steam turbine basic training - module 2.ppt

8/10/2019 steam turbine basic training - module 2.ppt

1/61

BOOK -2

STEAM TURBINE TRAINING

INSPECTION MAINTENANCE

PREPARED & PRESENTED BY

DAMARDHONO TASMAN

Senior Service Engineer / TrainerJAKARTA, SEPTEMBER 25 - 26, 2001


2/61

UPAYA MEMPERPANJANG USIA PAKAI DAN PEREMAJAAN

UNIT STEAM TURBINE

Introduction Steam turbines are made to be able to achieve the life effetif until 20-30 years.

Steam turbine operating experience in Indonesia showed a shorter life span than that in Japan

(Ref. to Mistsubishi Heavy Industries Annual Report October 1, 1997.)

number of Units

0 - 10 11- 20 21- 30 3 0 - Years

48%

8 %

30

20

10

0

PENGARUH JUMLAH ( N )

START UP DAN SHUT DOWN

WHY?

St. Turbines operated in ( N + X )St. Turbines Operated in ( N )

(TAKEN FROM THE OPERATIONOF COMPARATIVE STUDY OF ST

MITSUBISHI)

13%

12 %

42%

33%

Number of start - upsNumbero

fUnits

12%

44%

8%


3/61

DAMAGE / ACCIDENT ST

Piping

&

Equipment10 %

Pump

10 %

Hreat

Exchanger

26 %

Turbine

Proper

54 %

Accident / damage to the Fossil

Power Plant( Data 1981 - 1996 ) Accident / damage to the ST( Data 1981 - 1996 )

Turbine Propoer

Cylinders

Rings

14 %

Rotor

&

Blade 21 %

Valve

22 %

ControlSystem

22 %

Pipings

9 %

Bearing

10 %

Others


4/61

Overhaul Inspection

Inspection Intervals Steam / Gas Turbine

Years AfterCommissioning 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Steam

Turbine

GasTurbine

Major Overhaul ( Overhaul of Turbine )

Minor Overhaul ( S/ T : Overhaul of Valves

G/T : Overhaul of High Temp. Parts )

Pressure & Temperature pada

Steam Turbine : 316 kg / cm2 dan 593 0C

Gas Turbine 1450 0C


5/61

Penurunan Usia Pakai St. Turbine must be faced on several circumstances:

a. Rotating parts: Power and Power Centrifugal stress due to heat

b. Stationary part: Pressure and thermal stress

CreepE

longation

Rupture (Crushed

/ broken)

Macro

Crack

Cavity

ChainCavity (Belobang soft)

Time

Micro

Crack

Diagram of Creep ( merambat ) Life Consumption

Decrease in the age of

technical condition ST

depends on the number ofhours of operation.


6/61

Aged - Deterioration Mode and Damage of Steam Turbine

DETERIORATION

(defective / damaged)

CREEP( retak yang tumbuh

)

LOW CYCLEFATIGUE

EMBRITTLEMENT

CORROSION

SCC

CORROSION

FATIGUE

CRACKING

CRACKING

BRITTLE

FRACTURE

CRACKING

CRACKING

BLADE TENON

BLADE GROVE

HEAT GROOVE

DISC GROOVE

ROTOR CENTER BORE

LOW PRESSURE

STATIONARY VANE

DISC GROOVE

BLADE

DETERIORATION MODE DAMAGE LOCATION


7/61

Creep (Damage grows) Occur in the rotor rotors, casings, blades, bolts bertemperature the nearby areas of high and

high pressure.

In the tda -2. Voltage occurs at high temperature. Teru grow elongated and finally broken /

fracturedMaterial becomes soft and tender holes grow, converge into a large hole and growing.

Low- Cycle Fatigue ( LCF) occurs due to the effects of repeated stress due to thermal and style changed as a result of

temperature - robah.Because the change is too often the case load and / or frequent stop / start.

Cracks occurred on the part of the turbine that often receives load and / or repeated deflection.

Various Aged Deterioration Modes


8/61

HEAT DISTRIBUTION IN BLADES

HEAT DISTRIBUTION IN BLADES

Various Aged Deterioration Modes

DISTRIBUSI STEAM

FLOW PADA BLADES

BLADES WEARING


9/61

Embrittlement (material damage to the intermolecular,

weakened due to high heat)

When ferrite alloy steel (material turbine) saddled for along time at a specific temperature is high,

consequently the quality will decrease. If it happens on

the rotor, will mrnjadi problem.

Inspection and maintenance schedule should be strictly

implemented.

Stress Corrosion Cracks ( SCC ) MATERIAL THAT HAPPEN TO RECEIVE THE

STRESS environment CORROSIVE.

ESPECIALLY IN AREAS THAT WET / HUMIDCorrosion Fatigue

RESULT MATEERIAL corrosive decline RESISTANCE

TO STRESS AND vibration.

At low temperatures betweenmolecules tersusub each meeting

and strongly bound

Due to the high heat, the material

berexpansi / expands, bonds

weakened, could deformation or

fracture

FOR BONDING BETWEEN MOLECULES weak, tenuous,

LOADED WITH MOISTURE AND CORROSION

TTUMBUH (SCC). WHEN OPERATED WITH

CONTINUOUS HIGH COST, MATERIAL BEING TIRED

(CF)

Lif E l ti


10/61

Life Evaluation

Examination of the overhaul is done using NDE methods to obtain the possibility of crack.

- Non - Destructive Examinations (NDE)

1. Dye Penetrant Examination (PT) (the liquid will be entered into the soft crack)

2. Magnetic Particle Examination (MT)3. Ultrasonic Examination (UT)

- Life Evaluation

1. Evaluate by calculating the specific formula.

2. Non - Destructive Evaluation

3. destructive Evaluation

Deterioration

ModeCalculation NDE DE

Creep FEMFenit Element Method

Hardness ReplicationA-Parameter Method

Miniature

Creep Test

Low - CycleFatigue FEM

X-ray Diffraction

Replication

----

Embrittlement ---- Chemical EtchingSmall Punch

Test

Corrosion

Fatigue SCC---- Replication ----

E l b C l l i


11/61

Evaluate by Calculation

Finite Element Method (FEM) is used to calculate age

Maximum Creep Damage

51

47

43

39

35

31

27

23

19

15

11

7

3

0

Creep Damage ( % )

With a high-tech analysis, creep stress analyzes by comparing the color change and

difference-2 at start-up and stop, we can estimate the stress distribution caused by creepand / or with a model (simulation) analysis of 3 - dimensional. (With the aid of computers)


12/61

Non - Destructive Evaluation

Used to detect peertumbuhan creep or fatigue damage.

Three types of damage

1. creeps

- Material that had generally experienced softening creeps.- Evaluation of the Micro-hardness test and inspection structure

- Violence is reduced at the center of both ends of the rotor.

2. fatigue Damage

- Structure Observation (Measurement of Microscopic Crack)

- X - ray Diffraction

3. embrittlement- Occurs because of a separate bonding between molecules in different

materials / metallurgy process is less good

(Especially on the elements of P and Sn)

Evaluation by damaging / Destructive Evaluation

Samples taken from the turbine is examined to determine the quality of the remaining material

and the rest of the age estimates.

- By "Small Punch Test Method" for evaluating material properties 2

- By "Miniature speciment creep" for the evaluation of creep properties 2.


13/61

LIVE EXTENSION PROGRAM

UPAYA MEMPERPANJANG USIA PAKAI ST TURBINE


14/61

UPAYA MEMPERPANJANG USIA PAKAI ST. TURBINE

Damage to KOMPONENT

Creep

Fatigue

Embrittlement

Corrosion

Erosion / wearing

Daily

Operation

Result

Overhaul

Inspection

Result

Life

Evaluation

Amended Operating Environment

Operation in the future by DSS

Extended intervals between

overhauls

The cost of surgery decline

Economical

assessment

Repair

Renewal

Plant

Renovation

PlantExtension

Plant Life Extension Program

PlantLifeExtension

Menu of Advances Technologies for Steam Turbine


15/61

Menu of Advances Technologies for Steam Turbine

1. Integral Shroud Blade (belt made integrally with the blade tip blades)

2. 3 - Dimensional Design Reaction Blade

3. Luggidized Blade Root & Groove Design (

4. Boron Coated Nozzle

5. Advanced 12 % Kr HIP ( High - Intermediate Pressure ) Rotor6. Super 9 % Kr Reheat Valves

shroud

blade base

blade

Integral Shroud Blade


16/61

Design yang

disempurnakan

design lama

100% = new condition

C1

C2

to t1 t2 service time

Service live

expectancy C1 & C2 = Different status of conditionfound at t1 & t2

Kr = Condition after repair

Cm = Condition after modification

Kr

Cm

fault line

breakdown

Live curve with preventive maintenance

Live curve without maintenance

P d i Lif E t i P i St P


17/61

Procedures in Life Extension Program in Steam Program

Step 1

1. Learn how the daily operations and the results of the examination at

the time of overhaul

2. Plan application. Life Extension on turbine components

Step 2

1. Implement Life Extension program on components

2. Evaluation of the remaining life of the component before Life Extension

3. Plan Repair, Renewal and Renovation Komponents

Step 31. Implementation Repair, Renewal and Renovation Works.

Turbine Life Extension Program will benefit -2 follows. :

a. Turbine service life is longer than that in the design

b. Prevent accidents (forced shut - down) at the time of the operation

c. Savings in maintenance

I i i t t i t th d f LP bl d


18/61

Stationary Vane dengan

Remover Drain

rotating blade

stationary vane

Drain

Steam with

Water droplet

A A

A-A

Turbine installed on LP (Low spht / High saturated steam with condensate

water point)

Blades / stator vanes on the LP comes with a specific shape for catching

channel and issued a point-2 water

To reduce erosion from water droplets along the edge of the rotary blade

edges.

Stationary Vanes dengan Drain Remover

Increasing resistance to erosion at the end of LP blades

A A

Ruggidized Blade Root & Groove design


19/61

Ruggidized Blade Root & Groove design

Damage due to "creep" in the area of high temperature and "corrosion fatigue / SCC in the lower

temperatures can occur in Blade Root (foot blades) and Blade Grooves (groove on the wheel).

Derngan root design modifications and improvements, we can reduce the local voltage (local)

applied eg. Increase the area of contact with the root area of the rotor blades and groves

Lowering the voltage kponsentrasi

old design modification /Ruggedized

STRENGTHENING Blade Root & Groove (SALURAN) Design :

1. Enlarged Blade Root & Groove

2. Enlarged Corner Radius

3. Increase of Durability against SCC and Corrosion Fatigue

Boron Coated Nozzle


20/61

Applied in Control Stage Nozzle vane

Anti - Particle Erosion Coating

Boron Diffusion Coating

Very Hard and Thin Coated Layer

Higher Durability Nozzle segmentpada first stage

Boron Coated Blades

stationary blades

rotor / cylinder


21/61

Mineral dan Silica Deposits pada Steam Turbines

Cause, Source and Type of Deposit

Cause:

Bodies / foreign material carried by the steam flow.

Origin:

Tekanam steam turbine in high berexpansi will form a "steam solved" (steam polluted with moisture).

Type of Deposits:

2 main groups:

1. "Water-soluble" or water in the steam (found in the high and intermediate pressure section of theturbine, in the form of mineral deposits).

2. "Water-insoluble" or no water in the steam / separate encountered at the end of the intermediate

section and the low pressure in the form of silica sediments

Prevention of Deposits

1. Steam purity is influenced by:

- Feed-water quality,

- Steam boiler models

- Boiler design

- Boiler operation

2. Boiler with a pressure of more than 40 bars require demineralization process l

Mineral dan Silica Deposits didalam Steam Turbines


22/61

Akibat adanya Deposits

Deposits are formed mainly in control valves, especially in local (directional steam nozzle into

turbuine) and moving blades (blade on the rotor).

This deposit will be changed the shape of the surface becomes rough and the blades are easycorrosion wound surface

Adverse effect as a result of deposits:

1. Economic Affects

- Decreased ability to make changes in steam steam into mechanical tenagga, meaning

reduced turbine out.

- Lowering Efficiency (steam consumption, high normal load)

deposits

L. k. 500 grams deposits on the entire surface

of the blades will result in decreased efficiency

sebedar 1%

Mineral dan Silica Deposits didalam Steam Turbines

Mineral and Silica Deposits in Steam Turbines


23/61


Overloading and decreased reliability in operation

thrust force thrust force

Ft

Ft

source ofvibration

thrust steam

from nozzle

thrust steamfrom nozzle

clean surface deposited surface(Compare force Ft and Fa)

Ft

Ft

Rough surfaces cause the steam flow turbulence (swirling) to produce turbine output at the

desired level, means should add pressure steam (the amount of steam needed to grow) the

other is due to increase pressure thrust (overloading the thrust bearing)

Bending stress on the blades increasesVibration increases in blades than the natural vibration.

Uneven distribution on the entire surface of the blades will be rumbling / rough

Deposits on the valve will reduce the smooth flow of steam

Fa Fa



24/61

Corrosion Effects

e a a d S ca epos ts Stea u b es

Steam basah

chlorides

silica other salt

Corrosion Attack

1. Pitting (pit-soft 2)2. Corrosion fatigue (decreased endurance / fatigue due to

rust)

3. Stress corrosion (due to reduced cross-sectional area due

to rust blades).

Damages Decrease Efficiency Vibration

Shorter Live Time

High Cost

Tindakan :

1. Supervise of Steam Quality

2. Feedwater Treatment

3. Detect the Deposits



25/61


Removing of Deposits

1. Water - Soluble Deposits ( minerals )

Cuci dengan menggunakan kondensat

- Beda temperatur antara cylinder / shell tidak boleh

mencapai 300C.- Beda temp. antara silinder belahan atas dan sinder

belahan bawah tidak boleh lebih dari 400C. Kondensat

jangan sampai masuk ke live steam line.

- Kondenser harus di prop / sumbat ( diisolasi dari turbin )

selama 2 - 4 hours

- pengisian melalui drain . Pengisian awal sampai penuh.

Pengisian lanjutan cukup sampai shaft .

- Pengeringan dengan cara steam yang masuk melakui

back pressure

Kondensate

inlet

Kondenser diisolasi

Pencucian dengan menggunakan steam 100 0C dan kebasahan ( moisture contents )

X = 0,90 - 0. 95.

- Dengan menginjeksikan kondensat dari drain dan/ atau back pressure.

- Exhaust steam dibuang ke atmosfer melalui gate valve

- Kondensat ( kotor ) dibuang melalui drain valves- Setelah 2- 3 X isi dan buang, berikutnya turbin isi penuh ,dan diputar dengan kecepatan putar

max. 20 % dari kecepatan normal.

2. Water - Insoluble Deposits ( silica )

- Keluarkan kotoran ( silica berbentuk kristal yang sangat keras ) dibersihkan dengan cara

mekanis setelah turbin di buka shell nya.

- Silica deposit tidak larut dalam air

Washing with Wet steam at 100 0C ( Contd )


26/61

Washing with Wet steam at 100 0C ( Cont d )

Important :

- Turunkan temp. turbin secara perlahan-lahan, tidak lebih

dari 1 0C

- Buka semua cylinder drains

- Pada saat pengukuran pressure dan temperature, sisi

dalam turbin kearah control valves dibiarkan dalam

keadaan basah. Dari drain valve (a ) dan (b ) harus

mengeluarkan kondensat

- Untuk mendapatkan hasil pencucian yang baik, naikan

secara bertahap tekanan didalam turbin selama prosespelaksanaan pencucian.

- selama proses pencucian, matikan semua gland seal

steam.

Pencucian dengan Caust ic Soda

- Hasil pencucian bagus, tetapi

potensialmenimbulkan kerusakan lokal didalam turbin

- Tidak disarankan oleh pabrik pembuatnya.

Pembersihan Turbine dalam keadaan terbuka (

shel l bagian atas diangk at )

- Sedimen dibersihkan dengan tangan / sikat / skrap

/ sand blasting secara manual

a

b

Monitoring of the Washing Process


27/61

Setiap kali melaksanaan pencucian turbine, harus terus menerus diadakan analisis

air bekas pencucian. Dengan mengetahui konduktifitasnya, kita mengetahui kapan

pencucian dinyatakan selesai.

Sample dari air ekas pencucian diambil dalam uinterval yang tetap sementarapencucian berlangsung. Bila hasil pegukuran konduktifitas air bekas sama

dengan konduktifitas di steam pencuci , pencucian dinyatakan selesai.

Hasil / data konduktifitas yang diperoleh tsb. secara berurutan dicatat.

St. turbin harus dikeringkan dan restart sesegera munngkin untuk mengetahui

keberhasilan pencucian turbin.

Cooling Water Quality


28/61

Material untuk cooler dan kondensers dipilih berdasarkan agresifitas coolant.

Qualitas air pedingin harus memenuhi syarat minimum sbb. :

1. Cooling water

- Total salinity max. 1000 PPM.

- Harus cocok dengan komposisi kimia unuk cooler

- Ganggang / mikrobiotik dengan larutan chlor ( chlorination )

- Periksa keseimbangan kimia dalam larutan untuk menghindarkan

pembentukan gumpalan -2 carbonate. ( kristal seperti kapur / carbonic )

2. Recirculation Cooling

- Resirkulasi cooling water harus memenuhi spesifikasi daftar berikut untukmenghindarkan terbentuknya deposit didalam cooler tubes :

pH - value - > 7

Free Carbonic Acid PPM < 3

Carbonate Hardness 0 d H < 6

Carbonate Hardness at Polly,

Phosphate 0 d H < 12Non-Carbonate Hardness 0 d H < 80

Chloride ( Cl ) PPM < 400

Sulfate ( SO4 ) PPM < 500

Total Salinity PPM < 3000

Total alkalinity ( m- value ) mval/L < 15

Silica PPM < 200

Suspended Matter PPM < 10

Qualitas cooling water

harus di selidiki dengansangat teliti


29/61

Irregular Working

Bagian -2 ber ikut ini termasuk yang di per iksa :

1. Lubrication and Bearings

2. Safety Trip and Protective devices

3. Governing System4. Steam Condition

5. Blading

6. Labyrinth seals

7. Vibration

1. PENYIMPANGAN DALAM KERJA


30/61

Lub r icat ion and Bear ings

a. TEMPERATUR BEARING NA IK

a.1 Kesalahan coo l ing water :- Temp. air masuk terlalu tinggi.

- Deposits di dalam cooler

- Ventilasi / pembuangan panas sisi air didalam oil cooler tuidak sempurna .

Semua akan mengurangi proses perpinddahan panas/ thermal - conductivity.

a.2.Kesaklahan Oil :- Check gelas duga oil level.

- Check ventilasi pada sisi oil dan filter.

- Filter buntu / kotor .- Auxiliary oil pump distop terlalu dini sementara temperatur bearing masih tinggi

Auxiliry pump di start ulang

a.3. Ada kenaikan temp. mis. :

- V ibrasi akibat terdapat deposit pada blading

- Tekanan axial bertambah akibat deposit dalam blades. Hal ini ditunjukkan dengan kenaikan

pressure pada tingkat pertama setelah control stage- Alignment yang kurang sempurna ( kenaikan panas akibat friksi )

- Vibration due to deposits on the blading

- Turbin dibiarkan tetap berputar meskipun tanpa beban, temp. bearing naik

- Kerusakan pada babbit-lining pada bearing disebabkan pelumasan kurang baik / lapisan film

lube oil kurang.

- Kerusakan babbit - lining selama turbin tidak dioperasikan

- kerusakan pada babbit-lining dan permukaan rotor akibat transportasi.

b. TEKANAN LUBE OIL DIBAWAH NORMAL


31/61

b.1. Out-put Main oil pump tidak mencukupi konsumsi.

b.2. Main oil pump buntuk sebagian / seluruhnya.

Filetr dibuka dan beersihkan semua kotorannya.b.3. Tekanan oil berkurang karena kebocoran .

Atau jumlah lube oil berkurang karena bocor.

b.4. Temperatur lube oil setelah cooler naik akibat .

b.5. Lamanya pendinginan turbin setelah shut-down terlalu singkat .

Lebih baik auxiliary pump berjalan lebih lama daripada terlalu singkat.

b.6. Hal-hal lain yang sulit di deteksi an sulit diatasi.

Catatan :

Dalam keadaan normal, tekanan lube oil akan turun setelah turbin mencapai

kecepatan normal . Hal ini disebabkan oleh berkurangnya derajat kekentalan minyak

/ viskositas akibat temperatur naik .

Bila dengan segala cara kita gagal mengatasi masalah lube oil pressure, turbine akandi shut-down dan tidak boleh restart sebelum system lube oil bisa diatasi.

Kondisi oil yang di supply harus dapat dipercaya ( mutu bagus dan jumlah lebih dari

cukup )

Benda-2 asing dan deposit didalam oil system harus dihindari

C. Deposits didalam Oil System


32/61

c.1. Check oil filter setelah turbine dikomisi dan bersihkan filter secara berkala dengan

teratur

c.2. Untuk turbin dengan unit oil terpisah :

Penghisapan dan pengembalian ke tangki terpisah dengan wire mesh.

Wire mesh dapat di keluarkan untuk dibersihkan .

c.3. Buanglah kondensat terbawa kedalam lube oil melalui drain valves yang terpasang ditangki setelah turbin tidak bekerja 12 jam

c.4. Pembersiohan filter minimal sekali setiap tahun pada ke dua sisinya (sisi air dan sisi

oil )

drain

Tangki

lube oil

filer filer

Bearings

2. Trip dan Protective Devices.


33/61

a. Turb ine Trip karena Overspeeda.1. Bisa disebabkan oleh jamming lines dari saluran control valve

Bisa di check pada valve lift indicator sebelum turbin di start

a.2. Kenaikan pressure yang mendadak di pipa hisap atau tekanan outlet turun

pada kompresor atau pompa.b . Turbine Trip disebabkan oleh Pergeseran Ax ial

b.1. Turbine dapat trip oleh keausan yang melebihi yokleransi pada thrust bearing

( Michell bearings ) . Pada umumnya axial thrust yang berlebihan disebabkan oleh

deposit pada rotor blades

b.2. Bila keausan pada thrust bearing telah di atasi, langkah berikutnya adalah merekondisi

turbin sebelum axial shift mencapai batas maximum untuk trip

c. Sebab-sebab lain Turb in TripSemua komponen yang berkaitan dengan trip system

d. Emergency Stop Valvesd.1. Penyebab kesalahan

- Damage sealing faces - Erosion of the sealing faces

- Foreign matter - Excessive strain

- loose guide bushes - Vibration of the valve proper

d.2. Bersihkan deposits yang melekat pada valve dan pada saluran valve dengan carathrottling ( menutup sedikit l.k. 1/4 putaran pada emergency

stop valve sampai kesuatu posisi dimana nozzle control valves terbuka.

e. Protect ive devices , agar Pengop erasian Turbin dapat di lanjutk an

e.1. Automatic starting devices pada motor pump bisa gagal bekerja disebabkan

oleh beberapa faktor , biasanya disebabkan oleh kesalahan wiring ( kabel-2 )

atau setting ( penyetelan ).

3. Governing System


34/61

a. Nozzle Contro l Valvesa.1 Jaringan nozzle control valves akan mengalami jam apabila deposits telah terbentuk

pada valve lines yang menyebabkan kekuatan pegas tidak cukup kuat untuk

menggerakkan mekanisme valve . Dalam hal control valves tidak mau menutup, pegas

telah lemah dan harus diganti baru.a.2. Main emergency stop valves di throttled untuk menghilangkan deposits yang melekat

valve stem.

b.Speed Gov ernorb.1. Speed Governor akan macet biasanya bila karena deposits dan kotor.

c.External Causesc1. Tekanan steam mula-2 oscillating atau hunting ( tidak stabil ). Tekanan ini akan

menyebabkan daya tidak stabil pada reducing valve atau f by-pass controller.

4. Steam Conditionsa. Deposits

Deposits yang terbentuk didalam turbine blades akan engurangi merobah countur blades

dan mengurang luas penampang blades. Effisinsi daya akan berkurang

4. Steam Conditions

a Deposits


35/61

a. Deposits.

Menaikkan pressure

Menaikkan exhaust

temperature

- Deposit melapisi permukaan blades, steam yang melewati ruang antar dua blades berkurang, dayaberkurang karena kalor ( kinetic energy ) yang dirobah menjadi daya ( mechanical energy )

berkurang .

- Untuk menghasikan daya yang telah ditetapkan, diperlukan Extra thrust yang selanjutnya

diteruskan ke thrust bearings

- Idem terjadi extra tegangan di labyrinth seals

- Idem terjadi tegangan extra diluar tegangan yang telah diperhitungkan pada design blading

4b. Foreign Matter Carried in the Steam Lines

4b. FOREIGN MATTER CARRIED IN THE STEAM


36/61

( Bend a-2 asing terbawa dalam steam )

UNTUK MENCEGAH TURBIN KEMASUKAN BENDA-2 ASING , TURBIN

DILENGKAPI DENGAN STEAM STRAINER DENGAN UKURAN 2 mm

SEBELUM STEAM LINES DIPASANG, DI BEERSIHKANM TERLEBIH DAHULU

DENGAN STEAM FLUSHING. PEMBERSIHAN TERSEBUT DI ULANG TIAP

KALI KITA MELAKSANAKAN PENGGANTIAN PIPA .

UNTUK MENCEGAH BENDA-2 ASING YANG LEMBUT / PARTIKEL TERBAWA

MASUK KEDALAM TURBIN, STEAM STRAINER TSB HARUS DI BUNGKUS

DENGAN LEMBARAN 13 % BAJA CHROM . PENUTUP INI BARU DILEPASSETELAH 4 - 6 MINGGU SETELAH KOMMISSIONING.

4.C. AIR KONDENSAT TERBAWA MASUK KEDALAM TURBIN

STEAM SEPARATOR DIPASANG SEBELUM STEAM MASUK KEDALAM MAIN

STOP VALVE DAN STEAM STRAINER.

5. Blading


37/61

SUMBER KERUSAKAN PADA BLADING:

- Corrosion

- Pitting ( Lobang-2 lembut dan dalam )

- Water droplets ( titik-2 air kondensasi )

- Deposits- Rubbing of moving parts ( luka akibat gesekan / aus )

- Foreign matter

- Water schock/ hammer ( air yang terbawa dalam alitran steam )

- non - uniform cooling down when turning gear is not in operation. ( pendinginan yang

tidak merata )

Protect ive actio n :

1. Jaga turbin tetap keringbila tidak dioperasikan2. Pendinginan turbin dengan turning gear selama 2-4 jam dan saat warm -up selama

( 1/2 - 1 hour ) tergantung ukuran dan dimensi turbin .

Perlu turning gear dilakukaan harian pada turbin yang tidak dioperasikan dengan

tujuan untuk menjatuhkan titik kondensasi pada rotor blading dan juga untuk

menghidarkan bending akibat gravitasi pada posisi rotor konstan.

3. Segera ambil tindakan koreksi apabila ditemukan ada kesalahan / kerusakan

6. Labyrinth SealsStationary


38/61

stationary

rotary

Causes lead to damaged

knife-edges of the labyrinth

Steam flow

6.1. Ujung pisau menyentuh shaft turbine shaft karena expansi yang tidak merata,

terutama akibat start yang dilakukan terlalu singkat

6.2. Kesalahan pada saat membika turbin shell dan / atau mengganti atau memperbaiki

labyrinth seals

6.3. Tekanan steam pada first-stage terlalu tinggi dan disitu terdapat akumulasi deposit

akan berakibat keausan yang parah thrust bearings.

6.4. Rotor melengkung akibat pendinginan danb pemanasan yang terlalu cepat .dan

restart yang tidak tidak sesuai priosedur.

6.5. Seal steam supply yang kurang tepat, pressure terlalu tinggi.

6.6. Seal steam tercampur air

6.7. Radial and thrust bearings rusak.

Stationary

7. Vibration


39/61

Vibration

Vibro - meter

Alarm

Sound

Lamp

OK

Shut - down

Trip

Excessive Noise

Excessive Vibration

After trip / shutdown :

- Check the balance

- Check the alignment, bearing,

labyrinth blading, clearances

- Check the turnability of the rotor

restart

OK

Excessive

vibrationDetermin the cause :- ( lihat slide berikut )

coil

magnet

Suspension

spring

spring

rider tip

7 2 Determin the Cause of the Excessive Vibration


40/61

7. 2. Determin the Cause of the Excessive Vibration

2.a. Imbalance yang bvesar, disebabkan oleh :

- perobahan imbalance sangat mendadak karena blade patah

- perobahan kondisi imbalance yang sanfat lamban disebabkan terjadinyapenimbunan deposits, erosion, corrosion, rotor distortion.

2.b. Gesekan antara rotor ( blades atau seals ) terhadap casings.

2.c. Bidang natural frequency sdangat rapat denfan bidang bagian -2 yang berputar.

2.d. Resonansi didalam fondasi atau komponen machine .

2.e. Kekuatan vibrasi disebabkan oleh :

- Kesalahan pemasangan kopling atau alignmen yang kurang sempurna.

- Kekuatan reaksi dari daya mesin penggerak atau yang mesin digerakkan.2.f. Selfexited rotor vibrations ( resonansi akibat tekanan lube oil yang menyentak-sentak

2.g. Terjadi perbahan amplitudo getaran akibat perobahan load yang mendadak,

keausan bearing dan / atau shaft , atau perobahan temperature dan / atau

perobahan sifat-2 lube oil

7. 3. Vibration Measuring Requirement (pengukuran getaran )


41/61

pengukuran getaran )

3.a. Pengukuran vibrasi poros ( relative measurement ).

Vibration probes dipasang dengan arah vertical an horizontal atau menyudut

90 0 pada semua lokasi bearing .

3.b. Bearing Vibration Pick-up ( absolute measurement )3.c. Multi-channel strip chart recorder

3.d. Analisa gelombang akibat getaran untuk menentukan frequensi harmonis dari

vibrasi.

Test 1

Pengukuran vibrasi pada semua bearing dan rumah bearing ( dan fondasinya )

ke semua jurusan

Pengujian dilakukan pada kecepatan idle terendah dan tanpa load

Test 2

Menganalisi susunan semua level frequensi vibrasi dan pada amplitudo terbesar

berapa terjadi vibrasi.

Test 1 danTest 2 dapat menghasilan 4 variasi getaran..

7.4. Vibration Tests and Investigations

Hanya dilakukan hanya oleh yang akhli

untuk menebtukan vuibrasi yang besar

Lihat slide berikutnya

Test ResultsResult 1 of Test 1


42/61

Amplitudo vibrasi diukur kearah horizontal dan vertical dengan lokasi yang

berbeda-beda.

Test dilakukan pada bagian yang diduga terjadi resonansi getaran ( foundasi atau

bearing housing ) .

Hasil test 1 ini perlu dipastikan dengan dengan hasil test 3

Result 1 of Test 2

Vibrasi terutama pada frequensi kenaikan kecepatan

Getaran terutama yang ditimbulkan oleh daya yang berputar / rotor :

- Unbalance

- Rotor distortion- Eccentric shaftatau

- Reaksi daya dari kopling ( misalignment )

Result 2 of Test 2

Vibrasi -2 lain yang berbeda dari frequensi kecepatan

vibration are different from running speed frequency

Test 3


43/61

INSPECTION

AND

MAINTENANCE

Maintenance

MaintenanceU j d t h k k di i t i l d ti k t dii i k


44/61

Upaya menjaga dan mempertahankan kondisi material pada tingkat yang diinginkan

Menentukan dan memperkirakan kondisi yang sebenarnya.

SCOPE MAINTENANCE

1. INSPECTION

2. MINOR OVERHAUL3. MAJOR OVERHAUL

PREVENTIVE MAINTENANCE

STRATEGY


45/61

MONITORING YANG INTENSIF SEMUA BAGIAN YANG DIOPERASIKAN

LAKSANAKAN OVERHAUL SESUAI EQUIVALENT OPERATING HOURS ( EOH = WAKTU PENGOPERASIAN

TERMASUK WAKTU SHUTDOWN KAERENA TRIP DAN UNSCHEDULED SHUTDOWN )

TUJUAN :

MENEKAN SERENDAH MUNGKIN :

- OUTAGE

- OPERATION COST

- OUTAGE

SCOOP MONITORING

1. STEAM PRESSURE

2. TEMPERATURES

3. STEAM FLOWS

PARAMETER :

1. SPEED / OUTPUT

2. RADIAL & AXIAL BEARING METAL

TEMPERATURES

3. SHAFT VIBRATIONS

4. AXIAL POSITION OF ROTOR

TINDAKAN :

1. INSPECTIONS SETELAH 10 - 12 000 JAM

KERJA

2. SERVICING

3. OVERHAUL / REPAIR

MENGEMBALIKAN KONDISI

TINGKAT TERTENTU

MENGAWAETKAN SAMPAI KONDISI /

WAKTU TERTENTU

MENENTUKAN / MENDAPATKAN DATA

KONDISI YANG ADA

MINOR OVERHAUL SETELAH 25 000 EOH

MAJOR OH SETELAH 50 000 EOH

LAJU KEAUSAN DIPENGARUHI 3 FAKTORS

1. HASIL PROSES PRODUKSI


46/61

2. KEAUSAN

3. CARA PENGOPERASIAN

MATERIAL NYANG DIPAKAI

SAFETY FACTOR YANG DIPILIH ( DALAM

DESIGN )

QUALITAS PRODUKSI

QUALITAS STEAM

TEMPERATURE KERJA

PARTIKEL ( BENDA ) ASING DI DALAM

STEAM

% KEBASAHAN STEAM

KECIL ATAU SEBALIKNYA OVERLOAD

START - SHUTDOWN ATAU NON STOPOPERATING

C1.C2 KONDISI TERTENTU YANG BERBEDAYANG DITEMUKAN SELAMA ISPEKSI

PADA t1 , t2

CR, CM KONDISI SETELAH PERBAIKAN /MODIFIKASI PADA t2

USIADESIGN

YANGD

IHARAPKAN

TAHUN

TINGKAT KERUSAKAN

CM

CR = KONDISI MENDEKATI BARUSETELAH PERBAIKAN

C1

t1t2

CM= KONDISI SETELAH MODIFIKASI


47/61

SETELAH MENCAPAI 100 000 EOH, KERUSAKAN MATERIAL AKIBAT FATIGUE MAKIN BERSAR DAN

USIA TERSISA SUDAH BISA DIPERHITUNGKAN.

KONDISI SETELAH 1000.000 EOH INI PERLU DIKONSULTASIKAN SECARA DETAIL KEPADA PABRIK

PEMBUATNYA

Te = T eff + NS X TS

Te = EOH

Teff = WAKTU PENGOPERASIAN YANG SEBENARNYA

TS = WAKTU PENGOPERASIAN UNTUK SETIAP KALI START ( MINIMAL

PERHITUNGAN 30 JAM UNTUK SETIAP KALI START )

Ns = berapa kali start

TIDAK DISARANKAN MELAKUKAN LIFE - EXTENSION BILA TURBINE TELAH DIOPERASIKAN LEBIH

DARI 50. 000 EOH DENGAN PERTIMBANGAN :

SULIT DIASSEMBLY TIAP KOMPONEN TURBINE

IKATAN BOUT ( BOLTS ) SUDAH TIDAK ELASTIS LAGI ( RAPUH ). HARUS GANTI / KENCANGKAN

KEMBALI

EROSI DAN KOROSI BISA MENJADI SUMBER RETAK / PECAH

Servicing and Inspection

Insp ect ions Intervals


48/61

5.Overspeed Governor

Perijksa kemungkinan deposits, terutama deposit dari kerak lube

oil.

Test for annually,

Inspection every 2 years.

Insp ect ions Intervals

1. Blading

Pemeriksaan deposits, mis. Silica ( SiO2 ) dan larutan -2 lain.

Checking every 2 years

2. Bear ing faces of the Rotor

Permukaan rotor harus di periksa kemungkinan terdapat cacat /

goresan . Permukaan bldes harus di poles sampai cacat / giores

tsb. Hilang.


3. Bear ings

Perijksa adanya goresan dalam pada white metal lining.

Biasanbya terjadi pada radial dan thrust bearings.

Checkng every 2 years

4.Labyr inth Seals

Ujung-2 plat tipis labyrinth diperiksa kemungkinan rusakCheckng every 2 years

6 E R l

Ins pect io ns Intervals ( contd)


49/61

6. Emergency Relay

Emergency relay dan Lube Oil pe5rlu diperiksa pada :

- the catch lever

- the pilot valve

- the condition of the springsInspection every 2 years

7. Contr ol Valves

Valve stems harus diperiksa adanya deposits, corrosion dan erosion.

Deposits dapat memnyebabkan jam aliran steam pada leher valve

Checking annually

8. Servom otor and Oi l Relay

Periksa penimbunan lotoran . Biasanya terbentuk pada piston valve pada oil

relay. Terbentuk dari kotoran minyak yang mengkristal .

Checking every 2 years.

9. Turbine OilPeriksa kemungkinan adanya kondensat, kotoran yang terkandung dan periksa

viskositas.

Checking every day

10. Emergen cy Stop Valves


SCHEDULE for NONDESTRUCTIVE TESTING of

STEAM TURBINE COMPONENTS


50/61

Steam Turbine

Component

Bearings

Blading

Bolting

Casings

Diaphragm

Disc Hub and Webs

Disc Bores and Keyways

Rotor Periphery

Rotor Bores

Steam Path as

Acxcessable

Normal Inspection

Frequency

1 - 2 tahun

3 - 5 tahun

3 - 5 tahun

3 - 5 tahun

3 - 5 tahun

3 - 5 tahun

5 6 tahun

3 - 5 tahun

10 tahun

Shutdown

NDT

Inspection Method

V, UT

V, MT, ET, MP

V, MT, UT, PT

V, MT, PT

V, MT, PT

V, MT

UT

V, MT

V, MT, UT

V, PT

V = Visual PT = Penetrant Test

ET = Eddy Current Test MT = Magnetic Particle

MP = Magnetic Perturbation ( gangguan )

UT -= Ultrasonic

CRACKING PROBLEMS 43


51/61

Steam turbine rotor cracking problem areas :

1. Blade Cracking

2. Disc Rim / Blade attachment cracking

3. Disc external surface cracking

4. Disc imternal bore and keyway cracking

5. Shaft peeriphery surface transferse cracking

6. Shaft body and bore connected internal radial / axial cracking

1

5

2

6

5

Inspection and Overhaul Program


52/61

I M I G I M I G I M I G I M I M I G

3 6 9 10 12 15 18 20 22 yrs

25.000 50.000 75.000 100.000 125.000 150.000 180.000 Max. operating hrs

T = Equivalent Operating Hours

G = Major Overhaul

M = Minor Overhaul

I = Inspection

1X stop-start senilai est. 30 hrs

T equiv = Tact + ns . Ts

Tequiv = Equivalent Operating Hours

Tact = Actual Operating Hours

ns = Number of starts

Ts = Operating Hours Chargedfor One Start

Ganti turbin baru

Preventive Maintenance Concept

Pemeriksaan dilaksanakan untuk jangka waktu apprx.. 12. 500 O.H atau 1 1/2


53/61

tahun antara minor dan major overhauls

Minor overhauls harus dilaksanakan setelah total 25.000 equivalent O.H atau 3

tahun paling lambat

Major overhaul dilaksanakan setelah 50.000 eoh atau 6 tahun paling lambat.

E.O.H = Equiv alent Operat ing Hou rs = Te

Te = T eff + nsX Ts

Teff = jam operasi sebenarnya.

Ts = Operating hours dihitung untuk 1 X start

& stop yang senilai dengan 30 jam .ns = Jumlah berapa kali starts tanpa

memperhatikan hot and cold starts

Kerusakan yang cukup berat padfa material akibat kelelahan dimulai setelah 100.000

eoh ( Equivalent Operation Hour ).

Jangan menunda pemeeriksaan untuk overhaullebih lama dari 50.000 eoh.

- Membongkar bagian -2 di daerah yang menerima steam panas adalah paling sulit.- Bout-2 pengikat, biasanya rusak pada saat pembongkaran. Harus ganti baru

atau dikencangkan kembali.

- Kerusakan akibat Erossion dan Corrosion dapat mengakibatkan kebocoran pada

shell packing .

Scope of Inspect ion, Minor and Major Overhauls


54/61

Semua harga / angka harus dibandin gkan dengan hasi l

pengukuran sebelumnya.

PERIKSA FUNGSI ALAT / PERLENGKAPAN BERIKUT : MONITORING , SAFETY,

PROTECTION.

TEST / INSPEKSI SESUAI YANG TERTERA DALAM OPERATIONAL MANUAL

SELAMA TURBINE BEROPERASI , PEMERIKSAAN MELIPUTI :- UKUR KONSUMSI STEAM .

- HITUNG INTERNAL EFISIENSI

- UKUR STAGE PRESSURE dan BANDINGKAN DENGAN PENGUKURAN PERIODE

SEBELUMNYA DENGAN MENGGUNAKAN DIAGRAM VALUE PADA BEBAN YANG BERBEDA-

2.

- BANDINGKAN HASIL PENGUKURAN TEMPERATURE PADA CASINGS.

- VIBRATION MEASUREM ENT- BEDA ANGKA EXPANSI ANTARA SHAFT dan CASINGS.

- SUPPORT of THE TURBINE CASING PADA TURBINE PEDESTALS.

- PERIKSA TEMPERATURE dan TEKANAN PADA BEARINGS.

- PERIKSA OIL, STEAM dan KEBOCORAN COOLING WATER

LAKUKAN PEMERIKSAAN PADA SAAT MESIN BEKERJA / RUNNING DOWN dan COOLING

DOWN.

- THE COST DOWN TIME- UKUR AMPERE TERPAKAI PADA TURNING GEAR.

- DENGARKAN KEMUNGKINAN SUARA - 2 GESEKAN, DERIK dan / atau SCRAPPING.

MINOR OVERHAUL ( 25.000 EQUAL Operating Hours atau 3 years )

Scope of Inspection, Minorand Major Overhauls


55/61

INSPECTION PADA :

TEST MASING 2 FUNGSI DARI CONTROL dan SAFETY SYSTEMS. ( vocal points :

Aus dan kotoran pada sensitive components)

BEARING dan EXTERNAL CHECK PADA RADIAL dan AXIAL ROTOR CLEARANCE.

TEST KOSENTRIK PADA SAAT TURBINE BERPUTAR

PERMUKAAN BIDANG SEATING dan GUIDIING dan PEGAS PENUTUP PADAENEERGENCY STOP dan CONTROL VALVES.

KOPLING dan ALLIGNMENT ANTARA TURBINE dan BAGIAN YANG

DIGERAKKAN / LOAD

EXHUST SECTION MELALUI MAN HOLE ( bila dilengkapi )

SEALING dan DRAINAGE SYSTEM

SCOPE of INSPECTION , MINOR and MAJOR OVERHAULS

MAJOR OVERHAUL 50. 000 Equal Operating Hours ( EOH ) atau 6 years


56/61

PERIKSA SEMUA KOMPONEN DALAM KEADAAN TERURA (disassembled ) TERUTAMA PADA SEMUA

SEALING dan PERMUKAAN BIDANG YANG BERHADAPAN DENGAN KISI KISI LABYRINTHS.

> DAMAGE / RUSAK > WEAR / AUS

> STEAM CUTS/ SALURAN STEAM BUNTU. > SURFACE RUST / KARAT .> DISTORSION / HAM BATAN , etc

PERIKSA PADA VALVES , NOZZLES dan BLADING :

> FOREIGN PARTICLE DAMAGE > STEAM CUTS

> RUBBING / GORES > Erosion ( especially exhaust section )

> CRACKS > SURFACE RUST and DEPOSITS

CRACK TESTING PADA :> STEAM STRAINER > VALVE COMPONENT

> CASINGS > ROTOR and GUIDE BLADE CARRIER

> BEARINGS > COUPLINGS

> INTERNAL STEAM LINES

PENGAMBILAN SAMPLE dan DEPOSITS

CLEAING BY SAND BLASTING ( BILA PERLU )

BALANCING CHECK - PADA ROTOR INTERNAL ALLIGNMENT dan CLEARANCE CHECK

PERIKSA SEMUA LABYRINTH dan OIL RETAINING RINGS BILA ADA TANDA GOESAN dan DEFORMASI.

LIFE EXTENSION


57/61

UNIT

SHUTDOWN

TEMPERATUR UDARA DIBAWAH DEWPOINT,

MENGAKIBATKAN KONDENSASI

PROSES ELEKTROCHEMICAL , WATER dan OXYGEN

MENGAKIBATKAN KOROSI.

CORROSION PITTING

SHUT DOWN CLASSIFICATION :

1. SHORT SHUTDOWN SAMPAI 4 HARI

2. SHUTDOWN DENGAN MENJAGA UNIT

TURBINE SIAP UNTUK DIOPERASIKAN LAGI ,

SETELAH BEBERAPA JAM PERSIAPAN.

3. SHUTDOWN 68 BULAN ( mis. sugar millplant )

4. SHUTDOWN LEBIH Lama dari 68 bulan.

TINDAKAN UNTUK MEMPERPANJANG USIA PAKAI TURBINEPLANT PADA SAAT SHUTDOW

TINDAKAN PENCEGAHAN untuk TURBINE PLANT

(Preventive Measures for Turbine Plants located Indoors ( no danger of frost )


58/61

1. SHORT SHUT-DOWN up to 4 DAYS :( DIMULAI SETELAH UNIT SELESAI PENDINGINAN )

- TIDAK ADA TINDAKAN KHUSUS PERLU DIAMBIL- BILA TURBINE DILENGKAPI DENGAN PERLENGKAPAN UDARA PENGERING,

JALANKAN SETELAH TURBINE PROSES COOLING DOWN.

2. TURB INE SHUT-DOWN TETAPI HARUS TETAP SIAP UNTUK DIOPERASIKAN

SETIAP SAAT ( STAND BY PLANTS )

a. TURBINE

b.OIL SYSTEM

a.1.SEMUA VALVES TUTUP RAPAT UNTUK M MENCEGAH UDARA MASUK KEDALAM BADANTURBINE. TURBINE TERISOLASI SEMOURNA TERHADAP STEAM SYSTEM dan

CONDENSATE SYSTEM.

a.2.TETAP MENJAGA BAGIAN DALAM TURBINE TETAP KERING . KELEMBABAN UDARA

ATMOSFER < 60 % DI DALAM GEDUNG TURBINE. .

b1.- JALANKAN OIL PUMP SETIAP 2 MINGGU SELAMA 1 JAM. SELAMA POMPA BERJALAN,

SEMUA KONTROL DEVICES HARUS DIGERAKKAN PENUH MEMBUKA atau PENUHMENUTUP

- PUTARLAH TURBINE SECARA MANUAL MINIMAL 2 PUTARAN .

PRESERVATION of SHUTDOWN TURBINE PLANT ( contd )

2.b. 2. - AMBILLAH SAMPLOE LUBE OL DARI TANGKI dan DARI TITIK DRAIN LAIN. -


59/61

4. MISCELLAENOUS

> JALANKAN TERUS OIL PUMP

> PANASKAN TERLEBIH DULU OIL LUBE ( untuk daerah dingin ) dan JAGA LUBE

OIIL PADA TEMPERATURE KONSTAN

> PANASKAN TERLEBIH DULU TURBINE M ELALUI BACK PRESSURE SYSTEM

DENGAN CARA MEMBUKA SEDIKIT DRAIN VALVES

- BILA MUNGKIN , TAMOUNG KONDENSAT YANG DIAMBIL DARI TANGKI LUBE OIL.

2. b. 3. KOSONGKAN COOLING WATER DARI COOLER dan KERINGKAN PERMUKAAN BIDANG

BAGIAN DALAMNYA BILA SHUT-DOWN BERLANGSUNG UNTUK WAKTU LEBIH DARI 1

MINGGU- UNTUK AUXILIARY OIL PUMP TIDAK ASDA TINDAKAN KHUSUS YANG PERLU DIAMBIL.

3. GEAR UNIT

TIDAK ADA TINDAKAN KHUSUS YANG PERLU DIAMBIL.

PRESERVATION of SHUTDOWN TURBINE PLANT ( contd )

3 SHUT DOOWN 6 8 MONTHS


60/61

a. TURBINE

3. SHUT DOOWN 6 8 MONTHSUNIT TURBINE YDM. BIASANYA TERPASANG PADA UNIT YANG DIOPERASIKAN MUSIMAN

( mis. Pabrik Gula )

a.3. PERIKSA EXTERNAL COATING dan RECOATING BILA PERLU DENGAN VALVOLINE OIL

TECTYLE 506 . . ( DILAkukan terutama sebelum konisioning dengan menggunakan minyak /

petrol atau paraffine pembersih ) .

a.1. CEGAH KEBOCORAN STEAM JANGAN SAMPAI MASUK KEDALAM STEAM SYSTEM DENGAN

CARA MEMASANG SLIP PLATE :

INLET STEAM, BLEED STEAM, PASS OUT STEAM, FOREIGN SEAL STEAM , STARTING

STEAM and SECONDARY STEAM CONNECTIONS.

a.2. UNTUK PERLINDUNGAN BAGIAN DALAM TURBINE, PILIHLAH SALAH SATU CARA BERIKUT :

1). OVERHAUL DENGAN CARA BONGKAR TOTAL.

2). JAGA TURBINE TETAP KERING DENGAN CARA BLOWING UDARA YANG SUDAHDIKERINGKAN atau UDARA YANG TELAH DIPANASKAN TERLEBIH DULU.

3). KELUARKAN SEMUA PENYEBAB KOROSI DARI DALAM STEAM SYSTEM SERGERA

SEBELUM SHUT-DOWN DILAKSANAKAN. . CARANYAA DENGAN MENGINJEKSIKAN

SUATA CAMPURAN OLI- STEAM DENGAN ALAT PORTABLE KHUSUS UNTUK ITU.

SETELAM CAMPURAN OIL-STEAM DIINJEKSIKAN KEDALAM TURBINE, OIL DIHARAPKAN

MEMBENTUK LAPISAN PELINDUNG PADA PERMUKAAN SETIAP SAAT MENERIMA

PANAS.

4). PROSEDUR NITROGEN. BILA DIPERLUKAN UNTUK EKXPANSI KE UDARA ATMOSFERSETELAH SHUT-DOWN dan DIINJEKSIKAN UDARA KERING. SEGERA DISUSUL DENGAN

MENGISOLASI TURBINE DENGAN CARA MENUTUP SEMUA VALVES

4. SHUTDOWN UNTUK WAKTU TIDAK TERBATAS


61/61

( lebih lama dari 6-8 bulan )

MEMERLUKAN COST CUKUP TINGGI dan VOLUME PEKERJAAN PREVENTIVE YANG LEBIH LUAS

DILAAKSANAKAN BERKAITAN DENGAN PROGRAM OVERHAUL MENYELURUH YANG SEGERAHARUS DILAKSANAKAN TURBO SET LENGKAP DETELAH SHUT-DOWN .

SEMUA KOMPONEN DALAM KEADAAN TERURAI PER KOMPONEN , MASING- 2 DIBUNGKUS /

SIISOLASI TERHADAP UDARA ATMOSFER.

PERIKSA KWMBALI SETIAP INYERVAL 2 TAHUN dan BILA PERLU LEMASAN DIGANTI BARU.

SEBELUM DIKOMISI KEMBALI UNTUK PEMASANGAN ( assembling ) SEMUA CORROSION HARUS

DI BERSIHKAN DENMGAN STEAMJET, PETROL atau PARAFIN.

Documents

steam turbine basic training - module 2.ppt