

De 4

EFECTO DE LA FALLA (Qué ocurre cuando falla)

1 Ser capaz de activarse A No ser capaz de activarse 1 El Sistema Guardian no activa el El sistema de disparo no se activa, por lo tanto no se detiene la cuando hay una cuando hay una condición de disparo turbina cuando hay una condición de sobrevelocidad. El condición de sobrevelocidad sistema Guardia de disparo será analizado en otro MCC. sobrevelocidad 1

A

2 Atascamiento del vástago de la válvula de disparo o cierre de emergencia.

La válvula de disparo o cierre de emergencia no cerraría la entrada de vapor a la turbina cuando se active el disparo por sobrevelocidad, pudiendo causar hasta la destrucción del equipo de no detenerse la turbina.

1

A

3 La válvula de disparo o cierre de Al activarse el disparo por sobrevelocidad la turbina no se emergencia no cierra detendrá completamente, ya que la válvula de cierre completamente. bloquearía parcialmente la entrada de vapor. Pudiendo quedar la turbina dentro de una de las velocidades críticas

1

A

4 El sistema de Aceite de Lubricación no funciona

El sistema de aceite de Lubricación suministra el aceite que abre la válvula de disparo o cierre, por lo tanto al haber una falla en este impide que la turbina arranque o si el equipo esta operando lo detuviese. Esto se estudiará en otro MCC.

52

b.4. Análisis y Aplicación del Árbol Lógico de Decisión (ALD).

El último paso de la metodología del MCC comprende el análisis y la aplicación del “Árbol Lógico de Decisión (ALD)” (apéndice A), y tomando como insumo el Análisis de Modos y Efectos de Fallas (AMEF) de la figura 3.12 (Hoja 1-4), se completó el proceso del MCC.

b.4.1. Metodología para la Aplicación del ALD.

Primeramente se analizaron cada uno de los efectos de fallas registrados en la hoja de trabajo RCM (Figura 3.12); luego se hicieron las preguntas correspondientes del ALD, seguidamente se llenaron las de Hoja de Trabajo de Decisión (figura 3.13), según correspondía con la nomenclatura del ALD, después hecho esto y con la colaboración de los integrantes del Equipo Natural de Trabajo (ENT) y consultas externas, se determinaron las tareas propuestas, frecuencia inicial para cada tarea y por último el personal que será el encargado de ejecutar las tareas propuestas. Se utilizó igualmente el Excel, para organizar la evaluación de las consecuencias, las tareas propuestas, sus frecuencias y los responsables de su ejecución. El resultado de este análisis se contempla en la Hoja de Trabajo de Decisión identificada como figura 3.13 (Hojas 1-4) en las siguientes páginas.

b.4.2. Resultado del Análisis y Aplicación del Árbol Lógico de Decisión.

En la tabla 3.6 y figura 3.14 se observa la cantidad y porcentajes de tareas propuestas respectivamente, luego del análisis y aplicación del ALD, seguidamente en la tabla 3.7 se aprecia la cantidad de personal técnico implicado en la ejecución de las tareas de mantenimiento determinadas.

Tabla 3.6. Cantidad de Tareas Propuestas. Tareas Propuestas Cantidad Tarea a Condición 20 Tarea de Búsqueda de Fallas 4 Ningún Mantenimiento Preventivo 3 Total de Tareas 27

53

Tareas Propuestas

11% 15%

74%

Tarea a Condición Tarea de Búsqueda de Fallas Ningún Mantenimiento Preventivo

Figura 3.14. Porcentajes de las Tareas Propuestas.

Tabla 3.7. Cantidad de Tareas para el Personal Técnico. Personal Técnico Mecánico Ayudante de Mecánico Operador

Tareas 26 26 5

54

FUNCION

Nº

Recopilado por

Figura

Revisado por

Principal Turbina Elliott H1 H2 H3 S1

S2

S3

Tareas “a falta de”

3.13

FF FM

H

S

E

O

1

A

1

N

N

1

A

2

N

S

1

A

3

N

S

1

A

4

N

S

1

A

5

S

1

A

6

1

A

7

N1 N2 N3

N

N

H4 H5 S

Fecha

De

1

Emilio Trejo

Tareas Propuestas

O1 O2 O3

F

Hoja

Luis Mosquera

SISTEMA

Referencia de Evaluación de las información consecuencias

Fecha

Frecuencia Inicial

Tarea de búsqueda de falla: Pruebe el sistema de disparo por sobrevelocidad, siguiendo el procedimiento para esta prueba. Verificar que todas las holguras en el mecanismo estén ajustado adecuadamente. Tarea a condición: Revisar las uniones del mecanismo de disparo por sobrevelocidad se encuentre en buen estado. Lubrique de ser necesario. De encontrar alguna pieza desgastada reemplazar. Tarea a condición: Ejercite la válvula de disparo para evitar que se pegue debido a depósitos de sucio o a la corrosión. Para esto se activa manualmente el sistema de disparo a través de la palanca de disparo. Lubricar de ser necesario. Tarea a condición: Revisar las uniones del mecanismo de disparo por sobrevelocidad se encuentre en buen estado y tengan libertad de movimientos. Limpie y lubrique de ser necesario

Semestral

Mecánico, Ayudante y Operador

Semestral

Mecánico y ayudante

Semestral

Mecánico y ayudante

Semestral

Mecánico y ayudante Mecánico y ayudante

Tarea a condición: Revisar y limpiar palanca de disparo. Verificar ajuste del sujetador. Reemplazar de ser necesario.

Semestral

N

S

Tarea a condición: Revisar libertad de movimiento del pin de disparo y verificar que el resorte se encuentre en buen estado. Lubricar de ser necesario.

Semestral

N

N

Tarea de búsqueda de falla: Activar el disparo manualmente y verificar que la válvula de disparo bloquee completamente la entrada de vapor a la turbina.

Semestral

1

B

1

S

N

N

S

N

1

B

2

S

N

N

S

S

N

N

N

N

S

A realizar por

S4

S

S

4

Ningún mantenimiento preventivo: Se recomiendo que durante la ejecución de los mantenimientos regulares en el equipo o que este sea intervenido, verificar el funcionamiento del sistema de protección por sobrevelocidad, cumpliendo con el procedimiento propuesto para esta prueba. La graduación del disparo debe estar en un rango de ± 2 de la velocidad de disparo a la que fue diseñada. Tarea a condición: Revisar las uniones del mecanismo de disparo por sobrevelocidad se encuentre en buen estado y que todas las holguras en el mecanismo estén ajustado adecuadamente. Lubrique de ser necesario. De encontrar alguna pieza desgastada reemplazar.

Semestral

Mecánico y ayudante Mecánico, Ayudante y Operador

Mecánico y Ayudante.

55

FUNCION

Nº

Recopilado por

Figura

Revisado por

Principal Turbina Coppus RLA H1 H2 H3 S1

S2

S3

Tareas “a falta de”

3.13

FF FM

H

S

E

O

N1 N2 N3

1

A

1

N

S

1

A

2

N

S

1

A

3

N

S

1

A

4

N

N

1

A

5

N

S

1

A

6

N

S

1

B

1

S

N

N

S

N

1

B

2

S

N

N

S

S

H4 H5

Tareas Propuestas

N

N

N

S

De

2

Frecuencia Inicial

4

A realizar por

S4 Tarea a condición: Revisar las uniones del mecanismo de disparo por sobrevelocidad se encuentre en buen estado y que todas las holguras en el mecanismo estén ajustado adecuadamente. Lubrique de ser necesario. De encontrar alguna pieza desgastada reemplazar. Tarea a condición: Revisar las uniones del mecanismo de disparo por sobrevelocidad se encuentre en buen estado y tengan libertad de movimientos. Limpie y lubrique de ser necesario.

N

Fecha

Emilio Trejo

O1 O2 O3

F

Hoja

Luis Mosquera

SISTEMA

Referencia de Evaluación de las información consecuencias

Fecha

Semestral

Mecánico y ayudante

Semestral

Mecánico y ayudante

Tarea a condición: Revisar libertad de movimiento del pin de disparo y verificar que el resorte se encuentre en buen estado. Lubricar de ser necesario.

Semestral

Mecánico y ayudante

Tarea de búsqueda de falla: Pruebe el sistema de disparo por sobrevelocidad, siguiendo el procedimiento para esta prueba.

Semestral

Mecánico, ayudante y operador.

Tarea a condición: Ejercite la válvula de disparo para evitar que se pegue debido a depósitos de sucio o a la corrosión. Para esto se activa manualmente el sistema de disparo a través de la palanca de disparo. Lubricar de ser necesario.

Semestral

Mecánico y ayudante

Semestral

Mecánico y ayudante

Semestral

Mecánico y ayudante

Tarea a condición: Ejercite la válvula de disparo para evitar que se pegue debido a depósitos o a la corrosión. Para esto se activa manualmente el sistema de disparo a través de la palanca de disparo. Lubricar de ser necesario. Ningún mantenimiento preventivo: Se recomiendo que durante la ejecución de los mantenimientos regulares en el equipo o que este sea intervenido, verificar el funcionamiento del sistema de protección por sobrevelocidad, cumpliendo con el procedimiento propuesto para esta prueba. La graduación del disparo debe estar en un rango de ± 2 de la velocidad de disparo a la que fue diseñada. Tarea a condición: Revisar las uniones del mecanismo de disparo por sobrevelocidad se encuentre en buen estado y que todas las holguras en el mecanismo estén ajustado adecuadamente. Lubrique de ser necesario. De encontrar alguna pieza desgastada reemplazar.

56

FUNCION

Nº

Recopilado por

Principal Figura Turbina Coppus RLHA Referencia de Evaluación de las información consecuencias

S1

S2

S3

Tareas “a falta de”

Revisado por

3.13

FF FM

H

S

E

O

1

A

1

N

S

1

A

2

N

S

1

A

3

N

S

1

A

4

N

N

1

A

5

N

1

A

6

N

N1 N2 N3

H4 H5

3 Fecha

De

Emilio Trejo

Tareas Propuestas

O1 O2 O3

F

Hoja

Luis Mosquera

SISTEMA

H1 H2 H3

Fecha

Frecuencia Inicial

4

A realizar por

S4 Tarea a condición: Ejercite la válvula de disparo para evitar que se pegue debido a depósitos o a la corrosión. Para esto se activa manualmente el sistema de disparo a través de la palanca de disparo. Lubricar de ser necesario. Tarea a condición: Revisar las uniones del mecanismo de disparo por sobrevelocidad se encuentre en buen estado y que todas las holguras en el mecanismo estén ajustado adecuadamente. Lubrique de ser necesario. De encontrar alguna pieza desgastada reemplazar. Tarea a condición: Revisar las uniones del mecanismo de disparo por sobrevelocidad se encuentre en buen estado y tengan libertad de movimientos. Limpie y lubrique de ser necesario.

Semestral

Mecánico y ayudante

Semestral

Mecánico y ayudante.

Semestral

Mecánico y ayudante Mecánico, ayudante y operador. Mecánico y ayudante

Tarea de búsqueda de falla: Pruebe el sistema de disparo por sobrevelocidad, siguiendo el procedimiento para esta prueba.

Semestral

S

Tarea a condición: Revisar libertad de movimiento del pin de disparo y verificar que el resorte se encuentre en buen estado. Lubricar de ser necesario.

Semestral

S

Tarea a condición: Inspeccione y limpie la válvula de disparo por sobrevelocidad. Reemplace los sellos del vástago de la válvula

Semestral

Mecánico y ayudante

Semestral

Mecánico, ayudante y operador.

1

B

1

S

N

N

S

N

1

B

2

S

N

N

N

S

N

N

N

N

S

Ningún mantenimiento preventivo: Se recomiendo que durante la ejecución de los mantenimientos regulares en el equipo o que este sea intervenido, verificar el funcionamiento del sistema de protección por sobrevelocidad, cumpliendo con el procedimiento propuesto para esta prueba. La graduación del disparo debe estar en un rango de ± 2 de la velocidad de disparo a la que fue diseñada. Tarea a condición: Revisar las uniones del mecanismo de disparo por sobrevelocidad se encuentre en buen estado y que todas las holguras en el mecanismo estén ajustado adecuadamente. Lubrique de ser necesario. De encontrar alguna pieza desgastada reemplazar.

57

FUNCION

Nº

Recopilado por

Figura

Revisado por

Principal Turbina Nuovo Pignone H1 H2 H3 S1

S2

S3

Tareas “a falta de”

3.13

FF FM

H

S

E

O

N1 N2 N3

H4 H5

Fecha

De

4

Emilio Trejo

Tareas Propuestas

O1 O2 O3

F

Hoja

Luis Mosquera

SISTEMA

Referencia de Evaluación de las información consecuencias

Fecha

Frecuencia Inicial

4

A realizar por

S4

1

A

2

N

S

Tarea a condición: Ejercite la válvula de disparo para evitar que el vástago se pegue debido a depósitos o a la corrosión. Para esto se activa manualmente el sistema de prueba de esta válvula. De ser necesaria una intervención mayor informa a personal de mantenimiento.

1

A

3

N

S

Tarea s condición: Inspeccione y limpie la válvula de disparo por sobrevelocidad. Reemplace los sellos del vástago de la válvula

Parada de Planta Mecánico y o en Ventana ayudante Operacional Parada de Planta

Mecánico y ayudante

58

3.4. Proposición de Procedimiento para la Prueba del Sistema de Protección por Sobrevelocidad del las Turbinas a Vapor.

Para la confección del procedimiento para las pruebas del sistema de protección por sobrevelocidad de las turbinas a vapor del Mejorador se procedió en primer lugar a verificar las características de cada uno de los modelos de las turbinas (en la tabla C.1 del apéndice C se puede ver las características más resaltantes de cada una de las turbinas del mejorador), para identificar las diferencias entre los distintos modelos y así agrupar las de características semejantes. Los modelos de turbinas que se encuentran fueron Coppus RLA 16E, Coppus RLA16, Coppus RLHA 14, Coppus RLHA 19, Coppus RLHA 24, Elliott CYR, Elliott CYRPG, Elliott DYR, Nuovo Pignone NG 25/20 y Nuovo Pignone NK 32/36. Luego se revisó los manuales de operación y mantenimiento suministrados por los fabricantes de cada uno de los modelos, además se consultó a los operadores, personal involucrado con el equipo y a los especialistas de equipos rotativos del mejorador. También se revisaron las normas API 611 y 612 las cuales establecen las condiciones requeridas para la puesta en marcha y correcto funcionamiento de las turbinas de propósito general y propósito especial respectivamente. Una vez revisado y validado en campo toda la información antes mencionada se elaboraron 8 (ocho) procedimientos para realizar las pruebas del sistema, y estos se dividieron de la siguiente manera, un procedimiento para las pruebas de las turbinas modelos Coppus RLA 16E y RLA 16L; un procedimiento para las turbinas modelos Coppus RLHA 14 y RLHA 19; dos procedimientos para las turbinas modelos Coppus RLHA 24; un procedimiento para las turbinas modelo Elliott CYR; un procedimiento para las turbinas modelos Elliott CYR-PG y DYR; un procedimiento para las turbinas modelo Nuovo Pignone NG 25/20 y otro para las turbinas Nuovo Pignone NK 32/36. A continuación se puede observa uno de los procedimientos elaborados.

3.4.1. Procedimiento de Prueba para las Turbinas Coppus RLA 16E y 16L:

3.4.1.1. Ubicación:

Las turbinas de vapor de este modelo la podemos encontrar en tres áreas específicas de la planta, para mayor detalle ver tabla 3.8.

59

Tabla 3.8. Especificación de las Turbinas a Vapor Coppus RLA 16E y 16L. EQUIPO N

Clase

UBICACIÓN Code Área Unidad

NÚMERO DEL EQUIPO

DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO

Ítem

Descripción

Tipo

Serial

Modelo

1 STEAM TURBINE ST

5

Flare Sys 57-PST-001A

HP-Primary Slops Pump Steam Turbine

2 STEAM TURBINE ST

5

Flare Sys 57-PST-001B

HP-Primary Slops Pump Steam Turbine

3 STEAM TURBINE ST

5

4 STEAM TURBINE ST

5

Flare Sys 57-PST-002A HP-Secondary Slops Pump Steam Turbine Una Etapa / No 01T6321 RLA 16L condensado Flare Sys 57-PST-002B HP-Secondary Slops Pump Steam Turbine 01T6322

5 STEAM TURBINE ST

5

Flare Sys 57-PST-003A

LP-Primary Slops Pump Steam Turbine

6 STEAM TURBINE ST

5

Flare Sys 57-PST-003B

LP-Primary Slops Pump Steam Turbine

7 STEAM TURBINE ST

5

8 STEAM TURBINE ST

5

Flare Sys 57-PST-004A LP-Secondary Slops Pump Steam Turbine Una Etapa / No 01T6325 RLA 16L condensado Flare Sys 57-PST-004B LP-Secondary Slops Pump Steam Turbine 01T6326

9 STEAM TURBINE ST

5

Flare Sys 57-PST-005A

AG-Primary Slops Pump Steam Turbine

10 STEAM TURBINE ST

5

Flare Sys 57-PST-005B

AG-Primary Slops Pump Steam Turbine

11 STEAM TURBINE ST

5

12 STEAM TURBINE ST

5

Flare Sys 57-PST-006A AG-Secondary Slops Pump Steam Turbine Una Etapa / No 01T6329 RLA 16L 01T6330 Flare Sys 57-PST-006B AG-Secondary Slops Pump Steam Turbine condensado

13 STEAM TURBINE ST

40

14 STEAM TURBINE ST

40

Slop Oil 63-PST-005A Heavy Slop Transfer Pump Steam Turbine Una Etapa / No 01T6331 RLA 16E condensado Slop Oil 63-PST-005B Heavy Slop Transfer Pump Steam Turbine 01T6332

15 STEAM TURBINE ST

40

Slop Oil 63-PST-007A Light Slop Transfer Pump Steam Turbine

16 STEAM TURBINE ST

40

Slop Oil 63-PST-007B Light Slop Transfer Pump Steam Turbine

17 STEAM TURBINE ST

50

LOH

14-PST-003A

Condensate Pump Steam Turbine

Una Etapa / No 01T6317 RLA 16L condensado

18 STEAM TURBINE ST

50

GOH

16-PST-003A

Condensate Pump Steam Turbine

Una Etapa / No 01T6318 RLA 16L condensado

3.4.1.2. Características:

•

Gobernador: Woodward TG-13.

•

Temperatura y Presión de operación:

Una Etapa / No 01T6319 RLA 16L condensado 01T6320

Una Etapa / No 01T6323 RLA 16L condensado 01T6324

Una Etapa / No 01T6327 RLA 16L condensado 01T6328

Una Etapa / No 01T6333 RLA 16E condensado 01T6334

60

Tabla 3.9. Temperaturas y Presiones de Vapor de las Turbinas Coppus RLA 16E y 16L. Item 57-PST-001A 57-PST-001B 57-PST-002A 57-PST-002B 57-PST-003A 57-PST-003B 57-PST-004A 57-PST-004B 57-PST-005A 57-PST-005B 57-PST-006A 57-PST-006B 63-PST-005A 63-PST-005B 63-PST-007A 63-PST-007B 14-PST-003A 16-PST-003A

•

Temperatura Entrada (°F) Temperatura Salida (°F)

Presión Entrada (PSIG)

Presión Salida (PSIG)

Max.

Normal

Min.

Normal

No Load

Max.

Normal

Min.

Max.

Normal

Min.

371

366

361

307,3

327

160

150

140

70

60

50

371

366

361

307,3

327

160

150

140

70

60

50

371

366

361

307,3

327

160

150

140

70

60

50

371

366

361

307,3

327

160

150

140

70

60

50

371

366

361

307,3

327

160

150

140

70

60

50

371

366

361

307,3

327

160

150

140

70

60

50

371

366

361

311,5

327

160

150

140

70

60

50

371

366

361

315,9

327

160

150

140

70

60

50

371 371

366 366

361 361

327 307,3

307 307

160 160

150 150

140 140

70 70

60 60

50 50

Velocidades:

Tabla 3.10. Velocidades de las Turbinas RLA 16E y 16L. Item 57-PST-001A 57-PST-001B 57-PST-002A 57-PST-002B 57-PST-003A 57-PST-003B 57-PST-004A 57-PST-004B 57-PST-005A 57-PST-005B 57-PST-006A 57-PST-006B 63-PST-005A 63-PST-005B 63-PST-007A 63-PST-007B 14-PST-003A 16-PST-003A

Velocidad (RPM) Max. Normal Min.

Potencia (BHP) Velocidad Trip Speed (RPM) Max. Normal Rated Critica (RPM)

4200

3560

900

21,6

10,5

11,3

10000

4308

4200

3560

900

21,6

9,4

10,1

10000

4308

4200

3560

900

21,6

10,5

11,3

10000

4308

4200

3560

900

21,6

9,4

10,1

10000

4308

4200

3560

900

21,6

6,4

6,9

10000

4308

4200

3560

900

21,6

7,5

7,8

10000

4308

4200

1760

900

25,66

12,6

12,8

10000

2130

4200

1170

900

18,3

11,5

13

10000

1416

4200

3560

900

21,6

9,2

9,5

10000

4308

4200

3560

900

21,6

7,1

8,8

10000

4308

61

3.4.1.3. Preparativos de la Turbina para la Prueba

1. Asegúrese de usar los implementos de seguridad adecuados para la ejecución de la actividad. 2. Examine las herramientas de trabajo y constate que estén en buen estado y con certificados vigentes en caso que aplique. 3. Verifique antes de dirigirse al área de trabajo que se hayan elaborado y aprobado los siguientes documentos: •

Jose/HHS-P-001-SHS-PT-PP-001: Work Permit Procedure.

•

Jose/HHS-P-012-SHS-PT-PP-010: Safety & Emergency Systems Bypass Permit (si aplica).

•

Jose/HHS-P-013-SHS-PT-PP-011: Job Safety Analysis.

4. Inspeccionar el equipo a ser probado, para determinar: estado general del mismo, posibles peligros cercanos al área de trabajo (otros equipos en operación, superficies calientes, riesgos de caída, etc.). Prestar debida atención al gobernador y a los componentes del sistema de disparo de sobrevelocidades, de poseer algún defecto corregir antes de iniciar cualquier tipo de prueba. 5. Obtener del catálogo mecánico del equipo, las especificaciones para la prueba y calibración recomendadas por el fabricante (parámetros y valores). 6. Desacoplar la Turbina del equipo conducida (bomba, compresor, caja de engranajes, etc). 7. Colocar cinta reflexiva en el eje donde se va a medir la velocidad. Importante Limpiar el eje antes de colocar la cinta, ya que de lo contrario se puede presentar valores erróneos a la hora de medir la velocidad

8. Solicitar al personal de operaciones el arranque del equipo mediante el procedimiento normal de arranque. El equipo debe estar en su condición de operación normal y acoplada a su carga. 9. Revise y lubrique el mecanismo articulado del gobernador. Luego compruebe que tenga facilidad de movimiento.

62

10. Revisar el nivel de lubricante del gobernador y completar de ser necesario (lubricante utilizado ISO 32 “Regal R&O 32”). 11. Girar la perilla de ajuste de la velocidad del gobernador, en dirección contraria a las agujas del reloj para ajustar en mínimo la velocidad. Ver figura 3.15.

Perilla de ajuste de velocidad

Figura 3.15. Gobernador Woodward TG – 13

12. Abrir completamente las válvulas manuales de sobrecarga. Ver figura 3.16. Válvulas manuales

Salida

Figura 3.16. Esquema General del Sistema de las Turbinas a Vapor.

13. Abra lentamente la válvula de vapor de baja presión ubicada a la salida de la turbina, para calentarla, este proceso de calentamiento debe durar como mínimo 30 minutos.

63

14. Drenar completamente el agua condensada en la tubería de entrada y salida de vapor, a través de las válvulas de drenaje y/o by passes de las trampas de vapor. Ver figura 3.17.

Figura 3.17. Válvulas de Drenaje y Bypass de las Trampas de Vapor.

15. Verificar que la válvula de alivio en la salida de vapor de baja presión de la turbina fue probada, calibrada y se encuentra instalada. Ver figura 3.18.

Figura 3.18. Válvula de Alivio.

16. Cerrar en un 80% los drenajes de la turbina cuando observe salida continua de vapor seco por los mismos.

3.4.1.4. Prueba del Sistema de Disparo de Sobrevelocidad:

1. Verificar con la turbina detenida que el sistema de disparo funciona correctamente, armando y disparando manualmente dicho mecanismo, utilizando la palanca de disparo

64

(TRIP LEVER). Se dispara oprimiendo hacia abajo la palanca de disparo, la cual sobresale de la carcasa del soporte del gobernador. Ver figura 3.19.

Tapón Palanca de Disparo Soporte del Gobernador

Gobernador

Figura 3.19. Turbina Coppus RLA 16E y 16L.

2. Asegurarse que el sistema de disparo esté armado antes de suministrar vapor a la turbina. 3. Después que la turbina esté a la temperatura de arranque, abrir lentamente la válvula principal de vapor hasta que la turbina alcance aproximadamente 500 RPM. Para medir la velocidad se debe contar durante la prueba con un tacómetro digital portátil, y de esta manera monitorear continuamente la velocidad adquirida por la turbina durante la duración de la actividad. Ver figura 3.20.

65

Figura 3.20. Ejemplo de Uso del Tacómetro Digital Portátil.

4. Activar manualmente el sistema de disparo cuando la turbina alcance una velocidad aproximada entre 500 y 800 RPM, utilizando la palanca de disparo (TRIP LEVER). La válvula de estrangulación y disparo debe cerrar y cortar el suministro de vapor hacia la turbina, y por consiguiente la unidad debe parar. De no suceder esto, se debe proceder a investigar la causa raíz del problema. Para disparar la turbina se oprime hacia abajo la palanca de disparo, la cual sobresale de la carcasa del soporte del gobernador, Ver figura 3.19. 5. Restablecer a su condición normal la válvula de disparo de sobrevelocidad, realizando lo siguiente: a. Cerrar la válvula de bloqueo de vapor en la línea de admisión. b. Esperar a que la turbina pare completamente o disminuya al menos a un 75% de su velocidad nominal asignada, para asegurar de esta manera que el mecanismo de disparo ha regresado a su posición inicial. c. Una vez que sea venteado el cuerpo de la válvula, empujar hacia abajo la barra conectora, la cual a su vez impulsa la varilla conectora hacia abajo, permitiendo que la válvula de disparo se abra, y además rotando el pestillo de disparo. Conjuntamente a esto se levanta la palanca de disparo, de tal manera que el pestillo sujete la dicha palanca y así asegurar el collar de disparo. Ver figura 3.21.

66

Hacia abajo

A

Hacia arriba

B

Pestillo de Disparo

C

D

Figura 3.21. Montaje del mecanismo de disparo de las turbinas Coppus RLA: A) desarmado, B) En proceso de armado, C) vista de la barra conectora cuando el mecanismo esta armado y D) Pestillo de disparo sujetando la palanca de disparo.

6. Abrir gradualmente la válvula de bloqueo y llevar de nuevo la turbina a una velocidad de 500 a 800 RPM. Mantenerla en esta velocidad por un periodo de 10 – 15 minutos. 7. Verificar que no existan ruidos anormales, rozamiento, temperatura en los cojinetes, vibración u otras señales de una situación peligrosa. No continúe la prueba de existir alguna de las situaciones antes mencionadas. Detenga la turbina; localice y corrija la causa del problema. 8. Una vez que la turbina esté en operación dentro del rango de 500 a 800 RPM y se haya determinado su funcionamiento satisfactorio, aumentar gradualmente la velocidad a

67

1000 RPM, sostenga esta velocidad por 10 – 15 min. Reduzca la velocidad a 500 RPM y sostenga por 10 – 15 min, continuar este procedimiento gradual, aumentando la velocidad a un nivel superior y reduciéndolo de nuevo a la velocidad anterior antes de pasar al siguiente nivel. Continúe aumentando la velocidad, alcanzando el control del gobernador, hasta que se alcance la velocidad nominal de funcionamiento (ver tabla 3.4.1.2.2) mostrada en la placa de identificación de la unidad. 9. Verificar que no existan ruidos anormales, rozamiento, temperatura en los cojinetes, vibración u otras señales de una situación peligrosa. No continúe la prueba de existir alguna de las situaciones antes mencionadas. Detenga la turbina; localice y corrija la causa del problema. 10. Luego que la turbina ha operado satisfactoriamente a la velocidad nominal de operación por aproximadamente una hora, incrementar la velocidad del equipo, girando el tornillo de ajuste del gobernador hasta que la velocidad llegue a la velocidad de disparo prefijada, provocando de esta manera que el gobernador active el sistema de disparo. La turbina debe dispararse dentro de un rango de 2% de la velocidad de disparo prefijada. 11. Si la turbina no dispara a una velocidad de 5% por encima de la velocidad de disparo, proceder a parar el equipo y calibrar el tornillo de disparo, como se indica en la sección 3.4.1.5. 12. Una vez alcanzado el disparo por sobrevelocidad en un rango de ± 2% de lo indicado por el fabricante; proceder a repetir la prueba, al menos, en dos oportunidades más desde el paso 2 hasta el 10 de esta sección. La velocidad a la cual se dispara el equipo en cada una de las pruebas, debe quedar dentro del rango de ± 2%. 13. En conjunto con el personal de operaciones, colocar el equipo en servicio a la velocidad nominal, y efectuar el monitoreo de condición del equipo. Verificar que el mismo se encuentre dentro de los parámetros permisibles para el equipo. Verificar nuevamente la condición, luego que la turbina tenga dos horas en servicio. Importante El sistema de disparo por sobrevelocidades debe probarse y ajustarse, si es necesario, de acuerdo con el programa de mantenimiento de la turbina a vapor.

68

3.4.1.5. Procedimiento de ajuste de la velocidad de disparo:

a. Cerrar la válvula de bloqueo del vapor y esperar que la turbina se detenga. b. Remover el tapón de acceso al tornillo (ver figura 3.22 y 3.23) y collar de disparo, ubicado en el soporte del gobernador.

Tapón

Figura 3.22. Tapón de Acceso al Tornillo.

Collar de disparo

Tapón

Figura 3.23. Tapón de Acceso al Tornillo y collar de disparo.

c. Girar el eje de la turbina manualmente, hasta hacer coincidir el tornillo de disparo con el orificio de acceso. Ver figura 3.24.

69

Tornillo de disparo

Figura 3.24. Tornillo de Disparo de las Turbinas Coppus.

d. Soltar la palanca de disparo (TRIP LEVER). e. Determinar que tipo de cabeza tiene el tornillo de disparo; para ubicar la herramienta adecuada (la cabeza del tornillo tiene una cabeza hexagonal Allen 5/32” o una rendija de destornillador de pala). Proceder a girar el tornillo. Normalmente al girar en sentido horario, se aumenta la velocidad de disparo; y en sentido antihorario se disminuye. Por lo general una vuelta del tornillo representa

aproximadamente 200 RPM de

incremento en el disparo. Ver figura 3.25, 3.26, 3.27, 3.28 y 3.29. Mientras se va ajustando el tornillo de disparo sostener con una llave de ½`` la cabeza hexagonal del retenedor del resorte.

70

Collar de disparo

Vástago de disparo

Retenedor del resorte Resorte

Tornillo de disparo

Figura 3.25. Partes del Dispositivo de Disparo.

Figura 3.26. Tornillo y Vástago de Disparo.

Figura 3.27. Ensamblaje del Dispositivo de Disparo.

71

Figura 3.28. Dispositivo de Disparo Ensamblado.

Cabeza del tornillo de disparo

Figura 3.29. Corte del Dispositivo de Disparo.

f. Colocar nuevamente el tapón de acceso al tornillo de disparo. g. Abrir la válvula de bloqueo del vapor. h. Probar nuevamente el disparo por sobrevelocidades del equipo, según lo indicado en este procedimiento de acuerdo a la sección 3.4.1.4, en los pasos comprendidos desde el 2 hasta el 10. Importante La nueva velocidad colocada deberá ser aproximadamente 21% sobre la velocidad de operación normal de la turbina.

72

Posteriormente a la elaboración de los procedimientos, se validó cada uno de estos aplicándolos en campo para la realización de estas pruebas, ya que como los equipos iban a ponerse en servicio por primera vez, tenían que ser probados todos sus sistemas para verificar de que estuviesen actos para ser puesto en operación. Los resultados obtenidos durantes las pruebas del sistema se pueden observar en el apéndice E. Las pruebas resultaron satisfactorias, superando las expectativas iniciales, ya que durante la realización de estas se lograron verificar el funcionamiento correcto del sistema de un total de 46 turbinas a vapor (representan el total de la población de turbinas con que cuenta el mejorador), sin ningún atraso por falta de conocimientos para la ejecución de las pruebas, problema en la seguridad y problema para ajustar el sistema en los casos que fueron necesarios

73

CAPITULO IV EVALUACION DEL PROYECTO DEL TRABAJO ESPECIAL DE GRADO Como se señaló en el Proyecto del Trabajo Especial de Grado, en el apartado referido a la Metodología, el quinto proceso a desarrollar es la evaluación del Proyecto. En las páginas siguientes se expone la evaluación realizada. 4.1

Comparación entre lo planificado y lo ejecutado

En todo momento existió plena relación de lo planificado y lo ejecutado. De hecho, los objetivos específicos del estudio debían desarrollarse en el orden en que se establecieron, pues se sabía que uno sería insumo del otro y por lo tanto, el avance iría concretándose con la cristalización de los objetivos. El cronograma que se planificó en el Anteproyecto de Trabajo de Grado fue de mucha utilidad, sobre todo al momento de visualizar los avances y revisar las fechas críticas, alertando que se contaba con períodos breves para completar los objetivos y que había que ser muy disciplinado si realmente se pretendía culminar con el trabajo en la fecha planificada. 4.2

Revisión sobre el cronograma

El cronograma planificado para desarrollar el Trabajo Especial de Grado se cumplió a cabalidad en los términos y plazos establecidos en el Anteproyecto del Trabajo Especial de Grado. Algunas fases del proyecto culminaron con uno o dos días posteriores a la fecha de culminación planificada; sin embargo, otras fases culminaron también con uno, dos y hasta tres días de antelación, por lo que puede decirse que el cronograma se cumplió y fue de mucha utilidad.

74

El trabajo empezó a desarrollarse de manera determinante en diciembre del 2007, con la elaboración del Marco Conceptual Referencial, al mismo tiempo que se recababa información necesaria para ejecutar el proyecto. 4.3

Logro de los objetivos planteados en la propuesta de estudio

El trabajo se planteó el cumplimiento de tres objetivos que sumados y engranados darían respuesta al objetivo general del estudio de “Aplicar las Metodologías de Confiabilidad Integral en el Mejorador de Crudos de Petropiar para la proposición de soluciones óptimas”. Todos los objetivos fueron cumpliéndose en el mismo orden planificado. Adicionalmente, el cumplimiento progresivo de los objetivos permitió conocer más a fondo la sustancia del trabajo y en ver como poco a poco “se armaba el rompecabezas”, permitiendo valorar la importancia de la planificación antes de realizar cualquier emprendimiento.

75

CAPITULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Como cierre del presente Trabajo Especial de Grado, en las páginas siguientes se exponen las conclusiones que se desprenden del análisis del estudio y ciertas recomendaciones para su optimación. 5.1

Conclusiones

Como conclusiones del análisis se tiene: •

La metodología aplicada para la elaboración de la matriz de severidad para la evaluación del plan API52 de lubricación de los sellos mecánicos de las bombas es adecuado y confiable, permitiendo de esta manera optimizar las labores del personal de operaciones y mantenimiento.

•

Por medio de la evaluación realizada a través de la matriz de severidad a las bombas que cuentan con el plan API 52 de lubricación, se determinaron que de 108 bombas que poseen este plan, 29 de ellas requieren una corrección inmediata, por lo tanto se gestiona en este momento un proyecto para la modificación del sistema.

•

La evaluación realizada indicó que los principales problemas observados en el sistema de lubricación de los sellos mecánicos son la orientación de los visores de los indicadores de nivel de los reservorios lo cual dificulta la lectura del nivel del liquido del mismo, la posición y altura de las válvulas de venteo y drenaje de los reservorios.

•

No es posible la preparación de un procedimiento único para probar el sistema de protección por sobrevelocidad que cubra todo los tipos y modelos de turbinas existentes en el mejorador, por lo que se requirió la realización de ocho procedimientos específicos correspondientes a cada sistema.

•

Los procedimientos elaborados cubren rigurosamente los aspectos requeridos por los fabricantes, normativas de PetroPiar y normas API, lo cual queda evidenciado con la validación hecha en campo que permitió probar y verificar el correcto funcionamiento

76

del sistema de protección por sobrevelocidad de 46 turbinas a vapor (con velocidades desde 1170 rpm a 13111 rpm) sin ningún contratiempo. •

La metodología aplicada para la confección del plan de mantenimiento del sistema de protección por sobrevelocidad fue la de Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (MCC), mediante esta aplicación se determinaron 9 modos y efectos de fallas de la función principal para las turbinas Elliott, 8 modos y efectos de falla de la función principal para las turbinas Coppus RLA y también para las turbinas Coppus RLHA y 4 modos y efectos de falla de la función principal para las turbinas Nuovo Pignone, en alguno de los casos los modos presentaron el mismo efecto de falla.

•

Por medio de las propuestas de mantenimiento a través del MCC, se obtuvieron para los planes de mantenimiento de los sistemas de protección por sobrevelocidad de las turbinas a vapor 20 tareas a condición, 4 tareas de búsqueda de fallas y 3 que se les determinó ningún mantenimiento preventivo.

•

Como resultado del análisis MCC se asignaron al equipo integral de trabajo las siguientes tareas: 26 tareas para los mecánicos, 26 tareas para los ayudantes de mecánicos y 5 tareas para los operadores.

5.2

Recomendaciones

Para optimizar los resultados de este trabajo se recomienda lo siguiente: •

En la fase de ingeniería básica y de detalle se deben intensificar la revisión de los cálculos, planos y esquemas de los equipos con la finalidad de anticipar problemas potenciales facilitando la corrección en la fase de diseño antes de que se proceda con la construcción. Por lo que las deficiencias en la ubicación observada en los reservorios de los sellos mecánicos se pudieron evitar con una revisión detallada de los planos de fabricación.

•

En la fase de diseño se deben involucrar a los operadores y a los mantenedores de forma que evalúen como se operan y como se hará el mantenimiento de los equipos propuesto en el proyecto y así evitar tener que realizar modificaciones en los equipos una vez que estén instalados.

•

Concienciar al personal de operaciones y mantenimiento de la importancia de cumplir a cabalidad los procedimientos elaborados en este trabajo, lo cual hace más confiable y seguro las labores elaboradas por estos.

77

•

Se deben programar charlas para informar e incentivar al personal involucrado con los equipos, sobre los beneficios del MCC y de la importancia de registrar con claridad y exactitud las fallas presentadas en los sistemas, para hacer de esta manera más confiable los historiales y así se podrán identificar nuevos modos y efectos de fallas para su posterior análisis.

•

Actualizar los procedimientos elaborados una vez hechos modificaciones o actualizaciones a los sistemas involucrados.

•

Implantar los planes de mantenimiento surgidos de este trabajo.

•

Modificar los planes API 52, según lo planteado en este trabajo.

78

REFERENCIAS ACOSTA, J. “Lo que Usted Necesita Conocer para Iniciarse en el Mundo de las Bombas Centrifugas”, Editorial Gasdyn, C.A. Primera Edición, Puerto la Cruz (2003). AVALLONE, E. y BAUMEISTER III, T. “Manual del Ingeniero Mecánico”, Editorial McGraw-Hill, Novena Edición, México (2001). BLOCH, H. “Guía Práctica para la Tecnología de las Turbinas de Vapor”, Editorial McGraw-Hill, Primera Edición, México (1998). CENTENO, J. “Modulo Turbinas, Bombas y Motores Eléctricos”, Petrolera Ameriven, José (2003). ESPINOZA, H. “Turbinas de Gas y Vapor”, Guía de clase, Escuela de Ingeniería y Ciencias Aplicadas, UDO (2003). GREEN, R. “Compresores Selección, Uso y Mantenimiento”, Editorial McGraw-Hill, Primera Edición, México (1989). Moubray, J. “Reliability-Centered Maintenance”, Industrial Press Inc., Estados Unidos de América (1997). “Peak 150 Digital Control for Steam Turbines Manual 85565A”, Woodward Governador Company (1993). “PG-PL Governor Manual 36694M”, Woodward Governador Company (1971). “Manual de Intrucciones para las Turbinas Elliott”, Elliott Turbomachinery CO (2000). “Manual de Instrucciones para las Turbinas Coppus RLA”, Tuthill CO. Coppus Turbina Div (2000). “Manual de Instrucciones para las Turbinas Coppus RLHA”, Tuthill CO. Coppus Turbina Div (2000). “Reguladores TG-13 y -17 Manual 04042C”, Woodward Governador Company (1984)

79

Apéndice A.

Árbol Lógico de Decisión del MCC

80 CONSECUENCIAS PARA LA SEGURIDAD O EL MEDIO AMBIENTE

CONSECUENCIAS DEL FALLO OCULTO ¿Será evidente a los operarios la perdida de la función causada por este modo de fallo actuando por sí solo en circunstancias normales?

H

S Sí

¿Produce este modo de fallo una pérdida de función u otros daños que pudieran lesionar o matar a alguien?

No H 1

No

O

¿Produce este modo de fallo una pérdida de función u otros daños que pudieran infringir cualquier normativa o reglamento del medio

No

Sí

Sí

CONSECUENCIAS NO OPERACIONALES

¿Produce este modo de fallo una pérdida de función u otros daños que pudieran infringir cualquier normativa o reglamento del medio ambiente?

No

S 1

No

¿Es técnicamente factible y merece la pena realizar una tarea a condición?

Sí

O 1

¿Es técnicamente factible y merece la pena realizar una tarea a condición?

N 1

Sí

¿Es técnicamente factible y merece la pena realizar una tarea a condición?

Sí

E

CONSECUENCIAS OPERACIONALES

¿Es técnicamente factible y merece la pena realizar una tarea a condición?

No

Sí

No Sí

Tarea a condición

No

Tarea a condición

Tarea a condición Tarea a condición

¿Es técnicamente factible y merece la pena realizar una tarea de recondicionamiento cíclico?

H 2

Sí

¿Es técnicamente factible y merece la pena realizar una tarea de recondicionamiento cíclico?

S 2

No

Sí

No

N 2

¿Es técnicamente factible y merece la pena realizar una tarea de recondicionamiento cíclico?

O 2

Tarea de recondicionamiento cíclico

Sí

No

Tarea de recondicionamiento cíclico

H 3

¿Es técnicamente factible y merece la pena realizar una tarea de sustitución cíclica?

Sí

Tarea de recondicionamiento cíclico

S 3

No

¿Es técnicamente factible y merece la pena realizar una tarea de sustitución cíclica?

No

Sí Tarea de sustitución cíclica

S 4

No

¿Es técnicamente factible y merece la pena realizar una combinación de tareas?

Sí

No

Tarea de búsqueda de fallos

¿Es técnicamente factible y merece la pena realizar una tarea de sustitución cíclica?

Sí

No

Tarea de recondicionamiento cíclico

N 3

¿Es técnicamente factible y merece la pena realizar una tarea de sustitución cíclica?

Sí

No

No Tarea de sustitución cíclica

¿Es técnicamente factible y merece la pena realizar una tarea de búsqueda de fallos?

Sí

O 3

Sí

Tarea de sustitución cíclica

H 4

¿Es técnicamente factible y merece la pena realizar una tarea de recondicionamiento cíclico?

Tarea de sustitución cíclica Ningún mantto preventivo Ningún mantto preventivo

Hacer combinación de tareas El rediseño es obligatorio

Sí

¿Podría el fallo múltiple afectar la seguridad, higiene o el medio ambiente?

H 5

El rediseño debe justificarse El rediseño es obligatorio

El rediseño debe justificarse

No Ningún mantto preventivo

Diagrama de Decisión del MCC Apéndice A. Árbol lógico de decisión del MCC.

81

Apéndice B.

Resultados de la Matriz de Severidad

82

N

9

Acción

4000

Resultado

282

Valor Obtenido

Comentarios

Acceso al Reservorio

Servicio

Potencia (HP)

Tag

Temperatura (.F)

Fabricante

Area Unidad

Tabla B.1. Matriz de Severidad para los Reservorios de las Bombas (Plan API 52) de las áreas 10, 20 y 30

128 1 10 10 10-P-002AFlashed Feed Pump

2 10 10 10-P-002B Flashed Feed Pump

3 10 10 10-P-003 Utility Water Pump

La válvula de venteo del reservorio se encuentra Sulzer ubicada muy alta. Ademas el indicador de nivel se encuentra tapado por una columna, ver las fotos 01, 02, y 03. Sulzer

5 10 10 10-P-005ALight Distillate PA Pump

6 10 10 10-P-005B Light Distillate PA Pump

10 10 10 10-P-007B Light Distillate Product Pump

4000

N

140

100

N/A

El intercambiador del calor utilizado para el enfriamiento del lubricante del reservorio obstruye el acceso.

El reservorio debe ser reubicado, además se le debe colocar una plataforma para tener un acceso adecuado, que permita un óptimo desenpeño de las labores de operación y mantenimiento. Ver figuras B.1, B.2 y B.3.

9 N/A

Sulzer

274

200

N

8

El intercambiador del calor utilizado para el Sulzer enfriamiento del lubricante del reservorio obstruye el acceso.

414

200

N

8

Sulzer

414

200

N

8

575

350

N

8

575

350

N

8

El intercambiador del calor utilizado para el Sulzer enfriamiento del lubricante del reservorio obstruye el acceso.

391

150

N

8

Sulzer

391

150

N

8

Flowserve

140

400

A

5

7 10 10 10-P-006AHeavy Distillate PA and Product Pump El intercambiador del calor utilizado para el Sulzer enfriamiento del lubricante del reservorio obstruye 8 10 10 10-P-006B Heavy Distillate PA and Product Pump el acceso. Sulzer 9 10 10 10-P-007ALight Distillate Product Pump

282

El reservorio no está instalado Ksb

4 10 10 10-P-004 Diluent Naphtha Pump

PRIORIDAD

PRIORIDAD

El reservorio debe ser reubicado, para permitir un óptimo desenpeño de las labores de operación y mantenimiento.

PRIORIDAD

El reservorio debe ser reubicado, para permitir un óptimo desenpeño de las labores de operación y mantenimiento.

PRIORIDAD

El reservorio debe ser reubicado, para permitir un óptimo desenpeño de las labores de operación y mantenimiento. ver figuras B.4 y B.5.

PRIORIDAD

El reservorio debe ser reubicado, para permitir un óptimo desenpeño de las labores de operación y mantenimiento. Ver figura B.6.

11 10 10 10-P-008AAtmospheric Tower Reflux Pump NO PRIORIDAD 12 10 10 10-P-008B Atmospheric Tower Reflux Pump Flowserve

140

400

A

5

Sulzer

190

15

A

3

Sulzer

190

15

A

3

678

750

N

9

Flowserve

678

750

N

9

Sulzer

236

125

A

5

Sulzer

236

125

A

5

Sulzer

589

1400

N/A

Sulzer

589

1400

N/A

Sulzer

650

1350

N/A

650

1350

N/A

419

500

N

9

419

500

N

9

13 10 10 10-P-009AAtmospheric Tower Sour Water Pump NO PRIORIDAD

14 10 10 10-P-009B Atmospheric Tower Sour Water Pump

15 10 10 10-P-010AAtmospheric Residue Pump

16 10 10 10-P-010B Atmospheric Residue Pump

El reservorio está orientado hacia el interior del Flowserve cuerpo de la bomba y las vávulas se encuentran muy alto.

PRIORIDAD

El reservorio debe ser reubicado, además se le debe colocar una plataforma para tener un acceso adecuado, que permita un óptimo desenpeño de las labores de operación y mantenimiento. Ver figura B.7

17 10 10 10-P-011ALVGO PA and Product Pump NO PRIORIDAD

18 10 10 10-P-011B LVGO PA and Product Pump 19 10 10 10-P-012AHVGO PA and Product Pump N/A

20 10 10 10-P-012B HVGO PA and Product Pump 21 10 10 10-P-013AVacuum Residue Pump El reservorio no está instalado.

N/A

22 10 10 10-P-013B Vacuum Residue Pump Sulzer 23 10 10 10-P-014AMVGO PA and Product Pump 24 10 10 10-P-014B MVGO PA and Product Pump

El reservorio está orientado hacia el interior del cuerpo de la bomba y las vávulas se encuentran Flowserve muy alto. Flowserve

PRIORIDAD

El reservorio debe ser reubicado. Ver figura B.8.

83

Potencia (HP)

Acceso al Reservorio

Valor Obtenido

Servicio

110

125

A

3

Sulzer

110

125

A

3

110

5

N/A

Sunday

110

5

N/A

Sulzer

300

30

A

4

Sulzer

300

30

A

4

Sulzer

300

30

A

4

El reservorio está orientado hacia el interior del Flowserve cuerpo de la bomba y por el tamaño de la bomba el acceso a las válvulas de bloqueo y venteo es Flowserve limitado.

657

1250

N

9

657

1250

N

9

Flowserve

657

1250

N

9

Sulzer

105

125

A

3

Sulzer

105

125

A

3

Sulzer

105

25

A

2

Sulzer

105

25

A

2

Sulzer

388

300

A

5

Sulzer

388

300

A

5

Sulzer

634

900

N/A

Sulzer

634

900

N/A

Sulzer

637

25

A

RuhrPumpe

150

4962

N/A

Flowserve

150

75

N/A

Flowserve

150

75

N/A

Sulzer

150

300

N/A

Sulzer

150

300

N/A

Sulzer

460

200

N

Comentarios

Acción

Temperatura (.F)

Sulzer

Tag

Resultado

Fabricante

Area Unidad

Tabla B.1. Matriz de Severidad para los Reservorios de las Bombas (Plan API 52) de las áreas 10, 20 y 30

128 25 10 10 10-P-015AVacuum Tower Sour Water Pump NO PRIORIDAD

26 10 10 10-P-015B Vacuum Tower Sour Water Pump

27 10 10 10-P-016AVacuum Tower Overhead Oil Pump

28 10 10 10-P-016B Vacuum Tower Overhead Oil Pump

El reservorio no está instalado

Sunday

N/A

El reservorio no está instalado

N/A

29 10 10 10-P-019ADesalter Water Pump 30 10 10 10-P-019B Desalter Water Pump

NO PRIORIDAD

31 10 10 10-P-019C Desalter Water Pump 32 20 12 12-P-001AHeater Charge Pump 33 20 12 12-P-001B Heater Charge Pump

PRIORIDAD

34 20 12 12-P-001C Heater Charge Pump 35 20 12 12-P-002AFractionator Overhead Pump NO PRIORIDAD

36 20 12 12-P-002B Fractionator Overhead Pump 37 20 12 12-P-003AFractionator Sour Water Pump NO PRIORIDAD

38 20 12 12-P-003B Fractionator Sour Water Pump 39 20 12 12-P-004ALCGO Product Pump NO PRIORIDAD

40 20 12 12-P-004B LCGO Product Pump 41 20 12 12-P-005AHCGO Pump N/A

42 20 12 12-P-005B HCGO Pump

43 20 12 12-P-006 Recirculation Pump

44 20 12 12-P-007 Coke Cutting Pump & Accessories

NO PRIORIDAD 4

El reservorio no está instalado

N/A

45 20 12 12-P-008AClear Water Pump Son bombas verticales que no requiere reservorios

N/A

46 20 12 12-P-008B Clear Water Pump 47 20 12 12-P-009AQuench Water Pump No requieren reservorio.

N/A

48 20 12 12-P-009B Quench Water Pump

49 20 12 12-P-010ABlowdown Circulating Oil Pump 8

PRIORIDAD

El reservorio debe ser reubicado.

84

Acceso al Reservorio

Valor Obtenido

Servicio

200

N

8

Sulzer

150

30

A

3

Sulzer

150

30

A

3

Sulzer

150

15

A

3

Comentarios

128

PRIORIDAD

50 20 12 12-P-010B Blowdown Circulating Oil Pump 51 20 12 12-P-011ABlowdown Sour Water Pump NO PRIORIDAD

52 20 12 12-P-011B Blowdown Sour Water Pump 53 20 12 12-P-012 Blowdown Slop Oil Pump 54 20 12 12-P-013ADe-emulsifier Injection Pump 55 20 12 12-P-013B De-emulsifier Injection Pump

NO PRIORIDAD No requieren reservorio.

N/A Milton Roy

N/A

Milton Roy

N/A

Milton Roy

N/A

Milton Roy

N/A

Milton Roy

N/A

Milton Roy

N/A

No requieren reservorio.

N/A

56 20 12 12-P-014AAntifoam Injection Pump No requieren reservorio.

N/A

57 20 12 12-P-014B Antifoam Injection Pump 58 20 12 12-P-015APolysulfide Metering Pump No requieren reservorio.

N/A

59 20 12 12-P-015B Polysulfide Metering Pump

60 20 12 12-P-016ACompressor Suction Liquid Pump Sulzer

106

15

A

2

Sulzer

106

15

A

2

Flowserve

105

125

A

3

Flowserve

105

125

A

3

Sulzer

140

10

A

3

Goulds

106

100

N/A

NO PRIORIDAD

61 20 12 12-P-016B Compressor Suction Liquid Pump 62 20 12 12-P-017AUnstabilized Naphtha Pump NO PRIORIDAD

63 20 12 12-P-017B Unstabilized Naphtha Pump 64 20 12 12-P-019 Condensate Booster Pump 65 20 12 12-P-020 FW Booster Pump

NO PRIORIDAD No requieren reservorio. Bomba del sistema contra incendio

N/A

66 20 12 12-P-021AFlushing Oil Booster Pumps El reservorio no está instalado.

Sunday

N/A

Sunday

N/A

Ksb

N/A

N/A

67 20 12 12-P-021B Flushing Oil Booster Pumps 68 20 12 12-P-022 Utility Booster Pump

No requiere reservorio

N/A

69 20 18 18-P-001ARich Oil Column Feed Pump Sulzer

105

100

A

2

Sulzer

105

100

A

2

Flowserve

110

150

A

3

Flowserve

110

150

A

3

Sulzer

422

100

A

4

Sulzer

422

100

A

4

NO PRIORIDAD

70 20 18 18-P-001B Rich Oil Column Feed Pump 71 20 18 18-P-002ARich Oil Column Reflux Pump NO PRIORIDAD

72 20 18 18-P-002B Rich Oil Column Reflux Pump 73 20 18 18-P-003ARich Oil Column Bottoms Pump

74 20 18 18-P-003B Rich Oil Column Bottoms Pump

NO PRIORIDAD

Acción

Potencia (HP)

460

Tag

Resultado

Temperatura (.F)

Sulzer

Fabricante

Area Unidad

Tabla B.1. Matriz de Severidad para los Reservorios de las Bombas (Plan API 52) de las áreas 10, 20 y 30

85

121

15

A

3

Sulzer

121

15

A

3

Goulds

170

20

N/A

Flowserve

144

400

N

8

Flowserve

144

400

N

8

Sulzer

135

10

A

3

Sulzer

135

10

A

3

Sulzer

144

7,5

A

3

Sulzer

144

7,5

A

3

Sulzer

110

15

A

2

Sulzer

110

15

A

2

Sulzer

182

550

N/A

Sulzer

182

550

N/A

Sulzer

110

15

A

2

Sulzer

110

15

A

2

Sulzer

182

550

A

5

Sulzer

116

50

A

2

Sulzer

116

50

A

2

Sunday

116

15

N/A

116

125

N

6

116

125

N

6

Sunday

116

7,5

N/A

Sulzer

185

15

N

6

Sulzer

185

15

N

6

Flowserve

261

200

N

8

Flowserve

261

200

N

8

Acción

Valor Obtenido

Sulzer

Resultado

Acceso al Reservorio

Comentarios

Potencia (HP)

Servicio

Temperatura (.F)

Tag

Fabricante

Area Unidad

Tabla B.1. Matriz de Severidad para los Reservorios de las Bombas (Plan API 52) de las áreas 10, 20 y 30

128 75 20 18 18-P-004ADepropanizer Reflux Pump

NO PRIORIDAD

76 20 18 18-P-004B Depropanizer Reflux Pump

77 20 18 18-P-005 Amine Sump Pump

NO PRIORIDAD

Bomba vertical, no requiere resrvorio.

N/A

78 30 24 24-P-001ARich Amine Pump PRIORIDAD

79 30 24 24-P-001B Rich Amine Pump 80 30 24 24-P-002 Amine Make-up Pump

NO PRIORIDAD

81 30 24 24-P-003 Amine Sump Pump

NO PRIORIDAD

82 30 24 24-P-004ASlop Oil Pump

NO PRIORIDAD

83 30 24 24-P-004B Slop Oil Pump

NO PRIORIDAD

84 30 24 24-P-101ANo. 1 Regenerator Reflux Pump NO PRIORIDAD

85 30 24 24-P-101B No. 1 Regenerator Reflux Pump 86 30 24 24-P-102ANo. 1 Lean Amine Pump N/A

87 30 24 24-P-102B No. 1 Lean Amine Pump 88 30 24 24-P-201ANo. 2 Regenerator Reflux Pump NO PRIORIDAD

89 30 24 24-P-201B No. 2 Regenerator Reflux Pump 90 30 24 24-P-202 No. 2 Lean Amine Pump

NO PRIORIDAD

91 30 26 26-P-001ASour Water Storage Pump NO PRIORIDAD

92 30 26 26-P-001B Sour Water Storage Pump 93 30 26 26-P-002 Tank Skim Oil Pump 94 30 26 26-P-101ASWS Feed Pump 95 30 26 26-P-101B SWS Feed Pump

N/A

Las válvulas del reservorio estan ubicadas muy Sulzer altas, lo cual limita las actividades de operación y mantenimiento. Sulzer

96 30 26 26-P-102 Slop Oil Pump

EVALUAR

N/A

97 30 26 26-P-103ASWS Reflux Pump EVALUAR

98 30 26 26-P-103B SWS Reflux Pump 99 30 26 26-P-104AStripped Water Pump Las válvulas del reservorio no estan instaladas. 100 30 26 26-P-104B Stripped Water Pump

PRIORIDAD

Instalar válvula de venteo. Ver figura B.9.

86

116

300

N

6

Flowserve

116

300

N

6

Sunday

116

7,5

N/A

Sulzer

185

15

A

3

Sulzer

185

15

A

3

Flowserve

261

200

A

5

Flowserve

261

200

A

5

Sulzer

185

10

A

3

Sulzer

185

10

A

3

Flowserve

261

200

A

5

Sunday

120

5

A

2

Sunday

120

5

A

2

Lawrence

275

25

N/A

Lawrence

300

20

N/A

Lawrence

300

20

N/A

Lawrence

300

20

N/A

128 101 30 26 26-P-201ASWS Feed Pump EVALUAR

102 30 26 26-P-201B SWS Feed Pump 103 30 26 26-P-202 Slop Oil Pump

El reservorio no está instalado.

N/A

104 30 26 26-P-203ASWS Reflux Pump NO PRIORIDAD

105 30 26 26-P-203B SWS Reflux Pump 106 30 26 26-P-204AStripped Water Pump NO PRIORIDAD

107 30 26 26-P-204B Stripped Water Pump 108 30 26 26-P-303ASWS Reflux Pump NO PRIORIDAD

109 30 26 26-P-303B SWS Reflux Pump 110 30 26 26-P-304 Stripped Water Pump

NO PRIORIDAD

111 30 28 28-P-001 Amine Gas Condensate Pump

NO PRIORIDAD

112 30 28 28-P-002 SWS Gas Condensate Pump 113 30 28 28-P-003 Sulfur Discharge Pump 114 30 28 28-P-101 Sulfur Pump 115 30 28 28-P-201 Sulfur Pump 116 30 28 28-P-301 Sulfur Pump

NO PRIORIDAD Bomba vertical, no requiere resrvorio.

N/A

Bomba vertical, no requiere resrvorio.

N/A

Bomba vertical, no requiere resrvorio.

N/A

Bomba vertical, no requiere resrvorio.

N/A

117 30 28 28-P-302 Sulfur Pit Water Pump

N/A N/A

118 30 30 30-P-001AQuench water pump Sulzer

180

250

N

7

Sulzer

180

250

N

7

Sulzer

116

75

A

2

Sulzer

116

75

A

2

Goulds

116

20

N/A

PRIORIDAD

119 30 30 30-P-001B Quench water pump 120 30 30 30-P-002ARich MDEA pump NO PRIORIDAD

121 30 30 30-P-002B Rich MDEA pump 122 30 30 30-P-003 Amine Sump Pump 123 30 32 32-P-001APastillating Water Circ. Pump

Bomba vertical, no requiere resrvorio.

N/A

Bomba vertical, no requiere resrvorio.

N/A N/A

124 30 32 32-P-001B Pastillating Water Circ. Pump

Bomba vertical, no requiere resrvorio.

N/A N/A

125 30 32 32-P-002ACooling Water Circ. Pump

Bomba vertical, no requiere resrvorio.

N/A N/A

126 30 32 32-P-002B Cooling Water Circ. Pump

Bomba vertical, no requiere resrvorio.

N/A N/A

Acción

Valor Obtenido

Flowserve

Resultado

Acceso al Reservorio

Comentarios

Potencia (HP)

Servicio

Temperatura (.F)

Tag

Fabricante

Area Unidad

Tabla B.1. Matriz de Severidad para los Reservorios de las Bombas (Plan API 52) de las áreas 10, 20 y 30

87

128 127 30 64 64-P-001 Diesel Filling Pump

N/A N/A

128 30 64 64-P-002 Gasoline Filling Pump

N/A N/A

Acción

Resultado

Valor Obtenido

Acceso al Reservorio

Comentarios

Potencia (HP)

Servicio

Temperatura (.F)

Tag

Fabricante

Area Unidad

Tabla B.1. Matriz de Severidad para los Reservorios de las Bombas (Plan API 52) de las áreas 10, 20 y 30

88

Acesso al Reservorio

Valor Obtenido

Resultado

Acción

Comentarios

Potencia (HP)

Servicio

Temperatura (.F)

Tag

Fabricante

Area

Unidad

Tabla B.2. Matriz de Severidad para los Reservorios de las Bombas (Plan API 52) de las áreas 50, 60 y 70.

269

2860

N

9

PRIORIDAD

Se recomienda colocarle una plataforma para hacer adecuado el acceso, ver figur B,12.

104 1 50

14 14-P-001

Charge Pump

2 50

14 14-P-001-P1

Main LO Pump

3 50

14 14-P-001-P2

Aux. LO Pump

4 50

14 14-P-002A

Water Circulating Pump

5 50

14 14-P-002B

Water Circulating Pump

6 50

14 14-P-003A

Condensate Pump

7 50

14 14-P-003B

Condensate Pump

8 50

15 15-P-001A

Stripper Overhead Pump

9 50

15 15-P-001B

Stripper Overhead Pump

10 50

15 15-P-002A

Debutanizer Overhead Pump

11 50

15 15-P-002B

Debutanizer Overhead Pump

12 50

15 15-P-003A

Naphtha Splitter Overhead Pump

13 50

15 15-P-003B

Naphtha Splitter Overhead Pump

14 50

15 15-P-004A

Naphtha Splitter Bottoms Pump

15 50

15 15-P-004B

Naphtha Splitter Bottoms Pump

16 50

15 15-P-005A

Deethanizer Reflux Pump

17 50

15 15-P-005B

Deethanizer Reflux Pump

18 50

15 15-P-006A

High Pressure Lean Amine Pump

19 50

15 15-P-006B

High Pressure Lean Amine Pump

20 50

15 15-P-006A-P2

Aux. LO Pump

21 50

15 15-P-006A-P1

Main LO Pump

22 50

15 15-P-006B-P1

Main LO Pump

23 50

15 15-P-006B-P2

Aux. LO Pump

24 50

15 15-P-007

Amine Sump Pump

25 50

15 15-P-008A

Low Pressure Lean Amine Pump

26 50

15 15-P-008B

Low Pressure Lean Amine Pump

27 50

15 15-P-009A

Wash Water Pump

28 50

15 15-P-009B

Wash Water Pump

29 50

15 15-P-010A

Flash Gas Scrubber Water Circulating Pump

El reservorio está ubicados muy alto

Nuovo Pignone

Nuovo Pignone Nuovo Pignone

N/A

N/A

N/A

N/A

Teikoku

130

3,7

N/A

N/A

Teikoku

130

3,7

N/A

N/A

Sulzer

137

9,2

N/A

N/A

Sulzer

137

9,2

N/A

Sulzer

100

193

A

3

Sulzer

100

193

A

3

A

2

A

2

N/A

Sulzer

173

41,7

A

3

Sulzer

173

41,7

A

3

Sulzer

322

11,9

A

4

Sulzer

322

11,9

A

4

Sulzer

100

11,8

A

2

Sulzer

100

11,8

A

2

135

1893

N

8

135

1893

N

8

Nuovo Pignone El reservorio está ubicados muy alto Nuovo Pignone Nuovo Pignone

N/A

Nuovo Pignone

N/A

Nuovo Pignone

N/A

Nuovo Pignone

N/A

NO PRIORIDAD NO PRIORIDAD NO PRIORIDAD NO PRIORIDAD NO PRIORIDAD NO PRIORIDAD NO PRIORIDAD NO PRIORIDAD NO PRIORIDAD NO PRIORIDAD

PRIORIDAD

N/A N/A N/A N/A

Goulds

170

26,5

A

3

Sulzer

135

94,6

A

3

Sulzer

135

94,6

A

3

Nuovo Pignone

130

899

N/A

Nuovo Pignone

130

899

N/A

Sulzer

135

4,4

A

NO PRIORIDAD NO PRIORIDAD NO PRIORIDAD N/A N/A

3

NO PRIORIDAD

Se recomienda colocarle una plataforma para hacer adecuado el acceso, ver figur B.10 y B.11.

89

Valor Obtenido

135

4,4

A

3

Sulzer

135

4,6

A

3

Sulzer

135

4,6

A

3

Milton Roy

100

N/A

Milton Roy

100

N/A

Acción

Acesso al Reservorio

Sulzer

Comentarios

Resultado

Potencia (HP)

Servicio

Temperatura (.F)

Tag

Fabricante

Area

Unidad

Tabla B.2. Matriz de Severidad para los Reservorios de las Bombas (Plan API 52) de las áreas 50, 60 y 70.

104 30 50

15 15-P-010B

Flash Gas Scrubber Water Circulating Pump

31 50

15 15-P-011A

LPG Scrubber Water Circulating Pump

32 50

15 15-P-011B

LPG Scrubber Water Circulating Pump

33 50

15 15-P-012W

Stripper Inhibitor Injection Pump

34 50

15 15-P-013W

Debutanizer Inhibitor injection

35 50

15 15-P-014

Neutralization Filling Pump

36 50

15 15-P-015

Neutralization Return Pump

37 50

15 15-P-016

Sulfide Injection Pump

38 50

16 16-P-001A

Charge Pump

39 50

16 16-P-001B

Charge Pump

40 50

16 16-P-001A-P2

Aux. LO Pump

41 50

16 16-P-001A-P1

Main LO Pump

42 50

16 16-P-001B-P1

Main LO Pump

43 50

16 16-P-001B-P2

Aux. LO Pump

44 50

16 16-P-002A

Water Circulating Pump

45 50

16 16-P-002B

Water Circulating Pump

46 50

16 16-P-003A

Condensate Pump

47 50

16 16-P-003B

Condensate Pump

48 50

63 63-P-005B

Heavy Slops Transfer Pump

49 60

22 22-P-001A

BFW Pump

50 60

22 22-P-001B

BFW Pump

51 60

22 22-P-001C

BFW Pump

52 70

42 42-P-001A

Demin. Water Pump

53 70

42 42-P-001B

Demin. Water Pump

54 70

42 42-P-001C

Demin. Water Pump

55 70

42 42-P-002A

RO High Pressure Feed Pump

56 70

42 42-P-002B

RO High Pressure Feed Pump

57 70

42 42-P-002C

RO High Pressure Feed Pump

58 70

42 42-P-002D

RO High Pressure Feed Pump

No estaba instalado

Los reservorios estan ubicados muy alto.

100

21,6

N/A

100

21,6

N/A

N/A N/A

100

21,6

A

2

331

3305

N

9

Nuovo Pignone

331

3305

N

9

Nuovo Pignone

N/A

Nuovo Pignone

N/A

Nuovo Pignone

N/A

Teikoku

130

2,5

N/A

Teikoku

130

2,5

N/A

Sulzer

137

7,1

N/A

Sulzer

137

7,1

N/A

Sulzer

120

12,6

A

Nuovo Pignone

240

654

N/A

Nuovo Pignone

240

654

N/A

Nuovo Pignone

240

654

N/A

Sulzer

82

76

N/A

Sulzer

82

76

N/A

Sulzer

82

76

N/A

US Filter/Flowserve

82

132,3

N/A

US Filter/Flowserve

82

132,3

N/A

US Filter/Flowserve

82

132,3

N/A

US Filter/Flowserve

82

132,3

N/A

NO PRIORIDAD

N/A

Sundstrand

N/A

NO PRIORIDAD

N/A

Nuovo Pignone

Nuovo Pignone

NO PRIORIDAD

NO PRIORIDAD

PRIORIDAD

N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A

2

NO PRIORIDAD N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A

Se recomienda colocarle una plataforma para hacer adecuado el acceso, ver figur B.12.

90

4,1

N/A

US Filter/Flowserve

98

4,1

N/A

US Filter/Flowserve

98

32,7

N/A

Nuovo Pignone

250

337

N/A

Nuovo Pignone

250

337

N/A

Nuovo Pignone

250

337

N/A

KSB

140

56,3

N/A

KSB

140

56,3

N/A

KSB

140

56,3

N/A

KSB

239

25

N/A

KSB

239

25

N/A

KSB

239

25

N/A

104 59 70

42 42-P-003A

RO System Brine Pump

60 70

42 42-P-003B

RO System Brine Pump

61 70

42 42-P-004

RO System CIP Pump

62 70

43 43-P-001A

Boiler Feedwater Pump

63 70

43 43-P-001B

Boiler Feedwater Pump

64 70

43 43-P-001C

Boiler Feedwater Pump

65 70

43 43-P-002A

Condensate Forwarding Pump

66 70

43 43-P-002B

Condensate Forwarding Pump

67 70

43 43-P-002C

Condensate Forwarding Pump

68 70

43 43-P-003A

Condensate Pump

69 70

43 43-P-003B

Condensate Pump

70 70

43 43-P-003C

Condensate Pump

71 70

43 43-P-004A

Oxygen Scavenger Inj. Pump

72 70

43 43-P-004B

Oxygen Scavenger Inj. Pump

73 70

43 43-P-005A

Amine Inj. Pump

74 70

43 43-P-005B

Amine Inj. Pump

75 70

43 43-P-006A

Internal Boiler Treatment Pump

76 70

43 43-P-006B

Internal Boiler Treatment Pump

77 70

43 43-P-007A

Internal Boiler Treatment Pump

78 70

43 43-P-007B

Internal Boiler Treatment Pump

79 70

46 46-ME-001A-P1

Main LO Pump

80 70

46 46-ME-001A-P2

Aux. LO Pump

81 70

46 46-ME-001B-P1

Main LO Pump

82 70

46 46-ME-001B-P2

Aux. LO Pump

83 70

46 46-ME-001C-P1

Main LO Pump

84 70

46 46-ME-001C-P2

Aux. LO Pump

85 70

47 47-P-001A

Cooling Water Pump

86 70

47 47-P-001B

Cooling Water Pump

87 70

47 47-P-001C

Cooling Water Pump

EPS International

N/A

EPS International

N/A

EPS International

N/A

EPS International

N/A

EPS International

N/A

EPS International

N/A

EPS International

N/A

EPS International

N/A

Elliott

N/A

Elliott

N/A

Elliott

N/A

Elliott

N/A

Elliott

N/A

Elliott

N/A

Flowserve

90

1328

N/A

Flowserve

90

1328

N/A

Flowserve

90

1328

N/A

N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A

Acción

98

Resultado

Acesso al Reservorio

US Filter/Flowserve

Comentarios

Valor Obtenido

Potencia (HP)

Servicio

Temperatura (.F)

Tag

Fabricante

Area

Unidad

Tabla B.2. Matriz de Severidad para los Reservorios de las Bombas (Plan API 52) de las áreas 50, 60 y 70.

91

N/A

104 88 70

47 47-P-001B

Cooling Water Pump

89 70

47 47-P-002A

Boicide Injection Pump

90 70

47 47-P-002B

Boicide Injection Pump

91 70

47 47-P-003A

Corrosion Inhibitor Injection Pump

92 70

47 47-P-003B

Corrosion Inhibitor Injection Pump

93 70

47 47-P-004A

Sulfuric Acid Injection Pump

94 70

47 47-P-004B

Sulfuric Acid Injection Pump

95 70

47 47-P-005A

Dispersant Injection Pump

96 70

47 47-P-005B

Dispersant Injection Pump

97 70

47 47-P-006A

Surfactant/Dispersant Injection Pump

98 70

47 47-P-006B

Surfactant/Dispersant Injection Pump

99 70

47 47-PGE-001A-P1

Main LO Pump - Shaft Drive

100 70

47 47-PGE-001A-P2

Aux. LO Pump

101 70

47 47-PGE-001B-P1

Main LO Pump - Shaft Drive

102 70

47 47-PGE-001B-P2

Aux. LO Pump

103 70

47 47-PGE-001C-P1

Main LO Pump - Shaft Drive

104 70

47 47-PGE-001C-P2

Aux. LO Pump

Flowserve

N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A

N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A

Acción

1328

Resultado

90

Valor Obtenido

Acesso al Reservorio

Comentarios

Potencia (HP)

Servicio

Temperatura (.F)

Tag

Fabricante

Area

Unidad

Tabla B.2. Matriz de Severidad para los Reservorios de las Bombas (Plan API 52) de las áreas 50, 60 y 70.

92

La válvula de venteo esta muy alta.

Orientación correcta del medidor de nivel

Figura B.1. Bomba 10-P-002B (el indicador de nivel está bien ubicado, pero las válvulas de venteo están muy altas, lo que impide la operación normal).

La válvula de venteo esta muy alta.

Las columnas impide que se observe los medidores de nivel

Figura B.2. Bomba 10-P-002A (Las columnas obstruyen la visibilidad del medidor de nivel, además las válvulas de venteo están muy altas, lo que impide la operación normal).

93

La columnas impide que se observe el medidor de nivel

Figura B.3. Bomba 10-P-002A (La columna obstruyen la visibilidad del medidor de nivel, además la válvula de venteo está muy alta, lo que impide la operación normal).

El reservorio está orientado hacia el interior del cuerpo de la bomba El intercambiador interfiere en el acceso Figura B.4. Bomba 10-P-006A (El intercambiador y tuberías obstruyen el acceso al reservorio lo cual impide la operación normal).

94

Figura B.5. Bombas 10-P-006 (El intercambiador y tuberías obstruyen el acceso al reservorio lo cual impide la operación normal, además de tener poco espacio para las tareas de operación y mantenimiento de los reservorios).

Reservorio Tubería del sistema contra incendio

Figura B.6. Bombas 10-P-007 (las tuberías del sistema contra incendio obstruyen las actividades de operación y mantenimiento de los reservorios).

95

La válvula de venteo está muy elevado. El indicador está obstruido por la columna

Figura B.7. Bomba 10-P-010 (La columna obstruyen la visibilidad del medidor de nivel, además la válvula de venteo está muy alta, lo que impide la operación normal).

La válvula de venteo está muy elevado.

Figura B.8. Bomba 10-P-014 (la válvula de venteo está muy alta, lo que impide la operación normal).

96

La válvula de venteo no está instalado

Figura B.9. Bomba 26-P-104A/B (la válvula de venteo no está instalado).

Reservorio

Piso

Figura B.10. Vista del conjunto Motor - Bomba 15-P-006 A/B, el acceso a los reservorios es difícil por su alta ubicación.

97

Reservorio

Figura B.11. Vista de la Bomba 15-P-006A/B, no posee buen acceso para los reservorios.

Reservorio

Piso

Figura B.12. Vista de la Bomba 14-P-001. Presenta problemas con el acceso a los reservorios, los cuales están muy altos. Las bombas 16-P-001A/B presentan la misma situación.

98

Apéndice C.

Características Resaltantes de las Turbinas a Vapor del Mejorador

99

Tabla C.1. Características Relevantes de las Turbinas a Vapor del Mejorador. UBICACIÓN

EQUIPO

N

Clase

Code

Area

Unidad

NÚMERO DEL EQUIPO

DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO

Item

Descripción

CONDICIÓN OPERATIVA Tipo

Serial

Modelo

Temperatura Entrada (F)

Temperatura Salida (F)

Max. Normal Min. Max. Normal Min.

1 2

STEAM TURBINE

ST

10

Crude & Vac

10-PST-013A

Main Driver Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

10

Crude & Vac

10-PST-013B

Main Driver Steam Turbine

Una Etapa / No condensado

01H6313

46,198

8066

5453

Horario

TG - 13

Manual

RLHA 14

371

366

361

327

307

160

150

140

70

60

50

4000

3600

900

129,5

20,5

40

4944

5359

4356

Horario

TG - 13

Manual

70

60

50

129,5

28,42

50

4944

5359

4356

Horario

TG - 13

Manual

7495

9158

56600

6200 - 15000

10802

Horario

9,5

3161

10000

4308

Main LO Pump Steam Turbine

01H6396

RLHA 14

371

366

361

Multi-etapa / Condensado

1900389

NK 32/36

730

730

720

6

STEAM TURBINE

ST

50

LOH

14-PST-003A

Main Drive Steam Turbine

Una Etapa / No condensado

01T6317

RLA 16L

371

366

361

7

STEAM TURBINE

ST

50

GOH

16-K-001-P1ST

Main LO Pump Steam Turbine

Una Etapa / No condensado

01H46396

RLHA 14

371

366

361

8

STEAM TURBINE

ST

50

GOH

16-KST-001

Recycle Gas Compressor Steam Turbine

Multi-etapa / Condensado

1900390

NK 32/36

730

730

720

9

STEAM TURBINE

ST

50

GOH

16-PST-003A

Main Drive Steam Turbine

Una Etapa / No condensado

01T6318

RLA 16L

371

366

361

307,3

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

STEAM TURBINE

ST

60

Hydrogent Plt

22-FAST-101

I.D. Fan Steam Turbine

RLHA 24

730

730

720

STEAM TURBINE

ST

60

Hydrogent Plt

22-FAST-201

I.D. Fan Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

60

Hydrogent Plt

22-K-101-P1ST

Main LO Pump Steam Turbine

RLHA 14

371

366

361

STEAM TURBINE

ST

60

Hydrogent Plt

22-K-201-P1ST

Main LO Pump Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

60

Hydrogent Plt

22-KST-101

Main Driver for Compressor

NG 25/20

730

730

720

STEAM TURBINE

ST

60

Hydrogent Plt

22-KST-201

Main Driver for Compressor

STEAM TURBINE

ST

60

Hydrogent Plt

22-PST-001A

Main Driver Steam Turbine

RLHA 19

730

730

720

STEAM TURBINE

ST

70

Steam Gen & Distr

41-FAST-200

Steam Boiler Turbine

STEAM TURBINE

ST

70

Demin

42-PST-001A

Main Driver Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

70

Demin

42-PST-001B

Main Driver Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

70

BFW/Cond Rec

43-PST-001A

Main Driver Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

70

BFW/Cond Rec

43-PST-001B

01H6395

Una Etapa / No condensado

01H6356

Una Etapa / No condensado

01H6398

Multi-etapa / no condensado

1900391

327 137

134

307 128

307,3

307

327 137

150

140

4000

3600

900

585

575 5.5 In Hga 5 In Hga 4.5 In Hga 9820

9352

6547

160

150

140

70

60

50

4200

3560

900

21,6

9,2

70

60

50

129,5

28,42

50

4944

5359

4356

Horario

5735

6309

44600

6200 - 15000

12615

Horario

160

150

140

4000

3600

900

600

585

575 5.5 In Hga 5 In Hga 4.5 In Hga 11468

10922

7646

307

160

150

140

70

60

50

4200

3560

900

21,6

7,1

8,8

2529

10000

4308

508

656

600

585

575

70

60

50

5800

3712

900

1482

642

1384

42497

8066

5582

327

307

160

150

140

70

60

50

4000

3600

900

129,5

21,32

40

3708

5359

600

585

575

70

60

50

13767

13111

9178

1910

2101

31300

600

585

575

70

60

50

6300

4050

1000

654

740

28608

134

307

160 600

128

10-P-013A

TG - 13

Manual

TG - 13

Manual

Tuthill/Coppus

Bomba

Nuovo Pignone

Compresor

14-K-001

Tuthill/Coppus

Bomba

14-P-003A 16-K-001-P1

Tuthill/Coppus

Bomba

Nuovo Pignone

Compresor

16-K-001 16-P-003A

TG - 13

Manual

Tuthill/Coppus

Bomba

A/H

PEAK 150 FISHER 585CR

Elect - Meca

Tuthill/Coppus

ID Fan

4356

Horario

TG - 13

Manual

Tuthill/Coppus

Bomba

8000 - 16700

15143

Horario

Nuovo Pignone

Compresor

5359

4901

Anti-H

Tuthill/Coppus

Bomba

01H6357

22-H-101 22-H-201

01H6399

22-K-101-P1 22-K-201-P2

366

346

323

1900392

22-K-101 22-K-201

01H6299 01H6300

Item

10-P-013B

Recycle Gas Compressor Steam Turbine

Steam Boiler Turbine

14-K-001-P1

1351

14-KST-001

Main Driver Steam Turbine

12-K-001-P1

1221

14-K-001-P1ST

Main Driver Steam Turbine

Bomba

1802

LOH

41-FAST-100

Tuthill/Coppus

1000

LOH

22-PST-001B

Bomba

4507

50

22-PST-001C

Tuthill/Coppus

5800

50

Hydrogent Plt

3830-5453

50

ST

Hydrogent Plt

Giro

Equipo

60

ST

Steam Gen & Distr

Max. Normal Rated

Manufacturer

70

STEAM TURBINE

70

Min.

Rango de Operación

575

STEAM TURBINE

60

Normal

Equipo Accionado

Cambio de Velocidad

585

5

60

Max.

DIST. DEL EQUIPO

Modelo del Gobernador

600

4

ST

Min.

Rotación Gobernador

471,6

12-K-001-P1ST

ST

Normal

Trip Speed (RPM)

654

Delayed Coker

ST

Max.

Max.

Velocidad Critica (RPM)

720

20

STEAM TURBINE

Flujo en la Boquilla (LB/HR)

730

ST

STEAM TURBINE

Potencia (BHP)

730

STEAM TURBINE

STEAM TURBINE

SISTEMA DE PROTECCIÓN DE VELOCIDADES Velocidad (RPM)

RLHA 24

3

Una Etapa / No condensado

Max. Normal Min.

Presión Salida (PSIG)

01H6314

Una Etapa / No condensado Una Etapa / No condensado

Main LO Pump Steam Turbine

No Load

Presión Entrada (PSIG)

22-P-001A 491

654,19

1012

TG - 13, Nema A

Manual

01H6301

22-P-001B 22-P-001C

Una Etapa / No condensado

E102224 E102225

41-B-200

Una Etapa / No condensado

01H6315

42-P-001A

Una Etapa / No condensado

01H6302

Main Driver Steam Turbine

CYR RLHA 19

371 371

366 366

361 361

307 307,3

345 326,8

160 160

150 150

140 140

70 70

60 60

50 50

5000 4000

1780 1760

500 900

300 120

110 76

119 83,7

18573 16071

8500 5359

2150 2130

Horario Anti-H

TG - 13 TG - 13

ELLIOTT

Manual Manual

Tuthill/Coppus

Bomba Bomba

01H6316

41-B-100

42-P-001B RLHA 19

730

730

720

505

654,19

600

585

575

70

60

50

4000

3575

1000

893

337

380

16506

5359

4326

Anti-H

TG - 13, Nema A

Manual

Tuthill/Coppus

Bomba

01H6358

RLHA 19

371

366

361

307

326

160

150

140

70

60

50

4000

3500

1000

129

129

55

9889

5359

4235

Horario

TG - 13

Manual

Tuthill/Coppus

Bomba

327

01H6303

43-P-001A 43-P-001B

25

STEAM TURBINE

ST

70

BFW/Cond Rec

43-PST-002A

Main Driver Steam Turbine

Una Etapa / No condensado

26

STEAM TURBINE

ST

70

BFW/Cond Rec

43-PST-003A

Main Driver Steam Turbine

Una Etapa / No condensado

01H6359

RLHA 19

371

366

361

307

160

150

140

70

60

50

4000

1750

1000

91

24,9

27,4

6180

5359

2118

Horario

TG - 13

Manual

Tuthill/Coppus

Bomba

43-P-003A

27

STEAM TURBINE

ST

70

Plt./Instr Air

46-MEST-001A

Main Steam Turbine Driver

Una Etapa / No condensado

E102220

CYR-PG

730

720

720

501

600

585

575

70

60

50

3570

3570

3470

910

781

858

29950

8700

3900

Anti-H

PG - D

Manual

ELLIOTT

Compresor

46-ME-001A

28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46

STEAM TURBINE

ST

70

Cooling Water

47-PST-001A

Main Driver Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

70

Cooling Water

47-PST-001B

Main Driver Steam Turbine

DYR

730

730

720

457

600

585

575

70

60

50

4988

4750

4038

2842

1353

1488

40600

8200

5487

Anti-H

PG - PL

Neumático

ELLIOTT

Bomba

STEAM TURBINE

ST

70

Cooling Water

47-PST-001C

Main Driver Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

5

Flare Sys

57-PST-001A

Main Driver Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

5

Flare Sys

57-PST-001B

Main Driver Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

5

Flare Sys

57-PST-002A

Main Driver Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

5

Flare Sys

57-PST-002B

Main Driver Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

5

Flare Sys

57-PST-003A

Main Driver Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

5

Flare Sys

57-PST-003B

Main Driver Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

5

Flare Sys

57-PST-004A

Main Driver Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

5

Flare Sys

57-PST-004B

Main Driver Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

5

Flare Sys

57-PST-005A

Main Driver Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

5

Flare Sys

57-PST-005B

Main Driver Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

5

Flare Sys

57-PST-006A

Main Driver Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

5

Flare Sys

57-PST-006B

Main Driver Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

40

Slop Oil

63-PST-005A

Main Driver Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

40

Slop Oil

63-PST-005B

Main Driver Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

40

Slop Oil

63-PST-007A

Main Driver Steam Turbine

STEAM TURBINE

ST

40

Slop Oil

63-PST-007B

Main Driver Steam Turbine

MODELOS Cant. 5 RLHA 14 9 RLHA 19 4 RLHA 24 4 RLA 16E 14 RLA 16L 2 CYR 1 CYR - PG 3 DYR 2 NG 25/20 2 NK 32/36 46 Total

Una Etapa / No condensado

E102332-1 E102332-2

47-P-001A 4037-4988

E102332-3 Una Etapa / No condensado

01T6319

Una Etapa / No condensado

01T6321

Una Etapa / No condensado

01T6323

Una Etapa / No condensado

01T6325

Una Etapa / No condensado

01T6327

Una Etapa / No condensado

01T6329

Una Etapa / No condensado

01T6331

Una Etapa / No condensado

01T6333

47-P-001B 47-P-001C

RLA 16L

371

366

361

307,3

327

160

150

140

70

60

50

4200

3560

900

21,6

10,5

11,3

3161

10000

4308

Anti-H

TG - 13

Manual

Tuthill/Coppus

Bomba

RLA 16L

371

366

361

307,3

327

160

150

140

70

60

50

4200

3560

900

21,6

9,4

10,1

3161

10000

4308

Anti-H

TG - 13

Manual

Tuthill/Coppus

Bomba

RLA 16L

371

366

361

307,3

327

160

150

140

70

60

50

4200

3560

900

21,6

10,5

11,3

3161

10000

4308

Anti-H

TG - 13

Manual

Tuthill/Coppus

Bomba

RLA 16L

371

366

361

307,3

327

160

150

140

70

60

50

4200

3560

900

21,6

9,4

10,1

3161

10000

4308

Anti-H

TG - 13

Manual

Tuthill/Coppus

Bomba

RLA 16L

371

366

361

307,3

327

160

150

140

70

60

50

4200

3560

900

21,6

6,4

6,9

2023

10000

4308

Anti-H

TG - 13

Manual

Tuthill/Coppus

Bomba

RLA 16L

371

366

361

307,3

327

160

150

140

70

60

50

4200

3560

900

21,6

7,5

7,8

2529

10000

4308

Anti-H

TG - 13

Manual

Tuthill/Coppus

Bomba

RLA 16E

371

366

361

311,5

327

160

150

140

70

60

50

4200

1760

900

25,66

12,6

12,8

4855

10000

2130

TG - 13

Manual

Tuthill/Coppus

Bomba

RLA 16E

371

366

361

315,9

327

160

150

140

70

60

50

4200

1170

900

18,3

11,5

13

6473

10000

1416

TG - 13

Manual

Tuthill/Coppus

Bomba

01T6320

57-P-001A 57-P-001B

01T6322

57-P-002A 57-P-002B

01T6324

57-P-003A 57-P-003B

01T6326

57-P-004A 57-P-004B

01T6328

57-P-005A 57-P-005B

01T6330

57-P-006A 57-P-006B

01T6332 01T6334

43-P-002A

63-P-005A 63-P-005B 63-P-007A 63-P-007B

100

Apéndice D.

Procedimientos para las Pruebas del Sistema de Protección por Sobrevelocidad de las Turbinas a Vapor.

101

Tabla D.1. Resumen de procedimientos para pruebas del sistema de protección por sobrevelocidad de las turbinas a Vapor.

PROCEDIMIENTOS N

DESCRICIÓN

1

Procedimiento de Prueba para las Turbinas Coppus RLA 16E y 16L:

2

Procedimiento de Prueba para las Turbinas Coppus RLHA 14 y 19

3

4

Procedimiento de Prueba para las Turbinas Coppus RLHA 24 (Gobernador Electrónico) Procedimiento de Prueba para las Turbinas Coppus RLHA 24 (Gobernador Hidráulico)

5

Procedimiento de Prueba para las Turbinas Elliot CYR

6

Procedimiento de Prueba para las Turbinas Elliot CYR - PG y DYR

7

Procedimiento de Prueba para las Turbinas Nuovo Pignone NG 25/20

8

Procedimiento de Prueba para las Turbinas Nuovo Pignone NK 32/36

Nota: De requerir alguno de estos procedimientos para su revisión se puede entregar en electrónico previa solicitud. No fueron impreso como apéndice por lo extenso.