UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR VICERRECTORADO ACADÉMICO

DECANATO DE ESTUDIOS TECNOLÓGICOS COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA ELECTRICA Y TECNOLOGIA ELECTRONICA

Plan de Mantenimiento Preventivo y Correctivo del Sistema de Control Electrónico y de Instrumentación en la Planta Picure LM6000 unidad 100

y 200.

Informe de pasantía presentado ante la Universidad Simón Bolívar, como requisito para optar al Título de Técnico Superior Universitario en Tecnología Electrónica.

Autor: Jorge Leonardo Herrera Gil.

Carnet: 07-0032. C.I: 17.958.780. Tutor Académico: Asdrúbal Aguilera.

Camurí Grande, Septiembre del 2012.

APROBACIOhI I}EL JURAI}O

Informe de Pasanda presentado ante la Universidad Simón Bolívar, como requisito pffialy

aprobación de la asignatura PD-3602 Curso en Cooperacién con la Empresa.

Obtuvo la calificación de 5 puntos por el Jurado Conformado por:

Prof. Asdrubal Aeuilera

Jurado

Prof, Mrguel Rodriguez

Tutof brofesional

Ing. Angel Méndez

iii

DEDICATORIA

Dedicado a mis padres Pedro Herrera y Sonia de Herrera que siempre han estado conmigo,

y que han dado lo mejor de sí para mí; a JEHOVA, mi Dios, quien siempre ha estado allí

para guiarme, y para aquellos amigos que se han esforzado por ayudarme.

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AGRADECIMIENTOS

Existen 4 grupos a los cuales agradezco, en ellos están la familia, los profesores que con su

arte de enseñar, pudieron dejar sus memorias en nosotros, otros fueron los amigos, y por

último y a pesar de ser breve nuestro encuentro, al personal del Taller Eléctrico de Planta

Picure y Arrecifes Tacoa. De allí que mis agradecimientos son:

En honor a mi madre Sonia de Herrera y a mi padre Pedro Herrera, que con su ejemplo de

lucha y persistencia, juntos con sus concejos, me ayudaron vez través a crecer y expandir

mis conocimientos, me dieron todas las herramientas necesarias para mi formación personal

y académica; y por eso les estaré siempre agradecido. Gracias también a aquellos

profesores, que no solo enseñaron una cátedra, sino que enseñaron parte de mi formación

personal, que con sus concejos, y opiniones, me ayudaron a tener más convicción. Como lo

fueron los Profesores: Jesús Nieto, Ricardo Bravo, Mauricio Pérez, Jaime Salinas, Bernardo

Leal y la Profesora Kleidys Suarez. Siempre les estaré agradecido y los tendré en alta

estima.

La universidad estuvo acompañada de amigos, y compañeros que de una u otra forma

hicieron que mi estadía fuera la mejor. Por eso este rincón es para ustedes; en especial para

Emily Gómez y Bratty Gómez, muchachos ejemplares, que me enseñaron el equilibrio de la

vida. Jehová Dios y yo, les mostraremos siempre nuestra gratitud.

Al personal del Taller Eléctrico de Planta Picure y Arrecifes Tacoa, que en conjunto me

suministraron toda la información necesaria para las pasantías, de que me ayudaron en el

desenvolvimiento del ámbito laboral, y que además me hicieron sentir parte del equipo.

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ÍNDICE GENERAL Pág.

APROBACIÓN DEL JURADO ii DEDICATORIA iii AGRADECIMIENTOS iv ÍNDICE GENERAL v ÍNDICE DE TABLAS vii ÍNDICE DE FIGURAS viii ÍNDICE DE ANEXOS. x RESUMEN xi INTRODUCCIÓN 1 CAPÍTULO I 3 

1. Identificación de la Empresa 3 1.1 Reseña histórica de la EDC 3 1.2 Misión. 9 1.3 Visión Estratégica. 9 1.4 Valores. 9 1.5 Objetivos Estratégicos 10 1.6 Estructura Organizativa de la institución. 10 1.7. Planteamiento del Problema 12 1.8. Objetivo de la investigación. 13 

1.8.1 Objetivo General 13 1.8.2 Objetivos Específicos 13 

1.9 Justificación e Importancia 14 1.9.1 Beneficios de Mantenimiento Preventivo 14 1.9.2 Beneficios de Mantenimiento Correctivo 14 

1.10 Alcance y limitaciones 14 1.10.1 Alcance 14 1.10.2 Limitaciones 15 

CAPÍTULO II 17 2. Marcos Teóricos 17 

2.1 Sistemas de la unidad LM6000 18 2.2 Instrumentos de la Turbina 18 

2.2.1 Sensores de velocidad del HPC (Compresor de Alta Presión). 20 2.2.2 Sensor de velocidad de la turbina de baja presión 21 2.2.3 Sensores de vibración del motor 21 

2.2.3.1 Teoría de funcionamiento del acelerómetro 22 2.2.4 Sistema de Monitoreo de Vibración. 22 2.2.5 Temperatura de entrada del LPC (T2). 24 2.2.6 Presión y temperatura de entrada del HPC (T25 y P25). 25 2.2.7 Presión y temperatura de entrada del HPC (T3 y PS3). 26 2.2.8 Sensores de Llamas. 26 2.2.9 Sensor de la temperatura de entrada de la turbina de baja presión (T48). 27 2.2.10 Sensor de la presión total de entrada de la turbina (P48). 28 

vi

2.2.11 Sensores de la bomba de aceite lubricante 29 2.3 Equipo de Montaje de Cuarto de Control. 30 

2.3.1 Panel de control de la turbina. 30 2.3.1.1 MicroNet Woodward. 31 

2.4 Sala de Control Remota 33 2.4.1 Pantallas del Operador. 35 

2.5 Planos. 39 2.5.1 Tipos de Dibujos del Sistema Mecánico. 40 

2.5.1.1 Dibujos Generales del Sistema. 40 2.5.1.2 Diagramas de Flujo e Instrumento. 40 2.5.1.2 Diagramas de Instrumentos 42 

2.5.2. Tipos de Dibujos del sistema Eléctrico 42 2.5.2.1 Diagramas de Cableado 42 2.5.2.2 Diagramas del Sistema de Cableado 42 

2.6 Equipos de medición y herramientas para el mantenimiento. 44 CAPÍTULO III 47 

3. Actividades Desarrolladas 47 3.1 Capacitación e instrucción. 47 3.2 Trabajo de campo. 47 

3.2.1 Falla de vibración en la unidad 300. 47 3.2.1.1 Pasos para detectar fallas. 50 

3.2.2 Problemas con los quemadores. 52 3.2.3 Problemas con sensor de temperatura, fallas en la lectura. 53 

CAPÍTULO IV 57 4. Plan de mantenimiento preventivo y correctivo a los sensores electrónicos y de instrumentación. 57 

4.1 Pasos para efectuar un buen mantenimiento 57 4.1.1 Paso 1 57 4.1.2 Paso 2 60 4.1.3 Paso 3 62 

4.2 Tipos de Mantenimiento en el lugar. 63 4.2.1 Mantenimiento Externo en el Lugar – Nivel I. 63 4.2.2 Mantenimiento fuera del Lugar – Nivel II (Reparación Media en Taller). 64 4.2.3 Mantenimiento fuera del Lugar – Nivel III (Reparación Grande en Taller). 64 

4.3 Programa de Mantenimiento. 64 CAPÍTULO V 68 CONCLUSIONES 68 RECOMENDACIONES 70 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS 71 ANEXOS 73 

vii

ÍNDICE DE TABLAS Pág.

Tabla 1A. Los niveles típicos de funcionamiento Base de carga La eficiencia del generador del 98%, la pérdida de entrada = 4 "H2O, la pérdida de escape de 10" H2O. ...................... 60 Tabla 1B. Los niveles típicos de funcionamiento Base de carga La eficiencia del generador del 98%, la pérdida de entrada = 4 "H2O, la pérdida de escape de 10" H2O (continuación). .............................................................................................................................................. 61 Tabla 2. Plan de mantenimiento Preventivo del Motor de la Turbina. ................................ 65 Tabla 3. Plan de mantenimiento Preventivo del Motor del Generador. ............................... 65 Tabla 4. Plan de mantenimiento Preventivo del Equipo Auxiliar. ...................................... 66 

viii

ÍNDICE DE FIGURAS Pág.

Figura Nº 1. Planta Picure en proceso de construcción. ....................................................... 6 Figura Nº2. Barcazas. ............................................................................................................ 8 Figura Nº3. Estructura Organizativa del Nuevo Conjunto Generador Josefa Joaquina Sánchez Bastidas (C.G.J.J.S.B). ........................................................................................... 11 Figura Nº4. Estructura Organizativa de la Gerencia Operativa de Generación. ................. 12 Figura Nº5. Estructura Organizativa del Nuevo (C.G.J.J.S.B). ........................................... 12 Figura Nº6. Turbina LM 6000 unidad 100. ......................................................................... 17 Figura Nº7. Ubicación de los paneles de los sensores. ........................................................ 19 Figura Nº8. Sensores de Velocidad del Compresor. ............................................................ 20 Figura Nº9. Sensor de velocidad de la turbina. .................................................................... 21 Figura Nº10. Sensores de vibración, montaje en el CRF. .................................................... 22 Figura Nº11. Diagrama del Sistema de Monitoreo de Vibración. ....................................... 23 Figura Nº12. Temperatura de entrada del LPC (T2). ........................................................... 25 Figura Nº13. Presión y temperatura de entrada del HPC (T25 y P25). ............................... 26 Figura Nº14. Temperatura y Presión de descarga del compresor de HP (T3 y PS3). ......... 26 Figura Nº15. Sensor de llama (perfil bajo) y Soporte de montaje del sensor de llamas. ..... 27 Figura Nº16. Sensor de temperatura (tipo K). ..................................................................... 28 Figura Nº17. Sensor de Presión (P48). ................................................................................ 28 Figura Nº18. Bomba de aceite lubricante. ........................................................................... 29 Figura Nº19. MCC de la unidad 100 y 200 LM6000. ......................................................... 30 Figura Nº20. MicroNet Woodward...................................................................................... 33 Figura Nº21. Típicos Módulos E/S Woodward Linknet. ..................................................... 33 Figura Nº22. Parámetros de los procesos de las unidades LM6000 y LM2500. ................. 34 Figura Nº23. Sala de control remota de Planta Picure. ........................................................ 35 Figura Nº24. Pantalla de Esquema General de la Turbina. .................................................. 36 Figura Nº25. Pantalla de Ventilación del Recinto de la Turbina. ........................................ 37 Figura Nº26. Pantalla del Recinto del Generador. ............................................................... 37 Figura Nº27. Pantalla de Temperatura T48. ........................................................................ 38 Figura Nº28. Pantalla del Vibración. ................................................................................... 38 Figura Nº29. Manual de Mantenimiento y Operación LM6000, Derwick y Calpine. ......... 39 Figura Nº30. Trazado de Flujo e Instrumento. .................................................................... 41 Figura Nº31. Listados de Materiales. ................................................................................... 41 Figura Nº32. Interconexión del cableado. ............................................................................ 43 Figura Nº33. Diagramas esquemáticos de control. .............................................................. 44 Figura Nº34. Field Communicator 375. .............................................................................. 44 Figura Nº35. Fluke de medición y calibración y RTD. ....................................................... 45 Figura Nº36. Megger MIT330. ............................................................................................. 45 Figura Nº37. RIS “Rochester Instrument Systems”. ........................................................... 46 Figura Nº38. Parámetros normales de vibración de turbina y el generador, unidad 300. ... 48 Figura Nº39. Parámetros anormales de Vibración. .............................................................. 49 

ix

Figura Nº40. Mensaje de alarma de alta vibración en el lado de la turbina. ....................... 50 Figura Nº41. Sensor de vibración afectado. ......................................................................... 52 Figura Nº42. Cable de alimentación de los quemadores. .................................................... 53 Figura Nº43. Sensores del sistema de ventilacion de la turbina y generador. ..................... 54 Figura Nº44. Sensor de temperatura. ................................................................................... 55 Figura Nº45. Pruebas de temperatura, equipo JOFRA ITC-650 A. ..................................... 56 Figura Nº46. Inspección Programada de las Unidades. ....................................................... 67 

x

ÍNDICE DE ANEXOS.

Pág.

Anexo Nº1. Sensor de velocidad XNSD. ............................................................................ 73 Anexo Nº2. Sensores de Llamas. ......................................................................................... 73 Anexo Nº3. Sensor de temperatura (tipo K). ....................................................................... 74 Anexo Nº4. Sensor de Presión (P48). .................................................................................. 74 Anexo Nº5. Desarme del quemador. ................................................................................... 75 

xi

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR VICERRECTORADO ACADÉMICO

DECANATO DE ESTUDIOS TECNOLÓGICOS COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA ELECTRICA Y TECNOLOGIA ELECTRONICA

Manual de Mantenimiento Preventivo y Correctivo del Sistema de Control Electrónico y de Instrumentación en la Planta Picure 1 y 2.

Autor: Jorge Leonardo Herrera Gil

Tutor Académico: Asdrúbal Aguilera

Camurí Grande, Septiembre del 2012

RESUMEN

El trabajo realizado en el Complejo Generador Josefa Joaquina Sánchez Bastidas (C.G.J.J.S.B), Planta Picure perteneciente a la empresa CORPOELEC, estuvo dirigido al diseño de un plan de mantenimiento preventivo y correctivo: a los sensores electrónicos y de instrumentación que se hallan en la unidad 100 y 200 de las máquinas LM6000; permitiendo a la empresa una operación segura de los equipos y la confiabilidad en los mismos, obteniendo como beneficio, la producción continúa del servicio eléctrico; minimizando los riesgos de pérdidas de los equipos que en ella operan. Estas propuestas de mantenimiento, fueron formadas a partir de las necesidades de los técnicos del taller eléctrico planta picure, y de las vivencias aprendidas en el campo de trabajo a la hora de resolver las fallas asociadas a los sensores. Para que dicho mantenimiento fuera eficiente y completo, se realizó el levantamiento de toda la información a partir de diversas fuentes provistas por los fabricantes. En ellos, se buscó repasar los principios teóricos de los sensores y de algunos procesos relacionados a estos, ubicaciones de los mismos mediante el uso de planos, mantenimientos sugeridos por el fabricante, entre otros. Una vez terminada la recopilación de la información, se elaboraron las recomendaciones sobre la manera de efectuar los mantenimientos y del tiempo a llevarlos acabo, ajustándose a varios parámetros como: las condiciones ambientales, económicas, disponibilidad de equipos, entre otras. Palabras clave: Sensores electrónicos y de instrumentación, Planos, Mantenimientos.

1

INTRODUCCIÓN

El Complejo Generador Josefa Joaquina Sánchez Bastidas, está compuesta por cuatro

plantas generadoras eléctricas, que son: TACOA con 120 Megavatio (MW), Ampliación

TACOA con 1.200 MW, Planta Picure con 134 MW, BARCAZAS con un total de 340

MW. Obteniendo un total generado de 1.794 MW, lo cual permite suplir parte de la

demanda de la Gran Caracas, Miranda y el Estado Vargas.

El desarrollo del plan de mantenimiento estuvo centrado en la Planta Picure, esta planta

está compuesta por 4 equipos generadores eléctricos, entre ellas se encuentra la unidad 300

y 400 con un aporte de 22 MW cada una de las series de gas turbina LM2500, y la unidad

100 y 200 que aportan 45MW cada una de las series de gas turbina LM6000, con una

generación eléctrica total de 134 MW.

Para el correcto funcionamiento de la Planta Picure, se requiere llevar a cabo

mantenimientos de tipos preventivos y correctivos a las cuatro unidades; de allí que el

personal técnico del taller eléctrico, solicitó la elaboración de un plan de mantenimiento

dirigido a las unidades 100 y 200, por ser las que más generan electricidad en esta planta;

los mantenimientos se centraron en el área específica de los sensores, ya que éstos se

encuentran presentes en cada uno de los procesos de la unidad, permitiendo verificar el

estado de la turbina y del generador, así como monitorear toda su operación, además son

los que están sometidos a mayor desgaste.

El desarrollo del plan de mantenimiento preventivo y correctivo, se produce a partir del uso

de las fichas técnicas provistas por los fabricantes de los sensores, donde se hayan ciertas

sugerencias en cuanto al mantenimiento de los mismos, y del periodo a efectuarlos;

además con el uso de las tablas de los niveles típicos de funcionamiento o parámetros de

operación de los sensores, se puede hacer un seguimiento del deterioro de los mismos en

función del tiempo o horas de operación, y esto gracias a los registros llevados a cabo por

2

los operadores de la Planta. Por último, el plan de mantenimiento recoge parte de la

experiencia del personal técnico que opera en Planta Picure.

Para entender el impacto del plan de mantenimiento preventivo y correctivo dirigido a los

sensores en el área de Planta Picure, se analizará un poco acerca de los componentes de la

unidad, los diversos sensores que posee, el monitoreo de la turbina y del generador, así

como, los equipos de control de la misma. Para ello el informe está estructurado de la

siguiente manera:

El capítulo 1, muestra la descripción de la estructura organizativa de esta empresa, su

historia, sus objetivos, visiones y misiones para la comunidad venezolana; también se

encuentra el planteamiento del problema, alcance y limitaciones.

El capítulo 2, se compone de todo el marco teórico como: los sistemas de la unidad, los

sensores, su funcionamiento y los diversos tipos que hay. Para facilitar su comprensión se

agregaran imágenes y planos de los mismos.

En el capítulo 3, se pone de manifiesto las actividades realizadas durante el periodo de

pasantías, los trabajos de campo, la asesoría, el trabajo de recopilación de información,

entre otros.

En el capítulo 4, se compone de los mantenimientos relacionados a las unidades descritas

en el capítulo 2 y 3, junto con el periodo en que se recomienda efectuarlas.

En el capítulo 5, como punto final son las conclusiones, algunas recomendaciones, material

bibliográfico y algunos anexos.

3

CAPÍTULO I

1. Identificación de la Empresa

La C.A. La Electricidad de Caracas es una empresa venezolana, encargada de suministrar

energía eléctrica a la Gran Caracas y sus alrededores. Actualmente es propiedad del Estado

Venezolano, a través de Petróleos de Venezuela, estando adscrita al Ministerio del Poder

Popular para la Energía Eléctrica. Tiene más de un millón de suscriptores y administra las

centrales termoeléctricas “Josefa Joaquina Sánchez Bastidas” (anteriormente conocidas

como Tacoa y Arrecifes) y “José María España” (anteriormente Oscar Machado Zuloaga),

todas ellas sincronizadas –a través del Sistema Interconectado Nacional- con la red eléctrica

venezolana.

1.1 Reseña histórica de la EDC

La historia de La EDC comienza en 1895, cuando el ingeniero Ricardo Zuloaga Tovar, de

21 años, fundó “C.A. La Electricidad de Caracas”. Esta idea de generar y transportar

corriente alterna a distancia, surgió al leer una revista científica donde se detallaban

experimentos alemanes similares.

Unos 16 años después, su hijo, Ricardo Zuloaga Pérez, quien se desempeñó como gerente

ejecutivo y director de La EDC, no dudó en afirmar: “La Electricidad de Caracas es una

hazaña tecnológica, financiera, social y administrativa”.

Tecnológicamente la empresa fue una revolución en la época. El mismo Thomas A. Edison

desconfiaba de los experimentos de Nikola Tesla sobre corriente alterna, asumiendo que

una corriente tan poderosa no podría ser transmitida a distancia y, por lo tanto, no tendría

aplicación comercial. Así lo recogían las publicaciones de la época, pero Zuloaga no se

desanimó y decidió construir su primera planta, “El Encantado”, aprovechando los 24

kilómetros del entonces cristalino y caudaloso río Guaire.

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La planta, con dos turbinas que generan una potencia total de 420 kilovatios, se inauguró el

8 de agosto de 1897. Es la primera planta que dio luz a Caracas, y se convirtió en la

segunda central hidroeléctrica instalada en el continente americano. Zuloaga Tovar logró

reunir un capital inicial de 500 mil bolívares, lo que fue una fortuna en una Caracas que

apenas contaba con 72 mil 500 habitantes, con una economía débil, producto de una larga

guerra que la empobreció.

El visionario convenció a los inversionistas de que su propuesta no solo traería progreso,

sino que pronto se convertiría en un buen negocio. No estaba equivocado.

El crecimiento de La EDC trajo consigo la construcción de dos nuevas plantas: “Los

Naranjos” y “La Lira”. Pero los veranos fuertes y prolongados producen fallas en el

servicio por la falta de agua. Para hacerle frente al déficit estacional, los directivos

decidieron crear plantas con diques de almacenamiento, aprovechando el río Mamo del

litoral central. Nacieron entonces las plantas de “Caoma”, “Marapa” y “Mamo”. También

se construyeron la planta de “Curupao”, cerca de Guarenas. Y en 1933 se creó la primera

línea de 69.000 voltios desde Curupao hasta Caracas.

Otra de las grandes inversiones fue el cambio de frecuencia de 50 a 60 Hz, imprescindible

para poder formar parte del Sistema Interconectado Nacional, de acuerdo con el contrato

suscrito en 1966 con la Corporación Venezolana de Guayana (CVG).

La empresa tuvo que cambiar los equipos europeos con los que siempre operó, por los

modernos equipos estadounidenses. El proceso culminó exitosamente en 1969, pero

requirió largos estudios y una importante inversión en equipos, pues durante aquellos tres

años de transición se mantuvieron generadores de ambas frecuencias.

Posteriormente, ya bajo la gerencia conjunta de Oscar Machado Zuloaga (sobrino-nieto del

fundador) y Ricardo Zuloaga Pérez, entró en funcionamiento la central termoeléctrica de

“Tacoa” que, a pesar de su complejidad, operó sin accidentes mayores, hasta que sufrió un

voraz incendio el 19 de diciembre de 1982.

5

Para el año 2000, la EDC fue líder en el mercado bursátil venezolano; fue, además, la

compañía de mayor distribución accionaria, nacional y extranjera. Pero el mercado

respondió con nerviosismo ante la política de reformas que emprendió el presidente Hugo

Chávez, lo que provocó un retroceso en el valor de la acción de la empresa. Esto permitió

que AES Corporation lanzara una Oferta Pública de Adquisición y se apropiara de 87% de

las acciones de la EDC.

El control extranjero no duró mucho: en febrero de 2007, el presidente Chávez anunció que

el Estado debía reservarse las actividades de generación y transmisión de energía eléctrica.

Mediante un memorando de entendimiento entre AES Electricidad de Caracas y el

Gobierno, se acuerda que Pdvsa sea el ente que adquiriera más de 82% de las acciones de

AES Electricidad de Caracas, por una suma de 739,26 millones de dólares.

En mayo de 2007 culminó la Oferta Pública de Toma de Control sobre las acciones de

AES, mediante la cual el Estado venezolano pasó a contar con casi el 93% del total

accionario de la compañía.

Desde el 14 de junio de 2007, la empresa pasó así oficialmente a manos del Estado:

recuperaron el nombre de “C. A. La Electricidad de Caracas”, se designó la nueva Junta

Directiva y se le asignó estratégicamente la responsabilidad de incorporar a su área servida

los estados Aragua, Miranda y Nueva Esparta.

En 2009 el Ejecutivo Nacional realizó una inversión de 600 millones de dólares para la

apertura de nuevas plantas eléctricas en los Valles del Tuy y en el estado Vargas. Se trató

de un plan de 16 meses, con una inversión total superior a los 1 mil millones de dólares,

con la intención de brindarle a Caracas un servicio eléctrico potente, autónomo y sin

interrupciones.

Sin embargo, las fallas en el servicio fueron frecuentes desde mediados de 2008 hasta

finales de 2010. “Si no se hubiese presentado el más severo y prolongado verano en la

historia de Venezuela, no se hubiese producido esa crisis”, señaló Alí Rodríguez Araque, a

principios de 2011.

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Ante el escepticismo de muchos, el ministro declaró que el sistema eléctrico nacional se

recuperó gracias a la incorporación de 2.116 megavatios. (Bucarito, 2011).

El Complejo Generador Ricardo Zuloaga recibió el nombre de Complejo Generador Josefa

Joaquina Sánchez Bastidas (C.G.J.J.S.B), en honor a la ilustre heroína guaireña. En julio,

con la visión de reorganizar y unificar el sector eléctrico venezolano a fin de garantizar la

prestación de un servicio eléctrico confiable, incluyente y con sentido social, nació la

Empresa Eléctrica Socialista, adscrita al Ministerio del Poder Popular de Energía Eléctrica

llamada Corporación Eléctrica Nacional (CORPOELEC), mediante un decreto presidencial.

Para el año 2009 ante la creciente demanda y las exigencias del Sistema Eléctrico Nacional,

SEN, el Ejecutivo Nacional creó al Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica

MPPEE, el 21 de octubre, teniendo entre sus funciones ser la máxima autoridad de

CORPOELEC. MPPEE, establece el 30 de diciembre de 2011 como la fecha tope para la

integración definitiva de las empresas. Como parte de la política de mejoramiento del SEN,

el Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica, a través de CORPOELEC,

comenzó la construcción de la Planta Picure en el Complejo Generador Josefa Joaquina

Sánchez Bastidas, ver Figura Nº 1.

Figura Nº 1. Planta Picure en proceso de construcción.

Para el año 2011 la obra está concluida. CORPOELEC siguiendo lineamientos del

Comandante Presidente de la República Bolivariana de Venezuela, Hugo Rafael Chávez

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Frías y del Alto Mando Eléctrico, ha desarrollado Proyectos de Generación para garantizar

la autonomía del suministro del fluido eléctrico a la Ciudad Capital, sin dependencia de la

capacidad del Gurí, estrategia que se denominó Plan de Aseguramiento del Servicio

Eléctrico en la Gran Caracas, en el cual se incluyó la Planta Picure, incrementando en 134

MW la capacidad de generación del Complejo Generador Josefa Joaquina Sánchez

Bastidas.

La planta Picure está compuesta por 4 equipos generadores eléctricos, entre ellas se

encuentra la unidad 300 y 400 con un aporte de 22 MW cada una, y la unidad 100 y 200

que aportan 45MW cada una, con una generación eléctrica total de 134 MW. Cabe

mencionar que esta Planta Picure está reemplazando la energía eléctrica que suministraba

Planta Arrecifes (hoy en día desincorporada).

Características de las Unidades 100 y 200.

• Fabricante: General Electric

• Modelo: GE LM6000 PC Sprint

• Potencia ISO: 45 MW Con Sistema Sprint ISO. En sitio 42 MW Con Sistema Sprint

c/u.

• Frecuencia: 60Hz

• RPM: 3600 rpm

• Combustible: Gas Natural

• Son equipos nuevos, adquiridos en mercado secundario:

• La unidad Picure 2, fue adquirida a la empresa Derwick Associates S.A.

• La unidad Picure 1, fue adquirida a la empresa Brown’s Equipment Trader.

Características de las Unidades 300 y 400.

• Fabricante: General Electric

• Modelo: GE LM2500 PE

• Potencia ISO: 22,5 MW. En sitio 20 MW c/u.

• Frecuencia: 50Hz adaptados a 60 Hz

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• RPM: 3.600 rpm

• Combustible: Sistema de Admisión de Combustible DUAL: Gas Natural y Diesel.

Actualmente operando con gas.

• Equipos reacondicionados y rehabilitados a cero horas de operación equivalentes

(HOE) de fecha de fabricación 1990 con 20 años de operación.

• Se adquirieron a la empresa Derwick Associates S.A.

Para el año 2011 en el día 12 y 13 de abril se instalaron en la bahía de Tacoa, las barcazas

de generación eléctrica más grandes del mundo, formando parte del proyecto Planta

Gabarras del Complejo Generador Josefa Joaquina Sánchez Bastidas. Ver Figura Nº2.

Figura Nº2. Barcazas.

El 23 de agosto se inauguraron estas dos unidades de generación de bahía de TACOA, que

llevaron por nombre Josefa Rufina I y Margarita I, estas gabarras flotantes están

compuestas de dos unidades de generación de sistema dual (gas y diesel) que aportan 170

MW cada una, suministrando un total de 340 MW al Sistema Eléctrico Nacional. Altos

niveles de seguridad industrial blindan al Complejo Generador Josefa Joaquina Sánchez

Bastidas.

El 22 de Diciembre, La EDC firmó la reintegración para formar parte de la Corporación

Eléctrica Nacional (CORPOELEC). (MPPEE, 2012)

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El Complejo Generador Josefa Joaquina Sánchez Bastidas, comprende cuatro plantas,

TACOA con 120 MW, Ampliación TACOA con 1.200 MW, Planta Picure con 134 MW,

obteniendo un total generado de 1.454 MW, a esto se le suma 340 MW generado por las

barcazas, las cuales fueron la última inversión realizada por el complejo generador. Lo que

representa un incremento de generación de más de 1.790 MW de energía eléctrica en el

Complejo Generador, lo cual permite suplir parte de la demanda de la Gran Caracas y el

Estado Vargas.

1.2 Misión.

Producir energía eléctrica de forma segura, limpia, confiable y a menor costo;

comprometida a responder las expectativas y necesidades de sus usuarios, trabajadores, y

de la soberanía de la Nación. Contribuyendo así a mejorar la calidad de vida de todos los

venezolanos.

1.3 Visión Estratégica.

Cumplir con el deber social, satisfaciendo las necesidades de todos los venezolanos, e

producir más puestos de trabajo, junto con fortalecer el desarrollo del país.

1.4 Valores.

La seguridad es lo primordial para todos los trabajadores, y visitantes del complejo.

Honrar los compromisos sociales, relacionados con un buen servicio prestado y con la

apertura de nuevos puestos de trabajo.

La excelencia, y eficiencia es lo más destacado de cada trabajador, siendo la

responsabilidad lo más valorado.

10

1.5 Objetivos Estratégicos

Lograr la satisfacción de los clientes mediante un servicio de excelente calidad.

Garantizar la confiabilidad del servicio eléctrico.

Mantener precios que favorezcan al pueblo venezolano.

Lograr un recurso humano idóneo y motivado que satisfaga las necesidades de la

Electricidad de Caracas.

Velar por la protección y conservación de las áreas de interés para la empresa.

1.6 Estructura Organizativa de la institución.

La estructura administrativa de todo el C.G.J.J.S.B se puede apreciar en la Figura Nº3. La

cual contempla las gerencias del complejo. El área resaltada en la Figura Nº3 indica la

Gerencia beneficiada del diseño del plan de mantenimiento preventivo y correctivo a los

sensores electrónicos y de instrumentación.

La Gerencia de Generación, es aquella que planifica la operatividad de las plantas y

administra los recursos de la misma.

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Figura Nº3. Estructura Organizativa del Nuevo Conjunto Generador Josefa Joaquina Sánchez

Bastidas (C.G.J.J.S.B). Fuente: www.laedc.com.ve. Organigrama del Departamento de Mantenimiento Eléctrico, Electrónico e instrumentación. 2008.

La Figura Nº4 resalta la Planta la cual solicitó el plan de mantenimiento, que a su vez está

compuesta de diferentes departamentos, los cuales se pueden apreciar en la Figura Nº5,

donde se resalta el departamento de taller eléctrico y de instrumentación, encargado de las

unidades 100 y 200.

12

Figura Nº4. Estructura Organizativa de la Gerencia Operativa de Generación.

Fuente: www.laedc.com.ve. Organigrama del Departamento de Mantenimiento Eléctrico, Electrónico e instrumentación. 2008.

Figura Nº5. Estructura Organizativa del Nuevo (C.G.J.J.S.B).

1.7. Planteamiento del Problema

Como se mencionó al principio de este capítulo, la Planta Picure nace ante una necesidad

en época de crisis energética, en donde la planificación apresurada, trajo como

consecuencia la necesidad de elaborar los respectivos mantenimientos preventivos y

correctivos a las unidades que componen la Planta Picure, para mejorar la eficiencia de los

equipos.

13

La idea del plan de mantenimiento es: facilitar la búsqueda de información de los

componentes, poder detectar las fallas más rápido, efectuar las correcciones necesarias,

prevenir las posibles eventualidades y efectuar los mantenimientos por el personal técnico

venezolano.

El personal técnico encargado de llevar a cabo los diversos tipos de mantenimientos en el

taller eléctrico de Planta Picure, está conformado por: dos (2) TSU en Electricidad

Industrial, un (1) TSU en Electrónica Industrial y un (1) TSU en el área de Instrumentación

Industrial, éstos apenas están en pleno proceso de adaptación y de aprendizaje de las nuevas

tecnologías adquiridas.

1.8. Objetivo de la investigación.

1.8.1 Objetivo General

Desarrollar un Plan de Mantenimiento Preventivo y Correctivo enfocado en los sensores

electrónicos y de instrumentación, que contemple el periodo a ejecutar los mantenimientos

y los tipos de mantenimiento a efectuarse, cubriendo las necesidades del personal técnico

del taller eléctrico; además, facilitarles el levantamiento de información con respecto a los

sensores que se hallan en la turbina y el generador de las unidades 100 y 200 de la Planta

Picure.

1.8.2 Objetivos Específicos

Identificar todos los componentes electrónicos y de instrumentación envueltos en los

procesos de control.

Familiarización con los diversos planos de diagramas y dibujos de los diversos

sensores, para entender la conexión eléctrica y ubicación de los mismos.

14

Desarrollar un plan de mantenimiento sea preventivo, o correctivo, que se ajuste a la

capacidad de intervención del personal técnico.

1.9 Justificación e Importancia

El personal técnico del taller eléctrico, requiere operar de manera eficiente las unidades que

se encuentran bajo su administración. Dentro de su ideal, se desea generar planes

preventivos y correctivos para disminuir el margen de eventualidades indeseables y

corregirlas en el menor tiempo posible. Algunos de los beneficios de estos mantenimientos

serán:

1.9.1 Beneficios de Mantenimiento Preventivo

Ahorrar en gastos monetarios, ya que al planificar un mantenimiento preventivo, se

frena el deterioro del equipo y alargas su vida útil. Evitando comprar equipos de reemplazo

a corto plazo.

La Programación de actividades específicas para cada anomalía o situación que pueda

presentarse en función a un tiempo determinado.

1.9.2 Beneficios de Mantenimiento Correctivo

Corregir un mal funcionamiento producto de fallas inesperadas.

Acelerar el tiempo de solución de la falla.

Minimizar el impacto que pueda causar una falla en el sistema.

1.10 Alcance y limitaciones

1.10.1 Alcance

El mantenimiento está dirigido a los sensores electrónicos y de instrumentación, por ser la

necesidad primordial para los técnicos de la Planta Picure, dado que requerían nuevas

15

herramientas para efectuar sus labores de manera más eficiente y sobre todo, planificar sus

mantenimientos, para llevar un mayor control del equipo.

Los mantenimientos abarcan la limpieza y reemplazo de los sensores, siempre y cuando

estén dentro de los límites expuestos por las garantías de las empresas. Los mantenimientos

cubrirán el área de la turbina y del generador.

1.10.2 Limitaciones

Las unidades LM6000 no se adquirieron directamente del fabricante, General Electric, sino

que se compraron a otras empresas, como Derwick Associates S.A. y Brown's Equipment

Trader. Esto trajo como consecuencia, que se perdiera parte de la garantía que proporciona

GE, y a su vez:

Dificultad para conseguir repuestos (sean mecánicos, electrónicos o de

instrumentación) y recursos consumibles como: aceites especiales para el generador y la

turbina, filtros para el sistema de lubricación y ventilación, entre otros; que a su vez limita

el rango de interacción del personal técnico, con las unidades.

A pesar de que las unidades de gas turbina LM 6000, unidad 100 y 200 son de la

misma familia, los manuales provistos por la empresa Derwick Associates S.A y la empresa

Brown's Equipment Trader, no concuerdan en todo con la disposición eléctrica de los

componentes, y existen casos en donde algunos sensores electrónicos fueron reubicados o

hasta desincorporados sin dejar por escrito estas modificaciones.

Las empresas Derwick Associates S.A y Brown's Equipment Trader proporcionaron

garantía y mantenimiento para ambas máquinas, pero limita la intervención e interacción

con los equipos que posea la unidad. Ya que ambas empresas son muy celosas en cuanto a

compartir sus conocimientos.

16

El programa de mantenimiento, sea preventivo o correctivo, está diseñado para que el

personal técnico venezolano lo pueda llevar a cabo, para ello se tomo en cuenta las

limitaciones de la corporación, sean de índoles financieras, o por déficit de equipos para

efectuar los mantenimientos. Ya que el taller eléctrico no cuenta con todas las herramientas

necesarias para: efectuar las reparaciones y pruebas a los sensores. En el capítulo IV se

menciona los niveles de mantenimientos posibles a efectuar.

17

CAPÍTULO II 2. Marcos Teóricos

La turbina de gas LM6000 de General Electric es una turbina de gas estacionaria que se

deriva de la familia de los motores de reacción CF6. La versión del motor del avión se

denomina motor de turbo ventilador CF6-80C2 y se utiliza para impulsar diversas clases de

aviones comerciales de “gran tamaño” incluyendo el Boeing 747-400.

Las series LM de turbinas de gas (tierra y marítimo) tiene las siguientes unidades: LM500,

LM1500, LM1600, LM2500, LM2500+, LM5000, LM6000 que oscilan en la salida de

energía desde 14 hasta 50 megavatios (MW). (Manual Instructivo Derwick, 2010).

La turbina de gas LM6000 es uno de los mejores motores en el mercado actual de las series

LM; ver Figura Nº6, allí se muestra la turbina LM 6000 unidad 100 ubicada en Planta

Picure.

Figura Nº6. Turbina LM 6000 unidad 100.

18

2.1 Sistemas de la unidad LM6000

La turbina LM6000 está compuesta por varios sistemas, si algunos de estos sistemas

fallase, automáticamente se para la unidad como medida de seguridad; de allí que para

controlar este equipo en su totalidad, hay que monitorear cada uno de los sensores que se

encuentran en los siguientes sistemas:

SISTEMAS DE SOPORTE DE TURBINAS

SISTEMA DE ACEITE LUBRICANTE DE TURBINA

SISTEMA DE GEOMETRÍA VARIABLE

SISTEMA DE INICIO HDRÁULICO

SISTEMA DE COMBUSTIÓN DUAL LM6000

SISTEMA DE AIRE DE COMBUSTIÓN Y DE VENTILACIÓN

SISTEMA DE LAVADO CON AGUA

SISTEMA DE MONITOREO DE VIBRACIÓN

LM6000, SISTEMA DE SUPRESIÓN DE INCENDIO

SISTEMAS ELÉCTRICOS

SISTEMA DE ACEITE LUBRICANTE DEL GENERADOR DE 60Hz

SISTEMA DE CONTROL WOODWARD.

Los sensores están encargado de detectar magnitudes físicas o químicas, para luego

transformar estas magnitudes en variables eléctricas. En algunos casos se necesita conocer

velocidades del equipo, vibraciones, temperaturas y presiones. De allí que se analizarán

algunos de estos sensores.

2.2 Instrumentos de la Turbina

La turbina posee mayor cantidad de sensores, por ser el equipo donde se efectúan los

procesos de mayor riesgo (la combustión), y ser la bomba principal que mueve el generador

para producir la energía eléctrica. Estos sensores se encuentran dispersos en distintas zonas

19

de la turbina, el arreglo provisto por el fabricante es de conectar cada sensor a un panel

especifico como se aprecia en la Figura Nº7, cada panel (panel nº1, nº2, nº3 y nº4) permite

la conexión física del sensor con el exterior de la turbina. Obteniendo un arreglo del

cableado eléctrico de la unidad.

Figura Nº7. Ubicación de los paneles de los sensores.

Fuente: (Derwick, 2009).

El significado de las abreviaciones son mostradas a continuación:

AGB Caja de cambios accesoria CRF Marco trasero del compresor IGV Álabe guía de entrada LVDT Transformador diferencial de variación lineal RTD Detector de temperatura de resistencia TC Termopar TM Motor de torsión TGB Caja de transferencia TRF Marco trasero de la turbina. T48 Temperatura de entrada de la turbina de baja presión. T2 Temperatura de entrada del compresor de baja presión. CHIP DET Detectores de partículas de rodamientos.

20

T 25 Temperatura de descarga del compresor de baja presión. T3 Temperatura de descarga del compresor de alta presión. VBV Álabe de derivación variable. VSV Álabe del estator variable. XNSD Velocidad del rotor de la turbina de baja presión. XN2 Velocidad del rotor de baja presión (no se utiliza más). XN25 Velocidad del rotor de alta presión.

2.2.1 Sensores de velocidad del HPC (Compresor de Alta Presión).

La AGB se encuentra equipada con dos sensores de velocidad resistivos montados en la

sección de la caja de cambios accesoria del ensamblaje de la TGB para detectar la

velocidad del rotor del HPC. Se produce la señal de velocidad al detectar el paso de la

frecuencia de los dientes del engranaje A en un engranaje B recto (Los sensores de

velocidad, están diseñados para detectar una pequeña mueca del rotor cada vez que pasa

por un punto especifico del estator). Los arneses están conectados al panel eléctrico No. 2.

XN25A & XN25B. Ver Figura Nº8. (Manual Instructivo Derwick, 2010).

Figura Nº8. Sensores de Velocidad del Compresor.

21

2.2.2 Sensor de velocidad de la turbina de baja presión.

La LPT tiene dos sensores resistivos que se encuentran montados en el marco trasero de la

turbina en los puntales No. 2 y 9. Este sensor detecta y mide la frecuencia del paso de los

dientes de un anillo en el estator al eje del rotor de la LPT. Cada sensor tiene un conductor

integral que termina en el panel eléctrico No. 4.XNSD. Ver Figura Nº9 y su diagrama

esquemático en el Anexo Nº1. (Manual Instructivo Derwick, 2010).

Figura Nº9. Sensor de velocidad de la turbina.

2.2.3 Sensores de vibración del motor

El motor tiene dos acelerómetros, uno en el CRF y el otro en el TRF. Estos acelerómetros

los protegen de las vibraciones síncronas autoinducidas. Cada sensor puede controlar los

niveles de vibración del rotor de baja y alta velocidad. Cada sensor acelerómetro tiene un

conductor integral que está conectado a uno de los paneles eléctricos: el acelerómetro del

CRF al panel eléctrico No.3 y el acelerómetro del TRF al panel eléctrico No.4. La imagen

de la Figura Nº10 (Sensores de vibración, montaje en el CRF), Muestra su ubicación en la

turbina y apariencia. (Manual Instructivo Derwick, 2010).

22

Figura Nº10. Sensores de vibración, montaje en el CRF.

2.2.3.1 Teoría de funcionamiento del acelerómetro

El acelerómetro es uno de los transductores más versátiles, siendo el más común el

piezoeléctrico por compresión. Éste se basa en que, cuando se comprime un retículo

cristalino piezoeléctrico, se produce una carga eléctrica proporcional a la fuerza aplicada.

Cuando el conjunto es sometido a vibración, el disco piezoeléctrico se ve sometido a una

fuerza variable, proporcional a la aceleración de la masa.

Su uso es común en mantenimiento predictivo, donde se emplea para detectar defectos en

máquinas rotativas y alternativas, detectando por ejemplo, el mal estado de un rodamiento o

cojinete en una etapa temprana antes de que se llegue a la avería. (Raymond A. Jewett,

John W. 2004)

2.2.4 Sistema de Monitoreo de Vibración.

El propósito principal del 3500 Bently Nevada (es un PLC, ver la Figura Nº11. Diagrama

del Sistema de Monitoreo de Vibración) es brindar protección a la maquinaria por medio de

una comparación continúa de los parámetros monitoreados con los puntos de ajuste de las

23

alarmas del motor. Información esencial para el manejo de la máquina, tanto para los

operadores como para el personal de mantenimiento. (GE Energy, 2009).

Figura Nº11. Diagrama del Sistema de Monitoreo de Vibración.

El sistema de monitoreo de vibración produce información sobre la magnitud de las

vibraciones con puntos de ajuste de alarmas y de parada regulables para garantizar la

seguridad del motor y del generador.

En el armazón trasero de la turbina (TRF, por sus siglas en inglés) y el armazón trasero del

compresor (CRF, por sus siglas en inglés), se encuentran los acelerómetros delanteros y

24

traseros. Estos detectores producen formas de onda eléctricas complejas resultantes de la

frecuencia y la amplitud de la vibración del motor. Los módulos de interfaz, instalados

relativamente cerca de los detectores, integran señales de aceleración de 10 mV/g para

obtener señales de aceleramiento de 100 mV/seg de procesamiento de los módulos que se

conectan a la consola de control. La consola está instalada en el panel de control de la

turbina.

Los filtros de alineación reciben las señales de aceleramiento y velocidad de la turbina de

baja presión (LPT, por sus siglas en inglés) y la turbina de alta presión (HPT, por sus siglas

en inglés). Los filtros de alineación presentan los componentes de aceleramiento asociados

con la velocidad de las dos turbinas en las pantallas del panel frontal.

En resumen, se producen cuatro señales de aceleramiento: una de cada acelerómetro,

filtradas en las velocidades XN25 y XNSD. Se las registran de esta forma:

Aceleramiento de vibración del motor (delantero) a la velocidad del compresor de

alta presión.

Aceleramiento de vibración del motor (trasero) a la velocidad del compresor de

alta presión.

Aceleramiento de vibración del motor (delantero) a la velocidad de la turbina de

potencia (turbina de baja presión/compresor de baja presión).

Aceleramiento de vibración del motor (trasero) a la velocidad de la turbina de

potencia (turbina de baja presión/compresor de baja presión).

2.2.5 Temperatura de entrada del LPC (T2).

El motor tiene una sonda para medir la temperatura de entrada del LPC (T2). La sonda

contiene un detector de temperatura resistivo (RTD) de doble elemento, con un conductor

integral que termina en el panel eléctrico No.1. La sonda se encuentra ubicada en la caja de

25

los IGV/VIGV que contiene las provisiones para una segunda sonda opcional. Para una

mayor comprensión del sensor, ver Figura Nº12. (Manual Instructivo Derwick, 2010).

Figura Nº12. Temperatura de entrada del LPC (T2).

2.2.6 Presión y temperatura de entrada del HPC (T25 y P25).

El motor tiene una sonda para medir la temperatura total de entrada del HPC (T25) la

presión total de entrada (P25) del HPC. La sonda contiene un detector de temperatura de

resistencia (RTD) de doble elemento con un conductor integral que termina en el panel

eléctrico No.2. Las sondas capaces de tomar las magnitudes son las que se aprecian en la

Figura Nº13. (Manual Instructivo Derwick, 2010).

26

Figura Nº13. Presión y temperatura de entrada del HPC (T25 y P25).

2.2.7 Presión y temperatura de entrada del HPC (T3 y PS3).

Ya que se desea conocer las magnitudes de los fenómenos que ocurren dentro del

compresor de alta presión, tenemos otros sensores denominados T3 y PS3. Ver la Figura

Nº14. (Manual Instructivo Derwick, 2010).

Figura Nº14. Temperatura y Presión de descarga del compresor de HP (T3 y PS3).

2.2.8 Sensores de Llamas.

Un sensor de llamas ultravioletas detecta la presencia o pérdida de la llama en el sistema de

combustión del motor para un uso lógico del sistema de control en secuenciación y

27

monitoreo. El diagrama mecánico del sensor se muestra en el Anexo Nº2. Sensores de

Llamas.

El hardware del sensor de llama tiene dos ensamblajes del sensor ultravioleta y dos

ensamblajes de una ventana de visión de llama montados en dos agujeros en el marco

trasero del compresor, ver Figura Nº15. Los sensores de llama vienen equipados con

conductores integrales, los cuales se encuentran conectados directamente al acondicionador

de señal suministrado por el distribuidor. (Derwick, 2009).

Figura Nº15. Sensor de llama (perfil bajo) y Soporte de montaje del sensor de llamas.

2.2.9 Sensor de la temperatura de entrada de la turbina de baja presión (T48).

Hay ocho sondas termopar separadas con recubrimiento de aleaciones de cromo y aluminio

(tipo K), que se instalan en la caja del estator de la LPT para detectar la temperatura de

entrada de la LPT. Hay dos arneses flexibles, cada uno conectado a las cuatro sondas, están

conectados con los conectores del panel eléctrico No.4. Ver Figura Nº16 y su diagrama

esquemático se encuentra en el Anexo Nº3. (Manual Instructivo Derwick, 2010).

28

Figura Nº16. Sensor de temperatura (tipo K).

2.2.10 Sensor de la presión total de entrada de la turbina (P48).

El motor incluye la sonda de presión total de gas de entrada de la LPT (P48) que se

encuentra ubicada en la caja del estator de la LPT. Los conductos de interconexión entre la

sonda P48 y el controlador de equilibrio de empuje se encuentran montado en el panel

eléctrico No.4. La conexión de la toma del transductor se encuentra ubicada en el bloque

del controlador. Ver Figura Nº17 y su diagrama esquemático se encuentra en el Anexo

Nº4. (Manual Instructivo Derwick, 2010).

Figura Nº17. Sensor de Presión (P48).

29

2.2.11 Sensores de la bomba de aceite lubricante

Hay siete RTD de platino doble como equipo estándar en el motor para la medición del

suministro de aceite lubricante y la temperatura del aceite del barrido. Los RTD detectan

las temperaturas del suministro de lubricante de los rodamientos y barren los colectores

individuales (AGB), TGB A, colectores B, C, D, y E. Los cables para estos RTD están

conectados al panel eléctrico No.2.

El motor se encuentra equipado con sensores de lectura de chips a distancia eléctricos o

magnéticos en la TGB, el colector A, B y líneas comunes de retorno del barrido. Cada

sensor de chip estándar indica la recolección de chips cuando la resistencia del sensor

disminuye. Los conductores del sensor de chips están conectados al panel eléctrico No.2.

Ver Figura Nº18. (Manual Instructivo Derwick, 2010).

Figura Nº18. Bomba de aceite lubricante.

30

Con esta parte, culmina el estudio conceptual de los sensores envueltos en los sistemas de

las unidades LM6000. Ahora se mostrará a donde viajaran las lecturas obtenidas por los

sensores, los diversos usos que se le dan a estas señales y donde se toman las acciones a

efectuarse ante eventos inesperados.

2.3 Equipo de Montaje de Cuarto de Control.

El envasado del conjunto LM6000, incluye un panel de control generador de turbina (TCP),

sistema relé de protección del generador digital, centro de control del motor de 480V

(MCC) y sistemas de baterías de 24 y 125-VDC, que incluyen los cargadores y bastidores

de batería. Ver Figura Nº19. (Manual Instructivo Derwick, 2010).

Figura Nº19. MCC de la unidad 100 y 200 LM6000.

2.3.1 Panel de control de la turbina.

El Panel de control del turbogenerador (PCT) o Panel Control de la Turbina (TCP) y el

Panel de control del generador (PCG) son el punto focal para el funcionamiento del sistema

del generador de la turbina de gas. Los paneles usan electrónica de estado sólido y están

instalados en un cuarto de control local (MCC) cerca del generador de la turbina de gas.

31

Los PCT (o TCP) y PCG incluyen lo siguiente:

Un secuenciador y control digital de combustible basados en un microprocesador

Woodward MicroNet.

Monitor digital de vibración.

Sistema de relé protector del generador M-3425 digital multifunción.

Regulador digital de voltaje automático/manual.

Sincronización automática y manual.

Medidor digital multifuncional de valores de energía eléctrica.

Interfaz hombre-máquina que proporciona “pantallas” gráficas.

Botones e interruptores de control para el operador.

Salida en serie y puerto de datos Ethernet para el sistema de recogida de datos del

cliente.

Puerto paralelo para la impresora.

2.3.1.1 MicroNet Woodward.

El sistema de control del turbogenerador detecta los parámetros del generador y del motor

de la turbina; responde a las órdenes del operador, realiza el manejo de combustible, el

arranque, la secuencia de apagado y la sincronización del generador de energía eléctrica.

La unidad también detecta condiciones inseguras, genera alarmas y apaga el motor cuando

es necesario para evitar que el personal o el equipo entren en peligro.

Para iniciar o detener el motor de la turbina a gas o cambiar el modo de operación, se debe

cumplir una secuencia que tiene en cuenta la confiabilidad del motor y la seguridad del

personal. Antes del arranque, los ventiladores y las bombas de aceite lubricante deben estar

funcionando, se debe verificar el estado del subsistema de arranque y el motor. Se deben

brindar las selecciones del modo del operador y la autorización de arranque.

32

Una vez iniciado el arranque, se debe proseguir con la inicialización del sistema de

combustible, se deben cumplir los intervalos de arranque y calentamiento antes de que se le

permita acelerar al motor. Luego se debe establecer sincronismo con la barra colectora de

alimentación eléctrica de acometida y se debe cerrar el disyuntor de salida del generador.

Estas operaciones secuenciales son controladas por el sistema de control del

turbogenerador.

El sistema de control MicroNet implementa el sistema de operación en tiempo real de

Woodward (MicroNet y Woodward son empresas que fabrican módulos programables para

diversas funciones y manejan diferentes tecnologías; sin embargo, la turbina LM6000 opera

con tecnología de ambas empresas), ver Figura Nº20 y Figura Nº21, estos son equipos de

control de la turbina y del generador.

El control se basa en una interrupción de 5 milisegundos (el Temporizador Multifunción o

MFT, por sus siglas en inglés). El sistema operativo programa tareas de aplicaciones y

controla algoritmos al inicio de cada MFT. En la programación de aplicaciones, cada parte

o función de la aplicación se ejecuta en un múltiplo programado del MFT llamado grupo de

tasa o RG, por sus siglas en inglés. De esta forma, todas las tareas o funciones de control se

implementan exactamente en el momento programado, lo que permite tener dinámicas de

control precisas y consistentes. La herramienta utilizada para desarrollar este programa es

el Graphical Application Program (GAP). GAP es un programa basado en Windows

desarrollado por Woodward que usa bloques estándar para desarrollar una aplicación.

(Manual Instructivo Derwick, 2010).

33

Figura Nº20. MicroNet Woodward.

Figura Nº21. Típicos Módulos E/S Woodward Linknet.

2.4 Sala de Control Remota

La información proveniente de los sensores, viaja hasta los PLC (Controlador Lógico

Programable) que se encuentran en el TCP (Turbine Control Panel) y a su vez el TCP está

34

dentro del MCC. Los PLC están programados para procesar la información obtenida de los

sensores, para luego ser transmitida a la sala de control remota o local, y además están

programados para tomar acciones ante eventos inesperados; en algunos casos disparan la

unidad, en otros casos, se limitan a generar alarmas a los operadores que se hallan en la sala

de control remota o local. Ver Figura Nº22.

Estas alarmas son útiles para analizar y ubicar las fallas asociadas a un proceso o sistema de

la unidad, más adelante observaremos algunas capturas de las alarmas.

Figura Nº22. Parámetros de los procesos de las unidades LM6000 y LM2500.

Los operadores desde su sala de control remota o local, están encargados de la supervisión

y monitoreo constante de las unidades de Planta Picure. También son los encargados del

encendido y apagado de las mismas, y de realizar las maniobras necesarias ante una

eventualidad. Cuando se presenta una falla que requiere un mantenimiento, los operadores

proceden a llamar al taller eléctrico, los cuales corrigen el desperfecto. Ver Figura Nº23.

35

Figura Nº23. Sala de control remota de Planta Picure.

2.4.1 Pantallas del Operador.

La interfaz del operador está diseñada para mostrar de manera amigable las mediciones de

cada uno de los sensores conectados a la unidad LM 6000 y su ubicación en la misma.

Tomando como ejemplo la Figura Nº24. Se señala en óvalos de color blanco cada uno de

los sensores que se encuentran en buen estado y de amarillo los defectuosos, además cada

óvalo posee una respectiva sigla, la cual indica el tipo de sensor se encuentra allí, y si se

observan las letras de color azul, hay una breve reseña de la zona a la cual se está haciendo

la medición; además al lado de los óvalos indican en letras de color blanco las magnitudes

de la presión que hay en esa zona determinada.

36

Figura Nº24. Pantalla de Esquema General de la Turbina.

Otros ejemplos del software de control de los operadores son la Figura Nº25 y Figura

Nº26. En donde se busca presentar de manera grafica, el espacio que se está supervisando y

dar la mayor cantidad de información posible de las operaciones que se llevan a cabo en

dicho sitio.

37

Figura Nº25. Pantalla de Ventilación del Recinto de la Turbina.

Figura Nº26. Pantalla del Recinto del Generador.

38

Otra forma de presentar las magnitudes físicas son los gráficos de barra, ver Figura Nº27 y

Figura Nº28; para ambas pantallas existe el factor común de comparar las mediciones de

una misma magnitud, pero en diferentes puntos para obtener una lectura más precisa.

Figura Nº27. Pantalla de Temperatura T48.

Figura Nº28. Pantalla del Vibración.

39

Para atacar cualquier falla se requiere conocimiento y manipulación de varios planos,

algunos de estos planos son los que se muestran a continuación.

2.5 Planos.

Para poder detectar fallas, entender procesos, y ubicar ciertos equipos de las unidades

LM6000, se requiere un estudio amplio de los diversos planos, para ello contamos con 2

grupos de manuales. El grupo Derwick, y los del grupo Calpine, ver Figura Nº29. Ambos

grupos muestran las funciones y especificaciones de las máquinas. Tocan diversos planos

como: estructurales, del cableado, de los mantenimientos y operaciones del equipo, entre

otros.

Figura Nº29. Manual de Mantenimiento y Operación LM6000, Derwick y Calpine.

Ambos grupos de manuales sea Calpine o Derwick van dirigidos para las unidades 100 y

200, tienen diferente presentación pero poseen casi la misma información, cada grupo de

manual fue provisto por la empresa a la cual se le efectuó la compra.

40

Los dibujos del sistema mecánico provistos en los manuales de GE incluyen información

de diseño e ingeniería y del punto de ajuste de dispositivos mecánicos de los aparatos y

subsistemas. Los dibujos del sistema eléctrico en cambio muestran una interconexión entre

los dispositivos y especificaciones del control por bucles utilizados en el equipo y sus

subsistemas. A continuación se muestra parte de la información correspondiente a los

diferentes tipos de dibujos del sistema eléctrico como: Diagramas de Interconexión de

Cableado, Diagramas de 1 y 3 Líneas, Diagramas de Cableado y Diagramas del Sistema de

Cableado.

2.5.1 Tipos de Dibujos del Sistema Mecánico.

2.5.1.1 Dibujos Generales del Sistema.

Proporcionan isometría, planos de elevación y datos de la configuración física de las piezas

más importantes en el equipo, incluyendo la información e instalación de interconexión e

interfaz de la plataforma y de la superficie ocupada. En los dibujos generales del sistema se

encontrará información acerca del tamaño y las dimensiones reales de las mayores piezas

del equipo. (Manual Instructivo Derwick, 2010).

2.5.1.2 Diagramas de Flujo e Instrumento.

Definen las características de flujo, los permisos de arranque, los puntos de configuración

del dispositivo y datos de control de lógica. Los requisitos de filtración, el límite de presión

y las respuestas de cierre están identificados en estos dibujos de diagramas de flujo e

instrumento, junto con el cableado y los diagramas de cableado del sistema; estos dibujos

definen cada sistema y sus elementos relacionados. (Manual Instructivo Derwick, 2010).

Los dibujos de instrumento y flujo también incluyen las listas de materiales que identifican

cada elemento por número de etiqueta, descripción del dispositivo, fabricante y número de

parte. Un ejemplo de esto se aprecia en la Figura Nº30 y Figura Nº31.

41

Figura Nº30. Trazado de Flujo e Instrumento.

Figura Nº31. Listados de Materiales.

42

2.5.1.2 Diagramas de Instrumentos

Identifican los dispositivos que fueron entrelazados a un sistema software de control, el

cual responde a condiciones que se encuentran fuera del límite de tolerancia, activando

alarmas e iniciando cortes a todo el sistema siempre que corresponda.

Los diagramas de instrumento también proveen de forma superficial la ubicación de los

sensores que operan en las unidades, e identifican el sistema al cual está relacionado.

2.5.2. Tipos de Dibujos del sistema Eléctrico

2.5.2.1 Diagramas de Cableado

Muestran el sistema eléctrico de manera simplificada desde un extremo a otro de la

instalación, y una interconexión con los dispositivos de control. Los dibujos forman parte

del primer nivel de diagramas de cableado y no proveen información detallada del sistema

eléctrico. Esta información puede encontrarse en los Diagramas del Sistema eléctrico.

2.5.2.2 Diagramas del Sistema de Cableado

Proporcionan información puntual acerca de la interconexión del dispositivo con los

bloques terminales, y desde estos a el sistema de control y al equipo auxiliar que junto con

el sistema de control mantiene la estabilidad del turbogenerador. Estos dibujos muestran en

detalle la conexión del cableado a través de diferentes colores, número de terminación,

número de cable, número de bloque terminal y un dispositivo relacionado con el cierre en el

sistema de control. Ver Figura Nº32 y Figura Nº33.

43

Figura Nº32. Interconexión del cableado.

44

Figura Nº33. Diagramas esquemáticos de control.

2.6 Equipos de medición y herramientas para el mantenimiento.

Analizador de señales HART, Field Communicator 375. El cual permite acoplarse a un

sensor electrónico, y obtener lecturas de lo que él esta censando y calibrarlo. Ver Figura

Nº34.

Figura Nº34. Field Communicator 375.

45

Fluke 725EX, “Multifunction Process Calibrator” y “RTD”. Instrumento dedicado a

calibrar ciertos sensores y a efectuar mediciones. Ver Figura Nº35.

Figura Nº35. Fluke de medición y calibración y RTD.

Megger MIT330. Este equipo es útil para comprobar el estado de conducción en que se

encuentra el cableado de algunos circuitos. Ya que se puede chequear si al alimentar el

cableado se mantiene la conducción optima, o si existe una fuga o puesta a tierra. Ver

Figura Nº36.

Figura Nº36. Megger MIT330.

46

RIS “Rochester Instrument Systems”, este equipo permite calibrar ciertos sensores al

inducirles corriente, su rango de operación es de 4mA-20mA. Ver Figura Nº37.

Figura Nº37. RIS “Rochester Instrument Systems”.

Los limpiadores especiales para los sensores, tarjetas electrónicas, módulos, PLC, entre

otros, son: el limpiador electrónico de seguridad SQ, muy útil para limpiar las impurezas,

suciedad, grasa, polvo, entre otras. Lo mejor de este limpiador es que se evapora al instante,

evitando dejar residuos.

El limpiador WD-40, es otro eficaz para la limpieza, pero dependerá del sensor a limpiar,

ya que este lubrica, y deja un poco de residuo. Parecido a la formula marina.

47

CAPÍTULO III 3. Actividades Desarrolladas

3.1 Capacitación e instrucción.

Durante las primeras 4 semanas, las actividades se basaron en capacitación e instrucción

acerca de los principios básicos del funcionamiento de la turbina, este estudio contaba con

bases teóricas, comprensión de algunos planos de instrumentación de las partes mecánicas,

eléctricas, y electrónicas de las que están compuestas las unidades 100 y 200, algunos

gráficos de operación de la turbina, entre otros. Esta capacitación se llevó a cabo mediante

un estudio completo del paquete de familiarización de la turbina LM 6000 y manuales

Derwick.

3.2 Trabajo de campo.

Una vez completado el curso de entrenamiento básico, comenzó el levantamiento de toda la

información necesaria para la elaboración de los planes de mantenimiento acordes a sus

necesidades y limitaciones. Se participó por el lapso de 4 semanas con el equipo técnico del

taller eléctrico en sus trabajos de mantenimiento; para apreciar sus necesidades, sus puntos

fuertes y débiles al atacar las fallas. Cada falla arrojaba ideas acerca de los tipos de

mantenimientos requeridos, los implementos a usar, donde buscar las fallas y de las

acciones a tomar.

A continuación se mencionan algunas fallas que afectaron al control y monitoreo de la

unidad.

3.2.1 Falla de vibración en la unidad 300.

Se presentaron fallas asociadas a la vibración del eje rotatorio de la turbina,

afortunadamente la máquina no se apagó, pero sí estuvo arrojando alarmas de precaución.

48

A continuación se explica todo lo envuelto en el suceso y todos los pasos requeridos para el

mantenimiento preventivo o correctivo.

Para comenzar, hay que saber que la turbina y el generador al estar en funcionamiento,

poseen cierto grado de vibración, producto de la rotación de los ejes. Estas vibraciones

deben de estar dentro de los valores admitidos por el proveedor.

Cuando estos parámetros son sobrepasados un poco, el Panel de control de la turbina

manda las alarmas a los operadores para que tomen medidas ante dicha situación, y si las

vibraciones superan las alarmas de precaución, el Panel de control de la turbina por medio

de sus software Mark 5 o Mark 6, toma acciones de apagar la unidad como medida de

seguridad.

Los niveles de vibraciones están indicados por las barras de color verde, como se aprecia en

la Figura Nº38, en esa ilustración tenemos vibraciones dentro de los parámetros admisibles

para la unidad, pero cuando estas vibraciones superan los niveles normales de vibración; la

falla se presenta de 2 formas, la primera se observa en la Figura Nº39.

Figura Nº38. Parámetros normales de vibración de turbina y el generador, unidad 300.

49

Si detallamos la Figura Nº39 notaremos como se presentaron altos valores de vibraciones

en un lado específico de la turbina. Compare con la Figura Nº38.

Figura Nº39. Parámetros anormales de Vibración.

La segunda forma de indicar el suceso inesperado, es por medio de los mensajes de alarmas

que aparecen en la parte inferior del monitor, estos mensajes poseen una pequeña

descripción de la falla asociada. Otros comentarios que se ven en el mensaje de alarma son:

la hora del imprevisto, el código de alarma específico, la descripción del suceso. Estas

alarmas pueden indicar una precaución para que el operador tome cartas del asunto o puede

indicar pórque la unidad se apago en un momento determinado, sin intervención del

operador. Ver Figura Nº40.

50

Figura Nº40. Mensaje de alarma de alta vibración en el lado de la turbina.

Para resolver el caso antes descrito, se tuvo que solicitar una parada de la unidad 300. Para

ello se solicita a Despacho (que es el ente encargado del suministro energético de la

Nación), que permita el desacople de la unidad 300 de la red energética, de esta manera se

detuvo el equipo para realizar el mantenimiento requerido. La unidad LM2500 y LM6000

son diferentes, pero ambas operan bajo los mismo principios, de allí que este ejemplo es

aplicable a los sensores de la unidad LM6000.

Mientras se realizaban los trámites legales pertinentes para solicitar la parada de la

máquina, el equipo del taller eléctrico efectuó varios pasos para solventar el problema.

3.2.1.1 Pasos para detectar fallas.

Primero se revisan las alarmas presentadas en los monitores de los operadores, para

tener una pequeña descripción del problema.

51

Luego se procede a realizar un levantamiento de toda la información asociada al

transmisor o sensor afectado. Para ello hay que revisar en los manuales en ingles.

Después al tener toda la información necesaria, se procede a ubicar el sensor en físico

y a partir de allí usando la pinza amperimétrica, equipos como el RIS “SUPERCAL II”

(“ROCHESTER INSTRUMENT SYSTEMS”), el “MEGGER” y un multímetro, van

revisando por etapas todo el recorrido desde el sensor, hasta el equipo de montaje de cuarto

de control (MCC).

Una vez concluido este proceso se pasa a reemplazar las piezas que así lo ameriten, o

se les hace un mantenimiento. Los mantenimientos están mayormente constituidos de

limpiadores dieléctricos como el SQ limpiador electrónico de seguridad, por ser muy

práctico y efectivo, en otros casos se emplean la formula marina, brochas, trapos limpios,

entre otros. Lo que denominaremos mantenimientos de nivel 1 ó Mantenimiento Externo en

el Lugar – Nivel I.

Culminado el mantenimiento requerido, se procede a informar a los operadores que

está lista la unidad, esto a su vez se comunican con su jefe de guardia, el cual se comunica

con despacho y realizan las maniobras pertinentes para el acople y arranque de la unidad.

Volviendo al caso señalado, tras una búsqueda exhaustiva de la falla principal. Se logró

identificar que el problema se originaba en el sensor de vibración y de que éste no había

afectado las otras etapas del recorrido; se pudo detectar porque las unidades poseen

sensores redundantes para ciertas zonas y la falla sólo ocurría en ese lado específico de la

turbina, si hubiera sido una falla real de vibraciones, todo el eje de la turbina habría

presentado picos de vibraciones a lo largo del eje y no solo en un área específica. Además

las vibraciones aparecían y luego volvían a la normalidad, lo cual indicaba falla en el

sensor. Ver Figura Nº41. El reemplazo de este sensor, culmino con las reparaciones

pertinentes.

52

Figura Nº41. Sensor de vibración afectado.

Se hace mención de este caso a pesar de ser de la unidad 300 de la serie de gas turbina

LM2500, porque puede ocurrir esta falla en la unidad 100 y 200 del equipo LM6000.

3.2.2 Problemas con los quemadores.

Luego de una parada de mantenimiento mecánico programada a la unidad 100, se procedió

a poner en marcha la unidad, la cual realizó varios procesos previos al arranque, y cuando

la máquina se encontraba lista para el encendido de la chispa o los quemadores de

encendido, una alarma indicaba ausencia de llama; dando como resultado que se apagara la

unidad como medida de seguridad.

Dada la magnitud del problema se comenzó el levantamiento de información, el cual

presentó que el origen de la falla estaba asociado al sistema de encendido (los quemadores),

ver Anexo Nº5.

Al revisar los tramos del cableado, se detectó el problema en el cableado de alimentación

de los quemadores, dando como resultado la ausencia de chispa a la hora de realizar el

encendido. El cable se encontraba partido. Ver Figura Nº42. Con la reconexión del

cableado y un par de empalmes se logro corregir la falla y poner en marcha la unidad.

53

Figura Nº42. Cable de alimentación de los quemadores.

3.2.3 Problemas con sensor de temperatura, fallas en la lectura.

En la pantalla de los operadores aparecen las alarmas ante una eventualidad, como se

explicó en la sección 3.2.1. Pero cuando un sensor está fallando, se acciona otro mecanismo

como se aprecia en la Figura Nº43, observe el óvalo amarillo que se aprecia en la parte

inferior derecha de la imagen, estos sensores se iluminan de color amarillo cuando están

presentando fallas o cuando se han dañado. Para este caso, el sensor no estaba dando unas

lecturas correctas. Ya que la temperatura para el sitio donde estaba operando son de 88-

110°F, el tener una lectura de 60°F indica que el sensor está en mal funcionamiento.

54

Figura Nº43. Sensores del sistema de ventilacion de la turbina y generador.

Ante esta situación se procedió hacer los pasos pertinentes (ver 3.2.1.1 Pasos para

detectar fallas), y se logró corroborar que las condiciones ambientales a la que estaba

expuesto el componente, lo habían afectado. Ver Figura Nº44.

55

Figura Nº44. Sensor de temperatura.

Para corregir este problema, se procedió a realizar un cambio momentáneo del sensor, para

evaluar la condición del que estaba funcionando y de ver qué soluciones habían.

Actualmente la Planta Picure no cuenta con repuestos de todos los componentes, de allí que

se desea recuperar cada equipo con la menor pérdida posible. Afortunadamente se pudo

reemplazar el componente sin tener que apagar la unidad.

Mientras tanto en el taller se efectuaba la limpieza del componente usando los quimicos

pertientes, y se le efectuaron pruebas necesarias para observar su capacidad de trabajo. Las

pruebas se efectuaron por medio del equipo JOFRA ITC-650 A, este equipo permite calibrar

los instrumentos de temperatura. Ver Figura Nº45.

56

Figura Nº45. Pruebas de temperatura, equipo JOFRA ITC-650 A.

El resultado de las pruebas, demostró que las condiciones ambientales habían afectado los

contactos del equipo y que los limpiadores dieléctricos pudieron recuperar el sensor,

obteniendo una mejor lectura.

57

CAPÍTULO IV

4. Plan de mantenimiento preventivo y correctivo a los sensores electrónicos y de

instrumentación.

Tras una revisión completa de todos los manuales de la unidad 100 y 200 se comprobó que

para la compañía General Electric GE, el único mantenimiento que existe para los

sensores, es de tipo correctivo; efectuándose el reemplazo de los sensores dañados o

defectuosos. Sus políticas son de fabricar un producto de larga duración y cuando este falle,

inmediatamente la acción a tomar es desincorporarlo y reemplazarlo. En cambio la política

de la Planta es, alargar la vida útil de los equipos, minimizando las pérdidas materiales y

del tiempo en que se lleva adquirir estos reemplazos.

4.1 Pasos para efectuar un buen mantenimiento

Para ello es necesario tener presente 3 aspectos:

Tener conocimientos de la ubicación de los sensores, comprender su diagrama de

conexión eléctrica (desde el sensor hasta la MCC) y tener diagramas esquemáticos de su

desarme e instalación.

Conocer los parámetros de operación de los sensores.

El nivel de inspección a efectuar, los mantenimientos a realizar sea preventivo o

correctivo y del período a llevarlos a cabo.

Desglosando esos puntos tenemos:

4.1.1 Paso 1. Se usa como referencia los manuales Derwick. A la hora de realizar el

levantamiento de la información, resulta útil revisar los siguientes manuales:

58

LM6000 Unit 100 & 200 Volume II Drawings, LM6000 Unit 100 & 200 Volume IIa

Drawings, LM6000 Unit 100 & 200 Volume IV GEK105059 Operation & Maintenance, y

el LM6000 Unit 100 & 200 Volume IVa GEK105059 Operation & Maintenance; que

proporciona información detallada de la ubicación, y recorrido de los sensores.

Los siguientes índices, están tomados de los manuales antes descritos y se resalta en

negrilla las partes convenientes a revisar para los mantenimientos.

LM6000 Unit 100 & 200 Volume II Drawings

4. Drawings

4.00 Drawing Index

4.01 GA or Foundation

4.02 Flow and Instrument Diagram

4.02 Flow and Instrument Diagram

Flow and Instrument Diagram, Fuel System 7220409-571260

Flow and Instrument Diagram, Hydraulic Start System 7220409-571232

Flow and Instrument Diagram, Mineral Lube Oil System 7220409-571248

Flow and Instrument Diagram, Sprint System, Main Unit 7220409-571268

Flow and Instrument Diagram, Sprint System, Sprint Skid 7220409-571270

Flow and Instrument Diagram, Turbine Lube Oil System 7220409-571244

Flow and Instrument Diagram, Ventilation and Combustion Air System 7220409-571239

Flow and Instrument Diagram, Water Injection Pump 7220409-571269

Flow and Instrument Diagram, Water Wash System 7220409-571262

Instrumentation Diagram, Auxiliary Systems 7220409-571272

4.03 One-Line or Plan and Elevation

4.04 Interconnect Diagrams

4.04 Interconnect Diagrams

Interconnect Cable Schedule 7220409-730009

Interconnect Plan Electrical 7220409-730006

Interconnect Wiring Diagram Customer 7220409-730007

59

4.05 Schematics

4.05 Schematics

Area Classification Drawing Main Unit 7220409-730690

Area Classification Report 7220409-730691

Schedule, Motor Control Center 7220409-730035

Schematic Diagram, Analog Control 7220409-730048

Schematic Diagram, Circuit Breaker Control 7220409-730041

Schematic Diagram, Discrete Control 7220409-730047

LM6000 Unit 100 & 200 Volume IIa Drawings

4.05 Schematics (continued)

4.05 Schematics (continued)

Schematic Diagram, Motor Control Center 7220409-730044

System Schematic, Communication 7220409-730934

System Schematic, Generator Excitation 7220409-730037

System Schematic, Lighting and Distribution 7220409-730930

System Schematic, Vibration 7220409-730932

4.06 Wiring Diagrams

4.07 Worksheets

4.07 Worksheets

Automatic Voltage Regulator Settings - IEEE Model GE AVR EX2100 7220409-730970

DMMF Settings 7220409-730962

Genrou Generator Model Data Sheet 7220409-730971

IGPS Settings 7220409-730964

SPM Digital Synchnizer Setting 7220409-730966

Worksheet, Control System 7220409-730146

4.08 Lifting and Shipping

4.09 Symbols and Misc

60

4.09 Symbols and Misc

Electrical Symbols, Abbreviations And, Reference Data 7220409-730005

Flow and Equipment Symbols Mechanical 7220409-571231

Nameplate List Engraving Schedule and Switch Development 7220409-730013

4.10 Supplier Drawing – PKG

4.10 Supplier Drawing - PKG

FKI - Brush

Electrical Data Sheet 130628-16-612S-

120R

Wilson Fire Equipment and Service

Fire Protection System - Interconnect Wiring IW-1085

Fire Protection System - Logic Flow Diagram LFD-1085

Fire Protection System - System Wiring SW-1085

LM6000 Unit 100 & 200 Volume IV GEK105059 Operation & Maintenance

LM6000 Unit 100 & 200 Volume IVa GEK105059 Operation & Maintenance

4.1.2 Paso 2, Por medio del uso de las tablas de los parámetros de operación descritos por

el fabricante, se puede verificar: el estado de operación de los componentes (supervisar el

grado de deterioro del sensor) y el desenvolvimiento de la unidad (verificar que la unidad

opera sin riesgo alguno). Estas tablas indican los valores que se deben obtener de cada

sensor al estar operativa la unidad. Ver Tabla 1A y Tabla 1B.

Tabla 1A. Los niveles típicos de funcionamiento Base de carga La eficiencia del generador del

98%, la pérdida de entrada = 4 "H2O, la pérdida de escape de 10" H2O.

Parametros Core Idle SynchronousIdle

Maximum Base Power

Maximum Base

Power SPRINT®

Maximum Operating

Limit MW 0 0 41.5-43.3 48-52 N/A

WF, (Fuel Flow), lb/hr

1,350-1,450 (612-657)

4,000-4,200 (1,814-1,905)

17,000-19,000 (7,711-8,618)

17,000-22,000 (7,727-10,000)

21,800 (9,888)

61

(kg/hr) T2 (Inlet

Temperature), F (C)

59 (15)

59 (15)

59 (15)

59 (15) N/A

P0 (Ambient Inlet Pressure),

psia (kPa)

14.6 (101)

14.4 (99)

14.6 (101)

14.7 (101.3) N/A

T25 (HPC Inlet Temperature), F

(C)

80 to 100 (27 to 38)

180 to 200 (82 to 93)

210 to 230 (99 to 110)

198-218 (92-103) N/A

XN25 (HPC rpm) 6,400-6,700 8,400-8,700 10,300-10,500 10,300-10,553 10,700

XN2 (LPC rpm) 1,650-1,800 3,600 3,600 3,600 3,780 XNSD (LPT

rpm) 1,650-1,800 3,600 3,600 3,600 3,780

PS3 (HPC Discharge Pressure),

psia (kPa)**

50-57 (345-393)

130-143 (896-986)

390-440 (2,689-3,034)

390-455 (2,689-3,137)

442 (3,047)

T3 (HPC Discharge Temp), F

(C) **

360 to 400 (182 to 204)

650 to 750 (343 to 399)

990 to 1,008 (532 to 542)

990-1,001 (532-538)

1,008 (542)

P48 (LPT Inlet Pressure), psia

(kPa)

22-26 (152-179)

37-41 (255-283)

95-105 (655-724)

95-111 (655-765) N/A

T48 (LPT Inlet Temp) F (C) **

725 to 825 (385 to 441)

950 to 1,050 (510 to 566)

1,540 to 1,600 (838 to 871)

1,540-1,579 (838-859)

1,600 (871)

PTB (Thrust Balance

Pressure), psia (kPa) **

16-20 (110-138)

34-38 (234-262)

95-105 (655-724)

95-111 (655-765) N/A

Lube System Oil Supply

Pressure, psig (kPa)

28-40 (193-276)

45-58 (310-400)

63-75 (434-517)

63-75 (434-517)

15 (103) Min

Lube System Oil Supply

Temp, F (C)

140 to 160 (60 to 71)

140 to 160 (60 to 71)

140 to 160 (60 to 71)

140-164 (60-73)

170 (77)

Fuente: LM6000 Unit 100 & 200 Volume IV GEK105059 Operation & Maintenance.

Tabla 1B. Los niveles típicos de funcionamiento Base de carga La eficiencia del generador del 98%, la pérdida de entrada = 4 "H2O, la pérdida de escape de 10" H2O (continuación).

Parameter Core Idle SynchronousIdle

Maximum Base Power

Maximum Base

Power SPRINT®

Maximum Operating

Limit Lube Scavenge Pressure, psig

(kPa)

17-21 (117-145)

18-22 (124-152)

18-23 (124-159)

18-23 (124-159)

100 (689)

62

Lube Scavenge Temp

(A/TGB-Scav), F (C)

150 to 190 (66 to 88)

165 to 205 (74 to 96)

240 to 270 (116 to 132)

240-270 (116-132)

310 (154)

Lube Scavenge Temp

(B-Scav), F (C)

160 to 210 (71 to 99)

210 to 235 (99 to 113)

250 to 290 (121 to 143)

250-290 (121-143)

330 (165)

Lube Scavenge Temp

(C-Scav), F (C)

190 to 225 (88 to 107)

220 to 255 (104 to 124)

290 to 320 (143 to 160)

290-320 (143-160)

340 (171)

Lube Scavenge Temp

(D-Scav), F (C)

150 to 200 (66 to 93)

160 to 220 (71 to 104)

230 to 290 (110 to 143)

230-290 (110-143)

315 (157)

Lube Scavenge Temp

(E-Scav), F (C)

150 to 210 (66 to 99)

160 to 230 (71 to 110)

230 to 290 (110 to 143)

230-290 (110-143)

315 (157)

Lube Scavenge Temp

(TGB-Scav), F (C)

160 to 210 (71 to 99)

200 to240 (93 to 116)

220 to 260 (104 to 127)

220-260 (104-127)

340 (171)

VIGV Position (percent of

stroke) 27-29 27-29 80-93 90-93 102

VSV Position (percent of

stroke) 23-25 40-42 80-93 83-96 102

VBV Position (percent of

stroke) 98-102 83-85 0-3 0-3 102

** Record all sensors. Fuente: LM6000 Unit 100 & 200 Volume IV GEK105059 Operation & Maintenance.

4.1.3 Paso 3, mantenimientos de tipo preventivo y correctivo.

Mantenimiento, se define como la inspección programada de un equipo, el cual se desea

preservar, o reparar según sea el caso, para devolver la unidad a las condiciones óptimas de

servicio.

Existen dos factores que determinan el alcance de las reparaciones bajo este concepto:

1. Corrección de la causa primaria de falla y/o discrepancia y cualquier daño secundario

resultante.

2. Sustitución o reparación de piezas que no cumplan con los criterios de inspección

establecidos definidos en el manual técnico.

63

4.2 Tipos de Mantenimiento en el lugar.

El mantenimiento en el lugar cae en las categorías de mantenimiento preventivo programado

y mantenimiento correctivo no programado.

El mantenimiento preventivo se describe como, el mantenimiento programado basado en las

horas de operación o aquellos programados que coinciden con algún evento, o una

combinación de ambos, o como un resultado de condiciones de vigilancia.

El mantenimiento correctivo se describe como un mantenimiento no programado ejecutado

para corregir un mal funcionamiento como un resultado de fallas o fallas inminentes

detectadas mediante inspección y/o condiciones de vigilancia.

Durante la operación de la unidad LM 6000, se vigilan los parámetros observados en la sala

de control por el operador. Para verificar el funcionamiento de cada uno de los sensores.

La operación de mantenimiento que se efectuará, será el reemplazo de los sensores.

El mantenimiento general está dividido en tres niveles básicos de acuerdo con el nivel de

complejidad y capacidad del taller.

4.2.1 Mantenimiento Externo en el Lugar – Nivel I.

Este es el nivel de mantenimiento más simple y abarca dos categorías:

Mantenimiento Preventivo: Tareas programadas sobre la base de las horas de

funcionamiento del equipamiento o tiempo calendario.

Mantenimiento Correctivo: Tareas no programadas y ejecutadas para corregir un mal

funcionamiento.

64

El mantenimiento externo en el lugar incluye todos los trabajos en el exterior del

equipamiento, además de las inspecciones programadas de los sensores de fácil acceso. Estos

mantenimientos se llevaran a cabo por medio de limpiadores dieléctricos, brochas, sopladora,

y trapos limpios.

4.2.2 Mantenimiento fuera del Lugar – Nivel II (Reparación Media en Taller).

Este nivel de mantenimiento incluye un desarme y reconstrucción completos de los

componentes principales del generador de la turbina. Pocas veces se efectuará este tipo de

mantenimiento, por no poseer todas las herramientas y equipos necesarios.

4.2.3 Mantenimiento fuera del Lugar – Nivel III (Reparación Grande en Taller).

Este alcance del trabajo incluye todos los niveles de mantenimiento, más una reparación

completa del generador de gas, la turbina de potencia o piezas del equipamiento accionado.

En una instalación del Nivel III se requiere una celda de prueba. Para este tipo de

mantenimiento contacte al proveedor.

4.3 Programa de Mantenimiento.

Dado que las unidades LM 6000 unidad 100 y 200, no fueron adquiridas como nuevas. Se

requiere de un plan de mantenimiento rígido, para preservar de la mejor forma posible los

equipos, siempre ajustándose a las posibilidades.

La inspección semanal requerirá aproximadamente de una hora-hombre mientras la unidad

esté en operación. Las tareas del mantenimiento programado se recomiendan a intervalos de

3, 6 y 12 meses, basados en los estándares de la industria aeronáutica.

Los planes de la Tabla 2. Plan de mantenimiento Preventivo del Motor de la Turbina,

Tabla 3. Plan de mantenimiento Preventivo del Motor del Generador y Tabla 4. Plan de

65

mantenimiento Preventivo del Equipo Auxiliar, describen los intervalos de inspección

recomendados para el equipo LM6000. Los códigos de nivel recomendados para el

mantenimiento se definen de la siguiente manera: (1) Nivel I, Reparación Menor; (2) Nivel II,

Reparación Pesada; y (3) Nivel III, Restauración. Los códigos de nivel de mantenimiento se

asignan según el grado de complejidad.

Tabla 2. Plan de mantenimiento Preventivo del Motor de la Turbina.

Item

Control / inspección Requerida

Frecuencia de Inspección

Nivel de Manten.

Observaciones

1 Conductores y Cables

500 Horas I

Controlar la seguridad; controlar la combustión o corrosión en conductores de ignición y los grupos de termocupla.

2 Tapón Magnético (chip detectores)

500 Horas o luego de una falla

interna

I, II, III

Control continuo de acumulación de partículas. También debe controlarse luego de una falla interna del motor.

3 Anillo termocupla 4000 Horas I Controlar la calibración de la termocupla.

4 Transmisiones

Mecánicas (Rodamientos)

4000 Horas I Controlar desgastes.

5 Termocuplas y Cableado

6 Meses o 4000 horas I, II

Primero inspeccionar a las 500 horas, luego a las 1000 horas, luego cada 4000 horas.

6 RPM y Control de Temperatura

6 Meses o 4000 horas I, II Controlar la precisión.

Calibrar si es necesario.

Tabla 3. Plan de mantenimiento Preventivo del Motor del Generador.

Item

Control / inspección Requerida

Frecuencia de Inspección

Nivel de Manten.

Observaciones

1 Señales de Vibración Semanal I

Controlar los indicadores Bently Nevada para la medición de vibraciones.

2 Aislamiento del 1000 Horas, I Requiere megohmmeter de

66

Devanado Rotórico

o cuando sea requerido

500V.

3 Instrumentación

12 Meses u 8000 horas I, II

Calibrado de los indicadores Bently Nevada, presión, y cambios de temperatura.

Tabla 4. Plan de mantenimiento Preventivo del Equipo Auxiliar.

Item

Control / inspección Requerida

Frecuencia de Inspección

Nivel de Manten.

Observaciones

1 Termocuplas 6 Meses o 4000 horas I Controlar conexiones seguras.

2 Panel de Control 6 Meses o 4000 horas I

Controlar la limpieza y conexiones eléctricas seguras.

3 Baterías y

Cargadores de Baterías

6 Meses o 4000 horas I

Reabastecer los electrolitos, controlar densidad relativa, y la limpieza de la cubierta de la batería. Ajustar potenciómetros, flotador y equilibrio, como sea requerido.

4 Detectores Ópticos de

Llamas

6 Meses o 4000 horas I

Derwick Associates S.A. LM 6000 Gas Turbine. Manual GEK105059 Vol. IV y IVa.

5 Instrumentos del Panel de Control

1 Año u 8000 horas

I, II Controlar el correcto

calibrado.

6 Sensores

Eléctricos y Transductores

1 Año u 8000 horas I, II Controlar el correcto

calibrado.

7

Sensores de Gas (Sistema

antillama y protección

antigás)

A determinar por el propietario I, II

GE Energy. LM 6000 Operation & Maintenance Manual Vol. I, II, IV, V y VIII.

67

Para llevar a cabo este plan de mantenimiento de manera efectiva, se requiere de

inspecciones continuas y programadas, para mantener la unidad en condiciones optimas.

Ver Figura Nº46.

Figura Nº46. Inspección Programada de las Unidades.

68

CAPÍTULO V

CONCLUSIONES

Tras finalizar el periodo de las pasantías, se lograron las siguientes metas:

Se comprendió el funcionamiento básico del arranque de la turbina y del generador

de la máquina LM6000.

Se logró identificar los componentes asociados a los procesos de control. Sean

electrónicos: como las tarjetas lógicas de Woodward, MicroNet, o de

instrumentación: como las válvulas reguladoras, y válvulas de apertura y cierre.

Con el estudio de los manuales y la ayuda de cada uno de los técnicos del Taller

Eléctrico, en especial del tecnólogo Guido Gutiérrez y del ingeniero Ángel Méndez,

se adquirió destrezas para ubicar en planos cualquier sensor deseado y conocer su

recorrido desde su ubicación dentro del cuarto de turbina o del cuarto del generador

hasta las tarjetas lógicas; siendo esto parte fundamental en la detección de fallas.

Se mejoraron los procedimientos de levantamiento de información y las acciones a

tomar ante una eventualidad.

El estudio de los manuales de mantenimiento y operación, permitieron observar en

qué estado deben de operar cada sensor, lo cual facilitó el desarrollo de los planes

mantenimientos preventivos y correctivos, que permitieran a los técnicos estar en la

capacidad de tener un mayor control del equipo que opera en la unidad.

A pesar de que las referencias de un manual no coinciden con las del otro. Uno de los

grandes problemas dejado por los proveedores. Se logró interactuar con ambos

grupos de manuales y elaborar un plan de mantenimiento que sirviera para ambos

equipos independientemente de las variaciones que existan entre las unidades.

69

A continuación, se mencionan algunos aprendizajes adquiridos fuera del área programada,

pero que de igual manera están relacionados a las unidades LM 6000.

Se participó en una licitación con los proveedores de General Electric, la cual tuvo

como punto principal obtener piezas mecánicas y consumibles que están asignados

para esta área (filtros para el sistema de aire y combustión, filtros para el sistema de

combustible, entre otros), también se conversaron otros temas como: la

disponibilidad de tarjetas electrónicas y de los diversos sensores, y la actualización

de los sistemas de control Woodward.

Durante los trabajos de campo, se realizaron diversas actividades que a pesar de que

no estaban enfocada al control y monitoreo de la turbina y el generador, formaba

parte de los sistemas que usa la unidad LM6000. Este fue el caso de las compresoras

de gas, las cuales presentaron fallas con el suministro del combustible de gas a las

unidades, fue una falla asociada a los equipos de instrumentación, en especifico las

válvulas reguladoras; estas válvulas controlan el paso del suministro del

combustible y como se encontraban descalibradas no comprimían el gas requerido

para la operación de la turbina. Luego de recalibrar estas válvulas, se restableció el

flujo normal de gas requerido para el funcionamiento.

70

RECOMENDACIONES

Las recomendaciones dadas a continuación, están dirigidas a: corregir los

inconvenientes que hicieron lento el desarrollo de la pasantía y ciertas observaciones para

mejorar el rendimiento de la empresa como fue desarrollado en los capítulos anteriores.

Solicitar a los proveedores de las unidades LM6000 manuales en español, para

facilitar el aprendizaje y el uso de estos.

Elaborar simuladores de las unidades 100 y 200, para los diferentes cuerpos de

mantenimientos (mecánicos, eléctricos, electrónicos y de instrumentación) que trabajan en

los equipos. Pudiendo efectuar pruebas, análisis, chequeos, y maniobras, que en físico

difícilmente se podrían efectuar.

Actualizar los planos de instrumentación, electrónicos y eléctricos de los sistemas, ya

que esto permite mantener un orden de diagnóstico en general, ahorrar tiempo en la

detección de fallas y facilitar la familiarización de nuevo personal con los equipos.

Mantener todos los planos digitalizados.

71

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

Derwick Associates S.A. LM 6000 Gas Turbine. Unit 100 & 200 Manual Volumen I, II y

IIa Drawings. Marzo 2009.

Derwick Associates S.A. LM 6000 Gas Turbine. Unit 100 & 200 Operation & Maintenance

Manual GEK105059 Volumen IV y IVa. Marzo 2009.

GE Energy. LM 6000 Operation & Maintenance Manual Vol. I, II, IV, V y VIII. Edit.

Brown’s Equipment Trader. Febrero 2009.

Manual Instructivo diseñado por DERWICK a través de los manuales de funcionamiento

del turbogenerador LM6000 creados por el fabricante GE Electric. 16 Abril de 2010.

PRODUCTO, Rhona Bucarito. C.A. La Electricidad de Caracas: La gran hazaña. Producto

[en línea]. 13 de abril de 2011. [Fecha de consulta: 21 de mayo de 2012]. Disponible en:

http://www3.producto.com.ve/articulo.php?art=1416&edi=52&ediant=

Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica [en línea]. Historia. Copyright ©

2010-2012. [Fecha de consulta: 24 de junio de 2012]. Disponible en:

http://www.mppee.gob.ve/inicio/ministerio/historia.

Raymond A.; Jewett, John W. Serway. Física para Científicos e Ingenieros (6ª edición).

Brooks/Cole. 2004.

Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica [en línea]. Altos niveles de seguridad

industrial blindan al Complejo Generador Josefa Joaquina Sánchez Bastidas. Copyright ©

2010-2012. [Fecha de consulta: 4 de junio de 2012]. Disponible en:

http://www.mppee.gob.ve/inicio/noticias/energiaelectrica/altos-niveles-de-seguridad-

industrial-blindan-al-complejo-generador-josefa-joaquina-snchez-bastidas.

72

Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica [en línea]. Planta de Generación

Picure (Fases I y II). Copyright © 2010-2012. [Fecha de consulta: 20 de mayo de 2012].

Disponible en: http://www.mppee.gob.ve/inicio/obras-y-proyectos/obras/fichas/planta--de-

generacin-picure-fases-i-y-ii.

Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica [en línea]. Planta Picure, parte del

Complejo Generador Josefa Joaquina Sánchez Bastidas. Copyright © 2010-2012. [Fecha

de consulta: 7 de mayo de 2012]. Disponible en: http://www.mppee.gob.ve/inicio/obras-y-

proyectos/proyectos2/fichas/planta-picure-parte-del-complejo-generador-josefa-joaquina-

snchez-bastidas.

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ANEXOS

Anexo Nº1. Sensor de velocidad XNSD.

Anexo Nº2. Sensores de Llamas.

74

Anexo Nº3. Sensor de temperatura (tipo K).

Anexo Nº4. Sensor de Presión (P48).

75

Anexo Nº5. Desarme del quemador.