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Los beneficios de un enfoque proactivo utilizando las herramientas y estrategias de mantenimiento preventivo y predictivo - ejemplos reales y estudios de caso:

Las turbinas de viento son las centrales eléctricas no tripulados a distancia que, a diferencia de las centrales eléctricas convencionales están muy expuestos, las duras condiciones climáticas muy variables, que van desde la calma a los vientos y las condiciones severas que van desde el calor tropical, el relámpago, el frío ártico, el granizo y la nieve. Además, a causa de estas variaciones externas, las turbinas de viento se someten a cargas en constante cambio, a diferencia de las centrales eléctricas convencionales.

Como resultado de estas condiciones de operación muy variables, hay alta tensión mecánica en las turbinas eólicas sin igual en cualquier otra forma de generación de energía, y por lo tanto exigen un alto grado de mantenimiento para proporcionar una salida de energía rentable y confiable y seguro con el equipo aceptable vida.

Enfoques de mantenimiento en todas las industrias se pueden clasificar en tres grandes grupos:

1. Mantenimiento Reactivo (correr al fracaso)2. Mantenimiento Preventivo (basado en el tiempo)3. Mantenimiento Predictivo (basado en el estado)

La industria eólica utiliza actualmente sólo el mantenimiento reactivo (arreglarlo cuando se rompa) y de mantenimiento preventivo (siguiendo el manual de servicio del fabricante de aerogeneradores), y sin embargo no está bien versado en las nuevas formas de mantenimiento conocidas colectivamente como mantenimiento predictivo, que utiliza alta tecnología tecnologías de monitoreo de condición. Técnicas y estrategias de mantenimiento predictivo son bien conocidos en las industrias más maduras, como en la energía (petróleo y gas) y servicios públicos (carbón y nucleares) sectores, así como en los sectores más importantes de procesamiento de aviones, militar y, y el propósito de esta trabajo es demostrar los beneficios que la industria eólica puede esperar de la adopción de estas técnicas y estrategias de predicción más modernas para el mantenimiento (colectivamente conocidos como "PdM") a partir de estas otras industrias, más maduros.

1. Los estudios que comparan las relatividades de costo / beneficio de los tres enfoques diferentes para el mantenimiento

Como punto de partida para esta discusión, muchos estudios se han hecho a través de una amplia gama de industrias y estos han demostrado de forma concluyente que el primer enfoque (Mantenimiento Reactivo) es el método menos eficaz y más costoso en el largo plazo.

En la industria de la energía eléctrica, se han llevado a cabo estudios de caso detallados y un asociado "Costo de Mantenimiento de Plantas Justificación" en los EE.UU. por el Electric Power Research Institute (EPRI), y éstos muestran los siguientes resultados:

Costos de mantenimiento comparativos (EE.UU. $ / HP / Año)

1. Reactivo: $ 17.002. Preventivo: $ 13.00 (= 24% de reducción de mantenimiento reactivo)3. Predictivo: $ 9.00 (= reducción del 47% de mantenimiento reactivo)

Como se ha señalado, estos estudios por EPRI muestran una reducción general de los costos de mantenimiento de 47% se obtiene generalmente mediante el uso de técnicas de mantenimiento predictivo, en comparación con el enfoque reactivo básico, actualmente favorecidos por la industria eólica.

Además, la patente de marzo, un ingeniero mecánico senior en el Laboratorio de Ingeniería de la Autoridad del Valle de Tennessee (uno de los mayores operadores de instalaciones de generación de energía eléctrica en los EE.UU.), preparó el siguiente resumen sobre la base de los resultados de una encuesta realizada en 1988 multi-industrial de las empresas que habían usado o estaban usando técnicas de mantenimiento predictivo:

Beneficios de mantenimiento predicitive

Mantenimiento Costsreduced 50 a 80% Maquinaria breakdownsreduced 50 a 60% Repuestos inventoriesreduced 20 a 30% Total de la máquina downtimereduced 50 a 80% Las horas extraordinarias expensesreduced 20 a 50% Máquina lifeincreased 20 a 40% En general productivityincreased 20 a 30% Profitincreased 25 a 60%

Costo de Estudio de Beneficios, Sistema de Monitoreo de Condición de EE.UU. Aircraft Carrier Nuclear Fleet (DLI Engineering Corporation):

Planificadores de mantenimiento portaaviones de Estados Unidos han utilizado la información del análisis de la condición Maquinaria ("MCA") programa para definir paquetes de trabajo sobre la disponibilidad desde 1970. DLI Engineering Corporation ha sido el contratista de la Marina de los EE.UU. para el MCA a partir de 1975 y la Fuerza Maquinaria vibración Análisis del buque ("SFMVA") desde 1988. Desde entonces, la información sobre la condición específica de más de 400 piezas de maquinaria rotativa en cada barco se ha determinado y seguido para su uso en la decisión de si la máquina debe ser reparado o reacondicionado, o si el trabajo basado en el tiempo programado se puede aplazar.  Esta información ha hecho que el proceso de mantenimiento y reparación de la planificación más precisa y rentable, y se ha reducido la incidencia de fracasos y el trabajo industrial emergente para estas máquinas.

Total de las pruebas de la máquina: 5659, el costo promedio por prueba de la máquina: $ 161.00

Año: 1977 costo beneficio 18,8 / 1 Año: 1988 costo beneficio 19,0 / 1 Año: 2000 costo beneficio de 19,5 / 1 Año 2001 costo beneficio 20,0 / 1 Año 2002 Costo beneficio 20,9 / 1 Año 2003 costo beneficio 23,0 / 1

2. Estrategias de mantenimiento preventivo y predictivo de las turbinas de viento en un enfoque proactivo para la turbina de viento de Mantenimiento:

Mantenimiento preventivo:Preventiva, o basado en el tiempo, las actividades de mantenimiento deben, como mínimo, deben seguirse de acuerdo con el manual del fabricante de la turbina, completado con elementos adicionales basadas en tiempo prescritos, como resultado de la experiencia del mundo real de la contratista de mantenimiento. Estas actividades generalmente incluyen las visitas de turbinas basadas en el tiempo fijado en intervalos de 6 meses, e incluyen actividades mecánicas tales como las pruebas de nivel de líquidos, engrase, cheques de torque de los pernos, los cambios de filtro, la inspección de las palas, la inspección de pastillas de freno, así como las actividades eléctricas, tales como inspección de las conexiones de los cables, controles de fusibles, las pruebas de nivel de voltaje de la batería, las inspecciones, pruebas de disparo y las inspecciones de cables eléctricos. Estas actividades son esenciales, y su eficacia se puede mejorar en gran medida por la respuesta obtenida de las actividades de mantenimiento predictivo coordinados. Incluso es posible que algunas de las actividades basadas en el tiempo pueden disminuir en frecuencia y programan sólo cuando lo indican los resultados de las pruebas de las actividades de mantenimiento predictivo.

Mantenimiento predictivo:predictivo, o basado en la condición, las actividades de mantenimiento pueden resumirse grosso modo como comprende un ensayo de equipos basados en el uso de sensores y pruebas on-line y off-line. El objetivo de estas actividades de mantenimiento predictivo es producir una evaluación del estado del equipo. Permiten que el dueño de la planta / operador para planificar con antelación para pedir las piezas, la programación de trabajo y la planificación de las actividades de reparación-reformarla. Una estrategia de mantenimiento predictivo bien organizado, con el estado de los sensores de la técnica y las pruebas minimizará las interrupciones no planificadas de la turbina de la turbina y maximizar la producción de energía y la generación de ingresos. La experiencia ha demostrado que los componentes de la turbina de viento de forma rutinaria fallar, en diversos grados, de manera significativa antes de que su vida útil se alcanza , dando como resultado (no programadas) y por lo tanto costosas reparaciones no planificadas significativos, lo cual es un problema que-Deviling la industria eólica en relación con la clase MW moderna de las turbinas de viento. Herramientas de mantenimiento predictivo instalados en los componentes críticos, como cajas de engranajes y generadores, reducen drásticamente la amenaza de fallos repentinos e inesperados en estos componentes.

3. Caso Real Data Estudio y ejemplos

A continuación se describen ejemplos de casos reales reales de la aplicación de los enfoques de este tipo preventivo y predictivo para el mantenimiento de las turbinas de viento o de los componentes que se encuentran en las turbinas de viento:

Estudio de Caso 1: Un informe reciente de la NWCC (Comité Nacional de Coordinación del viento) concluye que:

"Las visitas de mantenimiento no programadas representan aproximadamente el 75 por ciento del total de los costos de mantenimiento de la turbina de viento, mientras que las visitas preventivas y reparaciones importantes planificados representan el 20 por ciento y 5 por ciento, respectivamente", y

"Hay una gran oportunidad para reducir los costes de mantenimiento no programadas de mantenimiento de aerogeneradores mediante el uso de métodos de mantenimiento predictivo, con el potencial de reducir así el coste total de mantenimiento para aerogeneradores, en promedio, alrededor del 50%".

Estudio de caso 2: Parque eólico en Canadá, turbinas de clase megavatios, Edad: 3 años.

No se PdM estaba en uso y una caja de cambios desarrolló un fallo del cojinete en enero de 2004, que requiere la renovación completa de la caja de cambios, que hizo necesario la sustitución de la caja de cambios existente por uno

nuevo. La capacidad de la grúa de 300 toneladas fue ordenada, así como una caja de cambios de reemplazo.La grúa llegó y el mal tiempo establecer pulg El trabajo era en espera durante las próximas 3 semanas debido al clima y las condiciones de trabajo inseguras.

Resultado:

Costos de grúa superaron los $ 150,000.00, más una pérdida de energía / ingresos de aproximadamente $ 26,000.00; más caja de cambios de reemplazo, a más de $ 250.000.

Es importante tener en cuenta que gran parte del costo de reparación de averías surgió desde el momento de la grúa de espera, y como resultado, WindRisk recomienda el uso de un módulo de predicción meteorológica avanzado integrado que monitoriza el parque eólico para las siguientes condiciones:

1. Viento Previsión energía;2. Previsión para el mantenimiento de los horarios de trabajo del tiempo, y3. Pronóstico del tiempo severo durante la turbina apagada.

Utilizando este ejemplo, el resultado siguiente alternativa habría ocurrido si se hubiera utilizado el enfoque PdM recomendado por el WindRisk:

Los acelerómetros se han detectado la, rodamiento defectuoso anormalmente ruidosa o malla de diente. La malla de soporte o un diente defectuoso habría generado más partículas de desgaste en el aceite de lo

normal que habría sido detectado por el contador de partículas de aceite, lo que confirma las indicaciones del acelerómetro de un problema con el cambio.

Dependiendo de la gravedad de la falta, el problema se habría detectado 4 a 8 semanas antes de la caja de cambios habría experimentado un fracaso, lo que permite reparaciones para ser programadas y una caja de cambios de reemplazo ordenado de antemano.

La grúa está prevista a continuación, utilizando el módulo de previsión del tiempo.

Ahorros realizados en el contexto de la caja de cambios granja ejemplo el fracaso de viento por encima de usar el enfoque de mantenimiento predictivo WindRisk en comparación con el enfoque tradicional de "correr al fracaso" serían los siguientes:

Costo de la grúa: costo real $ 150,000.00, pero con un monitoreo de la condición integrado y sistema de pronóstico del tiempo, el costo de la grúa se reduce a $ 75,000.00 (ahorro de $ 75.000);

Caja de cambios de repuesto: también el uso de un sistema de mantenimiento predictivo hubiera evitado el fallo en el cambio se produzca, por lo que requiere sólo un cambio caja de cambios de rumbo y realineación del eje principal, que cuesta alrededor de $ 30.000, en comparación con más de $ 250.000 para toda una caja de cambios de repuesto, para un ahorro de aproximadamente $ 220,000 ;

La pérdida de energía / ingreso: pérdida real $ 26,000.00, pero con la condición de monitoreo WindRisk y previsión del tiempo, la pérdida se reduce a $ 2,000.00, porque el equipo de tiempo de inactividad es planificado y programado en el período de baja producción (ahorro de $ 24.000).

Ahorro con el uso de enfoque PdM: $ 329,000.00

Estudio de caso 3: Parque eólico en Canadá, las turbinas de 750kW, edad: 10 años.

Un boletín de mal tiempo se emitió 24 horas antes de la 06 de febrero 2006 por los servicios meteorológicos para el Medio Ambiente de Canadá para la zona afectada, incluyendo una advertencia de lluvia helada severa seguida de una advertencia de viento severas, con vientos superiores a 100 kilómetros por hora.

Los operadores no implementaron los cambios operacionales en respuesta a las advertencias meteorológicas. La lluvia helada recubierta la góndola y palas de turbinas con hielo, que dictó la turbina mecanismo de cierre ineficaz, lo que significa que durante la reunión de alto viento que siguió, turbina apagada fracaso era probable, lo que resulta en la turbina de alta velocidad fuera de control, causando torre extrema vibración y que resulta en la pérdida total de una turbina.

Perdida: aproximadamente $ 750,000.00 Utilizando una estrategia de mantenimiento predictivo, con su módulo de previsión meteorológica integrada, habría llevado a la emisión de una orden para que los operadores cerraron todas las turbinas antes de que el evento de mal tiempo, evitando así la pérdida total de la turbina.

Ahorro con el uso de enfoque PdM: $ 750,000.00

Estudio de caso 4: Cómo múltiples tecnologías de monitoreo de condición de solapamiento producen grandes ahorros de costes

Estudie cortesía de Nancy Ettele, Autoridad de Recursos Hídricos Massachusetts, Planta de Tratamiento de Deer Island.

Bomba Tratamiento Deer Island, Autoridad de Recursos de Agua de Massachusetts

En los últimos dos años, la Planta de Tratamiento de Agua Deer Island ha establecido un programa de mantenimiento de control de condiciones efectivas. El personal de mantenimiento se han estado llevando a cabo el monitoreo de vibraciones, así como el análisis espectral, análisis de aceite, la detección acústica de ultrasonidos, pruebas de espesores por ultrasonido, alineación láser y tareas de termografía infrarroja.

Análisis de mantenimiento centrado en la fiabilidad de las bombas de escoria primaria de la planta recomendó una tarea de mantenimiento preventivo mediante la detección de ultrasonidos acústica para monitorear los cojinetes del motor y de la bomba para proporcionar alerta anticipada de los posibles fallos. El uso de un detector, de control de condiciones ingeniero ultrasónico, Dan Parry, que se encuentra ruidos inaceptables y los niveles de ruido en 10 de las bombas de escoria primaria 14, lo que indica posibles problemas de los cojinetes. Planificador de Mantenimiento, Costos Michael, después se recogió muestras de aceite lubricante de seis de las cajas de engranajes bombas.  El análisis del aceite mostró una alta viscosidad, lo que indica que el aceite de lubricación mal había sido utilizado.  El aceite en todas las bombas se cambió para el lubricante correcto y monitoreo ultrasónico se repitió. Esta vez, sólo dos bombas se encontraron con niveles de ruido inaceptables. Una comprobación de la alineación estaba programado antes de considerar la sustitución de los cojinetes.

Al comprobar la alineación de una máquina, mecánico Bob Greatorex y Peter McGee inmediatamente vieron que el acoplamiento estaba en mal estado, y señaló que la máquina estaba mal fuera de la alineación. Un nuevo acoplamiento se ha instalado y la máquina estaba alineado con láser. Detección ultrasónica repetida confirmó que el problema se había resuelto. Se requiere más mantenimiento.

Los gastos de mantenimiento preventivo de alrededor de $ 280.00 para el ultrasonido, análisis de aceite, sustitución de acoplamiento y alineación resultaron en ahorros de costos que pueden estimarse de dos maneras:

Si una máquina se le había permitido correr al fracaso, habría costado alrededor de $ 5,600.00 en partes y mano de obra para reconstruir por completo.

Si el mantenimiento de más intrusivos (que sustituye a los rodamientos) se había realizado después de la primera ronda de monitoreo de detección de ultrasonidos, el costo total de mantenimiento de una máquina habría sido alrededor de $ 3,400.00

Costes evitados para esta gama de eventos de mantenimiento de $ 5,320.00 para el escenario N º 1 a $ 3,120.00 para el escenario N º 2 para cada máquina.

Cuando se aplica a todas las 14 bombas de escoria primaria, gastando $ 3,920.00 en mantenimiento proporcionado ahorros preventivos costo de $ 43.680 a $ 74.480, mientras que el aumento de la disponibilidad y fiabilidad de los equipos. Técnicas de monitoreo de condiciones que se utilizan en la Isla Deer han proporcionado muchos ejemplos de los beneficios y el retorno sobre la inversión de mantenimiento proactivo.

La Autoridad del Agua de Massachusetts (MWRA) es una gran empresa de servicios públicos, sindicalizados servir a la gente en el área metropolitana de Boston. En 2000, el MWRA embarcó en una iniciativa de gestión integral de activos, varias fases. Su programa incluye personal dedicado, junto con una amplia comité superior de dirección de gestión que organizó temprano, comunicada a menudo, y llevó a cabo la investigación y la evaluación comparativa de la industria cruzada. Este esfuerzo permitió una oportuna aplicación de las mejores prácticas, las eficiencias resultantes y los beneficios de ahorro de costos. El programa MCEF se considera que es un modelo en la gestión de activos del sector público.

Estudio de caso 5: Intel Corporation Ahorros de $ 1.4 millones en los costos de producción perdidas estimadas para 2002 solamente.

Mick Flanigan es un ingeniero de la vibración en las instalaciones de Operaciones Regional del Noroeste de Intel en Hillsboro, Oregón., Y es responsable de la implementación de un programa de mantenimiento estratégico corporativo de Intel que abarca todas las 12 principales plantas de fabricación de Intel Corporation, y en el proceso, la estandarización de la tecnología y las mejores prácticas que han demostrado capaces de salvar a la empresa enormes cantidades de dinero.

"Estamos tratando de cambiar las mentes", dice Flanigan, en referencia a la mentalidad de mantenimiento de la vieja escuela que se encontró al inicio de su programa, cuando fue a menudo se reunió con la resistencia en las instalaciones individuales. "Puedo poner un sensor de vibraciones en equipos para diagnosticar un problema, pero entonces alguien más a decir que ellos también pueden decir si un rodamiento es malo, simplemente colocando un destornillador en él y poner su oído a la altura." Es sin duda cierto que los técnicos de los sitios de fabricación de Intel son mecánicamente inteligente y sensible a las variaciones sutiles en el equipo, pero mientras que el enfoque empírico funciona en su mayor parte, no consigue el quid del problema, dice Flanigan, que es, "Qué me puede decir que la mención, en lo que sea, y si algo más está causando el problema? "

Estas son preguntas importantes porque las respuestas afectarán a la capacidad de la empresa para producir microprocesadores. Si alguna parte de la instalación falla, como fuente de alimentación, sistemas de climatización, agua o sistemas de tratamiento químico, la producción podría llegar a una rápida y costosa-parada.  "La realidad es que la sustitución de un ventilador o motor de la bomba es una fracción del costo de tener una línea de fabricación fuera de servicio por cualquier cantidad de tiempo", dice Flanigan.Por esa razón, el sitio Hillsboro OR Intel lanzó un programa de mantenimiento predictivo en 1998, el uso de herramientas de monitoreo de condiciones de Rockwell Automation para realizar un seguimiento de cerca de 3.000 piezas de equipo.

A partir de 2002, el programa ha ayudado a la compañía a evitar perdidas estimadas costos de producción de más de $ 1,4 millones.

Mucho más ahorros se realizarán una vez que todos los centros de fabricación están utilizando la misma tecnología de monitoreo de condición. Históricamente, cada uno de los sitios de Intel compró su propia vibración y herramientas de diagnóstico, que funciona, pero generan islas desconectadas de información. "Cuando me pidieron participar en el programa de la vibración, tuve la idea de conseguir que todos en el mismo estándar, utilizando la misma base de datos exacto, el mismo equipo, la misma jerarquía, y la red de todo junto, Flanigan explica.  "Tenemos las mismas bombas y equipos en cada sitio, así que no hay razón por la que no podemos tener el mismo software para el análisis estadístico más fácil. Se convierte en una herramienta de gran alcance ".

Ese descubrimiento impulsó la acción. Copresidentes Flanigan un grupo interno llamado el Grupo de Trabajo de Análisis de Vibraciones, que asumió el reto de encontrar una manera de compartir información a través de diferentes sitios. Eligieron un solo paquete, que era software Enterprise Asset Salud de Rockwell Software, para uso universal entre diferentes instalaciones de Intel. El sistema funciona como un repositorio central permite a los ingenieros y técnicos para acceder a la base de datos de cualquier sitio para examinar las tendencias del ciclo de vida del equipo y determinar si hay errores comunes que se producen en los tipos o modelos específicos de equipos.  La información en sí misma es recogida en un base colectores de datos portátiles mensuales o semanales (este procedimiento también está en proceso de ser mejorado).

Colectivamente, Flanigan utiliza toda su información de la tecnología para ayudar a persuadir a los gerentes de planta de Intel en todo el mundo de que un programa de monitoreo de condición unificada debe ser considerada una parte integral de la estrategia de negocio de Intel. Por supuesto, un par de mediciones para validar los resultados del programa en Oregon y un curso de formación a medida sobre la base del programa de tecnología de la vibración-análisis también ayuda a hacer su caso. "Con el trabajo que hicimos en Hillsboro, la gente en toda la organización de mantenimiento fueron capaces de ver el ahorro de costes reales, así como las de largo plazo beneficios estratégicos", dice Flanigan.

Resultados y beneficios de Intel:

Ahorro de $ 1,4 millones en los costos de producción perdidas estimadas para 2002 No falla catastrófica equipo en Hillsboro, OR, instalación en equipos controlados entre octubre 2001 y febrero

2004 Los ingenieros de Intel puedan tomar decisiones informadas sobre la base de datos de rendimiento. Ahora

puede proporcionar mantenimiento "real necesidad" en vez de calendario basado "si se necesita o no" mantenimiento

Intel puede poner a prueba nuevos equipos en contra de sus propias especificaciones de vibración y sonido para asegurarse de que cumple con los estándares de la compañía antes de ser instalado.

Estudio de Caso 6: El análisis de vibración para detectar daños en los engranajes

Frecuencias de vibración Gearmesh suelen ser fáciles de reconocer, pero no es fácil de interpretar. Esto se debe a dos razones:

1. Normalmente, no es posible colocar un transductor cerca de los engranajes de problemas2. El número de fuentes de vibración en las unidades multi-engranaje resulta en un complejo conjunto de engrane,

la modulación y las frecuencias de la velocidad de carrera.

Para el análisis de los problemas que se sospecha de engranajes se requiere un analizador de espectro de alta resolución para permitir un espectro de alta gama de frecuencias que deben adoptarse sin pérdida de datos de banda lateral. Bandas laterales son muy importantes y en la mayoría de los casos permiten al analista determinar cuál de los dos engranajes que engranan tienen la culpa.

El siguiente caso muestra cómo el análisis espectral demostró muy valiosa para ayudar a identificar un engranaje problema en un ventilador de caja de cambios de la torre de enfriamiento.

Figura 1, el espectro de vibración que indica daño de engranajes.

Datos de vibración se recogió del motor eléctrico por medio de un analizador de espectro de vibración y un acelerómetro montado magnéticamente. Debido a la inaccesibilidad de la caja de velocidades del ventilador, acelerómetros montados permanentemente están instalados en los alojamientos de los cojinetes del eje de entrada y salida y cableados a un lugar seguro. Un espectro se recogió desde el eje de salida del reductor como se muestra en la figura 1.

El engranaje cónico de entrada (18 dientes en 990 rpm) Frecuencia de mallado pudieron ser identificados. La actividad de armónicos a la frecuencia eje de entrada de 16,5 Hz son evidentes en cada lado de la frecuencia de engrane.  A partir de esta información, y los datos técnicos de la caja de cambios, se concluyó que el engranaje cónico de entrada había sufrido algún grado de daño a los dientes.

La figura 2, diseño de la caja de cambios internos.

Figura 3, entrada dañados los dientes del engranaje cónico.

Examen de la caja de cambios demostró que el análisis sea precisa, con daño a varios de los dientes de los engranajes cónicos evidentes, como se muestra en la figura 3.

Se estima que se hizo un ahorro de $ 9,000.00 debido a la detección temprana de fallos, sin embargo, había esta unidad fallado catastróficamente entonces el daño secundario podría haber topado muchas veces esta cantidad como el potencial de daño a las hojas y la estructura es alta (por ejemplo, en el caso de una caja de engranajes de la turbina de viento, el daño secundario de una fuente como ésta comúnmente podría resultar en la falla catastrófica de toda la caja de cambios, que cuesta alrededor de $ 200.000.

Costo Beneficio: Ahorro $ 9,000.00 debido a la detección temprana en comparación con $ 200,000.00 para una falla catastrófica de toda la caja de cambios.

Estudio de caso 7: K9451 Acoplamiento Desequilibrio

En este caso, un sistema de monitoreo de condición en línea Bently Nevada registraba más alto que los niveles de vibración previamente experimentados en la turbina de vapor de la conducción de un compresor Demag.

Los datos históricos registran la base de datos de monitoreo reveló que los niveles de vibración antes de la unidad de proceso de apagado fue normal para todos los rodamientos de casquillo de lecturas y también los datos de la sonda desplazamiento Bently Nevada. Teniendo lecturas capitalización que día eran típicamente por debajo rms 2mm/sec y no dio motivo de preocupación. Sin embargo, durante el arranque con la máquina en marcha a 7170 rpm, las sondas Bently Nevada indican la más alta general vibración del eje con respecto a los cojinetes de alrededor de 32 micras. Cuando la velocidad de circulación se incrementó a 8.500 rpm el mayor desplazamiento total del eje aumentó a más de 43 micras, ver figura 4.

Figura 4, parcela tendencia que indica los cambios globales del nivel de vibración.

El examen del espectro de vibración exhibió un componente dominante a la frecuencia de la velocidad de carrera con una amplitud de 38 micrómetros pico a pico que indica una condición de desequilibrio probable del elemento de rotación de la turbina. Además interrogatorio reveló que un nuevo elemento giratorio había sido instalado en la turbina durante la parada de enero de 1995, lo que sugiere fuertemente la turbina como la fuente de la vibración, ya que los niveles en el compresor mostraron poco cambio de pruebas anteriores.

Para confirmar esto, la turbina se desacopla el compresor y ejecutar hasta 7250 rpm con el jefe de acoplamiento todavía en su lugar. El componente de la velocidad de carrera era ahora menos de 10 micras, claramente la turbina en sí no estaba en falta y la atención se desplazó a la de acoplamiento. En esta era el mismo acoplamiento que estaba produciendo menos de 15 micrones antes de la parada, la sospecha se volvió hacia la acumulación del acoplamiento y sus asociados piezas de embalaje / cuñas. Durante la inspección del acoplamiento se observó que los espaciadores entre los jefes de acoplamiento y la pieza de carrete se habían instalado en una configuración diferente a la que antes del apagado.

El acoplamiento fue reinstalado de acuerdo con todos los emparejamientos marcas y la unidad acoplada se ejecutó hasta 9000 rpm. Lectura más alta de alrededor de 10 micras indica claramente que la fuente del desequilibrio había sido localizado y rectificado correctamente. Véanse las figuras 5 y 6 a continuación (antes y después).

La figura 5, antes del acoplamiento de corrección.

La figura 6, después del acoplamiento de corrección.

La unidad de proceso fue llevado en funcionamiento 12 horas de antelación al calendario previsto, generando aproximadamente $ 100,000.00 de la producción adicional.Debido a la acción inmediata para determinar y corregir el

problema, evitando así cualquier daño a los componentes secundarios tales como un rodamiento del eje de la turbina limpiado, se estima que el ahorro de costos debido al sistema de monitoreo de condiciones fueron las siguientes:

Tiempo para reparar rodamiento = 2-3 días perdidos de producción en 100.000 dólares por día Los costos de material = $ 50,000.00

Ahorro total estimado = $ 350,000.00

Estudio de caso 8: K6321 Motor Drive End no falla del rodamiento

K6321 es un compresor centrífugo impulsado por un motor de 450 kW a través de una caja de engranajes epicicloidal el aumento de la velocidad del compresor de 2.970 rpm a 17.890 rpm. La máquina se encarga de la compresión de H2S (sulfuro de hidrógeno) y de gas combustible a partir de la presión de 0.5 bar a 7.5 bar y forma parte del programa de 5 semanas de monitoreo de vibración. Históricamente, los niveles de vibración en el rodamiento del lado LCA motor eléctrico eran por lo general alrededor de 0,8 mm / s rms. Sin embargo los datos globales de vibración obtenidos durante el período de prueba en el mismo lugar indicaron un cambio fuerte, llevándola por encima de los niveles pre-alarma conjunto de 1 y 1,3 mm / s. Se recogió un conjunto adicional de datos en el día siguiente, que también indica un mayor aumento, aunque ligero.

Un conjunto de datos para el motor eléctrico ha sido diseñado con una especificación de recogida de 1.000 Hz y 3.200 líneas de resolución. Con base en el hecho de que los niveles globales seguían siendo considerados bajos, y siendo conscientes de este aumento se decidió continuar funcionando la máquina y volver a probar el motor en 5 días el tiempo durante el cual los planes provisionales para retirar el motor se podrían hacer.  Luego se tomaron un conjunto adicional de lecturas, y de nuevo un incremento en los niveles generales era evidente, ver figura 7.

Figura 7, aumento continuo de los niveles globales de vibración.

El examen del espectro de vibración exhibió un pico a 292,5 Hz y atado en la frecuencia de defectos calculado por el lado de accionamiento del motor sin anillo interior del cojinete, ver figura 8.

Figura 8, el espectro de alta resolución que indica daño del rodamiento.

Basándose en esta información, se hizo una recomendación para eliminar la máquina. A medida que la máquina no se podía prescindir, la producción tuvo que cerrar. El motor fue retirado y enviado lejos para soportar la renovación, los cojinetes viejos fueron devueltos al sitio para la inspección en su condición de llevar a cabo. El rodamiento del eje fue encontrado para estar en buenas condiciones, con un suministro abundante de grasa evidente lubricación. La no-cojinete de accionamiento sin embargo, tuvo como se predijo a partir del análisis espectral de vibración, una zona fatigado de 10 mm por 8 mm en el anillo de rodadura interno, véase la figura 9.

Figura 9, la evidencia fotográfica de rodamiento defecto pista interior.

Después de la renovación del rodamiento, se volvió a instalar el motor y se alinea con la caja de cambios, con una nueva serie de lecturas de vibración tomadas durante la aceleración, y de nuevo después de 10 minutos en la línea, los niveles de vibración globales registradas en el extremo del motor al piñón eran visto para haber vuelto por debajo de 1 mm / s rms.

Debido al análisis de monitoreo de la condición exacta y una acción rápida por parte del equipo de producción, se evitó una falla catastrófica en el motor eléctrico, con un ahorro de costes mecánicos estimados en la región de $ 150,000.00.

De costos y beneficios: ahorro de $ 150,000.00

4. Conclusión

Los estudios de casos anteriores muestran claramente los beneficios económicos directos de la utilización de estrategias de mantenimiento predictivo, y poner de relieve la especial importancia de la utilización de este tipo de estrategias en el contexto de las turbinas de viento, en sus consideraciones operacionales únicas crean tensiones y deformaciones anormales adicionales.

Steve Barber & P.Golbeck WindRisk Canada www.windrisksolutions.com

Lubricación y Mantenimiento de Aerogeneradores: Protección Inversiones en Energías RenovablesJustin Martino, Editor Asociado de la Power Engineering  

mayo 21, 2013 |  6 Comentarios

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Tulsa, OK - Al igual que cualquier otra pieza de equipo principal en la industria de la energía, los

aerogeneradores representan una gran inversión para las empresas que dependen de ellos para

generar electricidad y los ingresos. A diferencia de las turbinas de gas o calderas en centrales térmicas

de carbón, sin embargo, las turbinas eólicas presentan algunos retos únicos.

Reparación de turbinas eólicas a menudo puede ser difícil por varias razones. La mayoría de los

parques eólicos se encuentran en áreas remotas, por lo que es difícil llegar al sitio. Una vez en el lugar,

los trabajadores se enfrentan a hacer reparaciones mientras que en cualquier lugar de 75 pies de cerca

de 400 pies en el aire. También a diferencia de a gas natural o plantas de carbón, los operadores

pueden esperar que repetir este proceso varias veces debido a la relativamente poca capacidad de las

turbinas eólicas.

Una de las claves para prevenir costosas reparaciones que consumen mucho tiempo se ha previsto el

mantenimiento, dijo Julie Rushton, categoría especialista en marketing de Petro-Canada Lubricants

Inc.   lubricación adecuada de la turbina es una parte importante  de ese mantenimiento.

"Las turbinas de viento son piezas muy caras de la maquinaria, y el sistema de lubricación es muy

importante para mantener la máquina funcionando bien", dijo. "Hay un montón de diferentes partes de

la turbina eólica que necesitan ser lubricadas, con lubricación de las grasas a los fluidos de cajas de

cambios a los aceites hidráulicos."

Mantener la caja de cambios de un aerogenerador debidamente lubricado es importante para extender

la vida útil de una turbina de viento, dijo Rushton. De Petro-Canada Harnex 320, diseñado para ser

utilizado en las multiplicadoras, es un aceite totalmente sintético diseñado para soportar las turbinas de

las condiciones del viento pueden estar sujetos a, ya sea temperaturas extremas o el potencial de

corrosión del agua salada para las turbinas eólicas en el mar.

El tipo de aceite que se utiliza en la caja de cambios de una turbina - y para todas las otras partes de

una turbina de viento - se designa generalmente por el fabricante del equipo respecto a sus

unidades. Una de las principales diferencias es si el aceite es un aceite mineral o aceite sintético. 

Shell Global Solutions Inc EE.UU. . ofrece aceite tanto sintéticos como base mineral para cajas de

cambio de turbinas eólicas. Shell Global Solutions Especialista en Aplicaciones de Productos y Team

Lead Felix Guerzoni dijo una cosa de la empresa se ve en el diseño de productos es asegurarse de que

los clientes pueden confiar en el producto para durar una cantidad significativa de tiempo sin necesidad

de un servicio adicional.

"Con la lejanía de estas unidades, que en realidad sólo están atendidos, por lo que el re-engrase, cada

seis meses, en el mejor", dijo. "En términos del aceite del cambio, los clientes quieren usar el aceite del

cambio y tienen que durar de tres a cinco años sin cambios, porque hay algunos costos muy

significativos implicados en el cambio de aceite del engranaje a cabo, así como en el caso de fracaso

de una caja de cambios y tener que cambiar la caja de cambios a cabo. El alquiler de las grúas de la

especialidad es un costo muy significativo también. " 

La caja de cambios no es la única parte de la turbina que requiere lubricación, sin embargo. El

generador también requiere lubricación, y hay puntos de lubricación en las cuchillas. Palas de

aerogeneradores tienen cojinetes que esencialmente Feather la hoja para los operadores pueden

optimizar el ángulo de la hoja para que coincida con la velocidad del viento. El cojinete del eje principal

también requiere grasa para la lubricación, así como el tren de transmisión y unidades de guiñada y

cabeceo. Las turbinas también utilizan un sistema hidráulico que se utiliza para proporcionar un

mecanismo de frenado para una unidad, pero también se pueden utilizar para el control de paso

hidráulico en las cuchillas.

Con todas estas diferentes piezas que requieren lubricación, productos múltiples podrían ser

necesarios con el fin de mantener una sola turbina. Guerzoni dijo Shell intenta crear productos que se

pueden utilizar para múltiples propósitos cuando se puede hacer sin perder calidad. 

"Estamos tratando de optimizar que tanto como sea posible, porque, obviamente, desde el punto de

vista de un ingeniero de servicio, menos los lubricantes tienen que aplicar el mejor", dijo. "Algunas

compañías tratan de hacer una única solución, pero luego tienes que mirar a la fiabilidad primordial de

la unidad con respecto a tratar de racionalizar el número de productos. Puedes conseguir mucho mejor

rendimiento y la fiabilidad de un producto que es realmente diseñado para esta aplicación específica,

especialmente cuando hablamos de grasas. Así que hay un poco de una solución de compromiso que

hay ". 

Travis Lail, Americas Industrial Asesor de Marketing de ExxonMobil, dijo que su compañía tiene un

enfoque similar al que se especializa lubricantes para las diferentes partes de una turbina de viento,

pero también trata de hacer productos de usos múltiples cuando no habría ninguna pérdida de

calidad. La compañía produce Mobilgear SHC XMP 320 para cajas de engranajes de turbinas, así

como varios otros productos para las turbinas de viento, incluyendo Mobil SHC Grease 460 PESO para

su uso en los cojinetes principales, cabeceo y guiñada y Mobil SHC 524 lubricante para sistemas

hidráulicos.

"Nuestro enfoque de la industria está proporcionando productos que están optimizados para

aplicaciones específicas", dijo. "Por supuesto, tratamos de ayudar a los clientes utilizar el menor

número de buenos lubricantes posibles con el fin de satisfacer sus necesidades de lubricación."

Optimización de la cantidad de aplicaciones potenciales, mientras que la producción de un producto de

máxima calidad no es la única área en la que las empresas buscan en su proceso de investigación y

desarrollo. Como la tecnología de la turbina sigue desarrollando y empresas producir turbinas eólicas

más grandes, las empresas que producen la lubricación también necesitan para producir lubricantes

para mantenerse al día con la industria. 

Lail dijo que las turbinas más grandes que se producen por las empresas requieren un aceite que

puede manejar el estrés adicional creado por el tamaño extra. 

"La caja de cambios en realidad crea un estrés adicional, y la esencia es que cuestiona la capacidad

del aceite para mantener una resistencia de película suficiente", dijo. "Hay que mejorar sus paquetes de

aditivos y aceites básicos que se utilizan para asegurarse de que usted es capaz de optimizar su

resistencia a la oxidación, pero todavía mantienen la fluidez a baja temperatura."

Una forma de asegurar que los productos están optimizados para diferentes aerogeneradores es

trabajar directamente con los fabricantes de equipos originales, dijo Guerzoni.

"Tenemos una línea de productos muy bien-probada y exitosa en el momento actual, pero como estas

turbinas son cada vez más grandes en tamaño con las torres más altas, longitudes de hoja más larga y

un mayor rango de los megavatios, que es la adición de nuevos retos y poner más énfasis en la unidad

y más estrés en el petróleo ", dijo. "Como resultado de que las especificaciones están cambiando a un

ritmo muy rápido, especialmente en el lado del aceite del engranaje, y así como un proveedor de

petróleo que están constantemente mirando las actualizaciones y cambios en las tendencias del diseño

y sacando nuevos productos para cumplir con esos requisitos ".

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6 COMENTARIOSREGÍSTRESE PARA ENVIAR COMENTARIOS

GERARD VAUGHAN  

25 de Noviembre de 2013

Siempre siento la necesidad de señalar esto con respecto a "La energía eólica" 

La idea principal es que el costo de una llamada "Turbina" está compuesto de dos partes. 

1) El costo de una especie de () de la turbina real - esto podría estar en $ o kilovatios-horas. 

2) El costo del alternador que empuja ronda. Sucede que estos dos elementos tienen Opposite

"economía del tamaño". Es decir, si se duplica el tamaño de la T - para reemplazar 4 -. El costo es ocho

veces mayor que la de uno del tamaño anterior, que es = el doble del costo por el mismo

trabajo Mientras tanto la una A grande para reemplazar el 4 anterior tendrá un costo de sólo alrededor

de dos veces más que uno de los más pequeños. . es decir, la mitad del costo para el mismo puesto de

trabajo que pronto puede ver que el costo total, T + A, es más bajo para los tamaños, donde la T cuesta

casi lo mismo que el A. Esto sucede - en mi experiencia - en alrededor de 0,5 a 1 metro de

diámetro! Supongamos que tenemos este tamaño, entonces el costo de cada es 1 +1 = 2

tacos. Teniendo en cuenta que el partido de dobles letras del Tesoro (por vatio) cada vez que se

duplica el tamaño (diámetro) y las mitades A-facturas (no se olviden de esto es por vatio!) Se puede ver

que si bien el doble del tamaño ., para sustituir a 4, o reducir a la mitad y hacer 4, los aumentos de

precios por ejemplo, empezando con una "granja" de, digamos, 16 de tamaño menor costo - 2wads

cada uno - costo total 32 tacos. Si duplicamos el tamaño, sino hacemos sólo el 4, el costo se convierte

en (4 x 8 + 4 x 2), que es de 40 fajos (dos veces el tamaño de T es el precio 8x, 4xsize A sólo 2 veces

el precio). Si luego reemplazamos este grupo de 4 con una de doble diámetro, el costo total se

convierte en 1x (64 + 4), que es de 68 fajos es más claro para ver si lo toma que (para la misma

cantidad de trabajo realizado, es decir, "la granja"), el partido de dobles letras del Tesoro, mientras que

las mitades A-factura cada vez que se hace doble tamaño para sustituir 4. . Y, por supuesto,

viceversa El costo total (T + A) va - comenzando con muy muchos pequeños: 1/16 + 16, 1/8 + 8, 1/4 +

4, 1/2 + 2, 1 + 1, 2 + 1/2, 4 + 1/4 ......... etc. Este es sólo uno de 3, posiblemente 4 razones por la

cantidad de energía suministrada por las cosas de las que con razón quejarse, es de aproximadamente

1/50 de lo que sería de una "granja" sensible (del mismo costo) -. que también sería completamente no

intrusiva e inofensivo Son una fabulosa "look verde" truco tales, aunque!

T WHYT  

24 de mayo de 2013

Buena información sobre el mantenimiento aquí. Sin embargo, para aquellos que quieren ser parte del

movimiento de la energía renovable, pero no es necesariamente así "manos en" la opción de un REC

está siempre disponible. Mantenimiento y conservación no deben servir para disuadir a las personas

que quieren hacer su parte para el medio ambiente y

participar. http://www.renewableenergyrewards.com/recs.html 

ANÓNIMO 

24 de mayo de 2013

Buena información sobre el mantenimiento aquí. Sin embargo, para aquellos que quieren ser parte del

movimiento de la energía renovable, pero no es necesariamente así "manos en" la opción de un REC

está siempre disponible. Mantenimiento y conservación no deben servir para disuadir a las personas

que quieren hacer su parte para el medio ambiente y participar. www.renewableenergyrewards.com /

recs.html 

AMY MALLOY  

22 de mayo de 2013

Estoy totalmente de acuerdo con el punto sobre la importancia de la vigilancia en lo relacionado con el

mantenimiento continuo y evitar interrupciones no planificadas.Análisis de los datos está jugando cada

vez un papel en el rendimiento del parque eólico, desde la mejora de los diseños y emplazamiento, a

operaciones más eficientes.Este blog incluye un resumen simple http://www.everblue.edu/blog/wind-

potential-all-about-data Evaluación del parque eólico como un sistema sin duda ayudará a optimizar el

rendimiento del parque eólico global, y extender la vida de turbinas.

JOHN HUSBAND  

21 de mayo de 2013

¿dónde está mi comentario?

JOHN HUSBAND  

21 de mayo de 2013

Una vez más la cuestión del tamaño es lo más importante. Si tenemos en cuenta la compleja mecánica

de, por ejemplo, un mecanismo de cassette como un video-grabadora, el ingenio se aplica para hacer

el sistema a prueba de fallos y automática utilizando los componentes más ligeros y cualquier

electrónica necesaria. Hay todo tipo de plásticos de ingeniería disponibles ahora para reducir el peso y

también se auto-lubricar. ¿Qué hay de malo en la aplicación de ese tipo de tecnología para producir en

masa los aerogeneradores más pequeños y hacerlos libre presentación de informes para el

mantenimiento. Permite utilizar ingenio para la completa con el fin de maximizar la eficiencia de la

generación. Lo más grande no es mejor.