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Aug 09, 2023

Uso de tecnologías de sensores para optimizar el mantenimiento de los sistemas de agua de las centrales eléctricas

Las tecnologías no destructivas hacen que la inspección de los componentes menos accesibles de una planta sea relativamente fácil y ofrecen resultados que minimizan las fallas inesperadas y los gastos. Cuando emprendimos una

Las tecnologías no destructivas hacen que la inspección de los componentes menos accesibles de una planta sea relativamente fácil y ofrecen resultados que minimizan las fallas inesperadas y los gastos.

Cuando emprendemos una iniciativa en Granite Ridge Energy (GRE) para identificar, priorizar y evaluar los componentes que debían someterse a sus evaluaciones de 10 años, no sabíamos muy bien qué estábamos asumiendo ni cómo abordarlo. Sin embargo, habíamos oído hablar del uso de sensores avanzados con buenos resultados en la inspección de tuberías e interiores de tanques a los que no se puede acceder fácilmente y, por lo tanto, no suelen incluirse en las iteraciones de interrupción estándar. Después de una larga discusión a nivel del comité, decidimos poner un dardo en ese tablero.

Granite Ridge es una instalación de ciclo combinado alimentada con gas natural de 753 MW ubicada en las afueras de Manchester, NH (Figura 1). La planta está equipada con dos turbinas de combustión Siemens 501G y una turbina de vapor Siemens KN.

1. Energía de bajo costo. A través de su operador, NAES Corp., el propietario Granite Ridge Holdings LLC ha emprendido varias iniciativas de mejora de la confiabilidad para mejorar el factor de disponibilidad en Granite Ridge Energy en Londonderry, NH. Cortesía: Granite Ridge Energy

Encargada en marzo de 2003, GRE opera a una tasa de calor de menos de 7.000 Btu/kWh y se beneficia de un contrato de productos básicos a largo plazo por debajo del mercado, lo que la convierte en una de las plantas de turbinas de gas de ciclo combinado de menor costo en New England Power Pool. pila de suministros. A través de su operador, NAES Corp., el propietario Granite Ridge Holdings LLC ha emprendido varias iniciativas para mejorar la confiabilidad en un esfuerzo continuo por mejorar su factor de disponibilidad.

Nos centramos en tres sistemas, ninguno de los cuales había sido evaluado desde la puesta en servicio de la planta:

■ Una línea de agua de refrigeración de hierro dúctil de 16 pulgadas que suministra agua tratada desde la planta de tratamiento de la ciudad de Manchester para la preparación de la torre de refrigeración.

■ Una línea de agua circulante subterránea de 84 pulgadas y 708 pies de largo (una línea de suministro de 344 pies y una línea de retorno de 364 pies) que consta de 40 secciones de tubería cilíndrica de concreto pretensado (PCCP).

■ Los interiores y la parte inferior del tanque de agua desmineralizada de 500,000 galones y del tanque de agua de reposición de la torre de enfriamiento de 800,000 galones de GRE.

Después de hablar sobre la idea con mis homólogos en otras instalaciones y obtener algunas referencias, me puse en contacto con Structural Group, con sede en Maryland, que contrata los servicios de sensores de Pure Technologies US Inc. y Mistras Group, con sede en Houston. Structural Group hizo un buen trabajo al convencer a nuestra gerencia de que los sensores avanzados proporcionarían formas rentables y no destructivas de comprender mejor los riesgos asociados con estos activos y establecer líneas de base para hacer que la planificación y las adquisiciones a largo plazo sean más efectivas.

Siguiendo el consejo de Structural Preservation Systems, una unidad de Structural Group, optamos por utilizar tecnología acústica proporcionada por Pure Technologies para determinar el estado de la línea de agua de refrigeración, que transporta aguas residuales tratadas aproximadamente a 3,5 millas de las obras de tratamiento de propiedad pública de Manchester (POTW). ) a la central eléctrica. El equipo de Pure instaló 10 transceptores a lo largo del recorrido y nos dispusimos a mantener el flujo de agua a una velocidad constante durante la prueba.

Luego, el equipo lanzó una SmartBall, un pequeño sensor acústico incrustado en una esfera de espuma plástica comprimible y flotante, introduciéndola a través de un grifo de 4 pulgadas en la estación de bombeo del POTW (Figura 2). Lo recuperaron en la unidad de filtro Actifloc del sitio de GRE 6,5 horas después.

2. Sigue la pelota. El equipo de Pure Technologies utilizó un sensor acústico SmartBall y un equipo de seguimiento para inspeccionar la línea de agua de refrigeración de 16 pulgadas de diámetro de GRE, que transporta aguas residuales tratadas a 3,5 millas de las plantas de tratamiento públicas de Manchester. Cortesía: Tecnologías puras

Un acelerómetro a bordo registró la rotación del SmartBall, traduciéndola en un perfil de velocidad del dispositivo a medida que atravesaba la longitud de la tubería. El seguimiento de la posición del SmartBall a través de los 10 receptores proporcionó una marca de tiempo y posición en el perfil de velocidad que se utilizó para informar la ubicación de una fuga o bolsa de gas (Figura 3).

3. Viaje del oleoducto. La representación artística de una SmartBall atravesando la línea de 16 pulgadas muestra firmas acústicas correspondientes a una fuga (izquierda) y una bolsa de gas o aire completamente desarrollada (centro). Cortesía: Tecnologías puras

A medida que el SmartBall se acerca a una fuga, la señal acústica que detecta aumentará, alcanzando un crescendo cuando la esfera pasa la fuga y disminuyendo a medida que el sensor continúa su camino. Los analistas de Pure cotejan los datos con las señales de los 10 transceptores para identificar la ubicación de cualquier anomalía. Además, evalúan la firma acústica para estimar la magnitud aproximada de una fuga. Pure clasifica las fugas como pequeñas (0 a 2 galones imperiales por minuto, gpm), medianas (2 a 10 gpm) o grandes (más de 10 gpm).

El equipo de Pure no detectó fugas ni otros motivos de alarma en la línea de refrigeración. Sin embargo, sí encontraron anomalías acústicas que indicaban bolsas de gas atrapadas en 10 lugares donde cambió la elevación del recorrido (Figura 4). Por lo general, mostraban un “salto hidráulico” en el punto donde la tubería desciende en elevación, creando un flujo turbulento. Esta turbulencia, junto con los frecuentes ciclos húmedo/seco causados ​​por cambios en el flujo, pone a estas áreas en mayor riesgo de falla. Por lo tanto, marcamos esos 10 lugares para ayudarnos a vigilarlos a intervalos regulares.

4. Se detectó una bolsa de gas. La firma acústica de una bolsa de gas completamente desarrollada en la línea generalmente muestra una gama de señales más amplia y menos definida que el pico abrupto de la firma de una fuga. Cortesía: Tecnologías puras

También consultamos al Grupo Estructural para la línea de agua circulante PCCP y nuevamente contrataron a Pure Technologies para realizar la inspección. Esta vez, Pure trajo un dispositivo electromagnético (EM) para inspeccionar el PCCP que conforma nuestra línea de agua circulante de 84 pulgadas de diámetro.

La tecnología EM funciona induciendo un campo eléctrico variable en los cables de pretensado del hormigón y midiendo la respuesta del campo magnético correspondiente. El equipo de Pure se centró principalmente en el alambre de pretensado, el componente estructural que proporciona la resistencia de la tubería. Inspeccionaron cada sección de tubería para identificar anomalías asociadas con cualquier zona de daño en los cables.

El equipo consta de una bobina transmisora ​​que genera el campo eléctrico y una bobina receptora que capta la respuesta inducida. A medida que el equipo se mueve a través de la tubería o a lo largo de una superficie de tubería externa, un registrador de datos registra los datos.

Para comprender cómo responde la señal de datos en diversas condiciones, el equipo de Pure realizó escaneos de calibración en tuberías similares a las de GRE. A partir de estos, crearon una curva de calibración, que luego aplicaron a las señales de "socorro" medidas en la tubería de GRE para cuantificar el número de roturas de cables en cada región con problemas.

Una vez que establecieron la señal de referencia, realizaron escaneos adicionales en la tubería bajo diferentes condiciones de rotura de cables para determinar:

■ La capacidad del sistema para detectar la presencia de cables rotos.

■ La resolución del sistema cuando se cambia el número de cables rotos.

■ La configuración óptima del sistema que se debe utilizar para esa tubería en particular.

Luego, el equipo incorporó la curva de calibración en su software de análisis. Esto hizo posible que sus analistas midieran una señal de socorro y la compararan con la curva para cuantificar el número de roturas de cables representadas por esa señal.

El medio de transporte utilizado por el equipo de Pure para realizar esta inspección parecía un caballete de gran tamaño construido de aluminio mecanizado con ruedas de bicicleta montadas en las patas (Figura 5). Tuvimos que bajarlo en ocho piezas a través de una alcantarilla y luego unirlo con tuercas de mariposa hacia abajo. El técnico montó sus sensores y su computadora portátil en el travesaño y ajustó el ángulo de las ruedas para poder mantenerlo estable mientras lo recorría a través de las tuberías de suministro y retorno.

5. Caminando por la línea. Un técnico de Pure Technologies recorre el sensor electromagnético y el registrador de datos a lo largo de la línea de circulación de agua en un transporte estabilizado que tuvo que bajarse en ocho piezas a través de una boca de inspección y volver a ensamblarse debajo. Cortesía: NAES

Esta fue la primera vez en 10 años de operación que echamos un vistazo a esta línea. Sabíamos que si fallaba, fallaría catastróficamente, lo que probablemente resultaría en una interrupción no planificada prolongada y costosa y en una remediación ambiental aún más costosa.

Una vez que el equipo de Pure analizó los datos sobre daños en los cables y su gravedad, pudieron usarlos para proyectar una fecha probable de falla, lo que nos daría una ventaja para adquirir materiales con anticipación. Sin embargo, después de examinar un total de 40 secciones de PCCP que abarcan los 708 pies de longitud combinada de las dos líneas, informaron solo ligeros indicios de daños en los cables en dos secciones.

Trajimos a un equipo del Grupo Mistras, con sede en Houston, para inspeccionar el deterioro dentro de los tanques de agua desmineralizada de 500 000 galones y de 800 000 galones de agua de reposición (Figura 6). Recomendaron una inspección visual, utilizando un robot sumergible del tipo utilizado para inspeccionar los cascos de los barcos (Figura 7), así como una inspección por corrientes parásitas pulsadas (PEC) para medir el espesor de las paredes de acero al carbono de los tanques.

6. No hagas daño. Los técnicos del Grupo Mistras utilizan tecnología de corrientes parásitas pulsadas (PEC) desplegadas en un robot sumergible para inspeccionar el interior de los grandes tanques de almacenamiento de agua de la planta sin dañar el aislamiento ni los revestimientos de epoxi. Cortesía: NAES

7. Inspector de robots. El robot sumergible utilizado por el Grupo Mistras para inspeccionar el interior de los tanques llevaba una cámara de televisión para un reconocimiento visual, así como la sonda emisora ​​y receptora PEC que detectaba variaciones de espesor de las paredes de acero al carbono. Cortesía: NAES

¿Cómo funciona exactamente PEC? Es como algo sacado de una vieja película de ciencia ficción pero sin que la trama se interponga en el camino. Básicamente, es una herramienta de detección volumétrica que puede inspeccionar componentes aislados de acero al carbono en busca de corrosión interna y externa. Utiliza una señal escalonada, a diferencia de la señal sinusoidal utilizada por las pruebas de corrientes parásitas convencionales, por lo que puede medir varias frecuencias diferentes en un solo paso. Esto permitió al equipo de Mistras medir indirectamente el espesor de la pared y los defectos del revestimiento sin alterar el aislamiento.

El sistema PEC consta de un pulsador/receptor, una computadora portátil y una bobina transmisora/receptora (sensor o sonda). En lugar de utilizar una señal de CA sinusoidal, como ocurre con las pruebas de corrientes parásitas (EC) convencionales, PEC excita la bobina con un pulso de voltaje de CC. Cuando se corta esta corriente, el cambio repentino en el campo magnético induce corrientes parásitas en cualquier componente conductor cerca de la bobina transmisora. Cuando la pared de un tanque está revestida o aislada, se inducen corrientes parásitas a través del aislamiento hacia la pared misma.

Cuando las corrientes parásitas alcanzan su valor máximo después de saturar el material de la pared, comienzan a descomponerse nuevamente a un estado neutral. Esta decadencia es detectada por el sistema PEC, que traduce la duración de este campo activo en una distancia, que a su vez se calcula como un espesor de pared promedio. La generación de corrientes parásitas y su posterior desintegración varían según el espesor del material bajo la "huella" de la sonda. El software determina un resultado comparativo, relacionando el espesor mostrado con un espesor de pared conocido (o supuesto) en un punto de referencia seleccionado.

La principal limitación de esta técnica es que PEC promedia el espesor de la pared sobre su "huella", un área aproximadamente circular donde fluyen las corrientes parásitas. El diámetro de la huella es aproximadamente igual a la distancia entre la sonda y la superficie metálica. Por lo tanto, la PEC es muy adecuada para determinar la pérdida de muros en un área relativamente grande, pero no para detectar daños muy localizados.

PEC se basa en valores relativos, lo cual es otra limitación. Puede detectar diferencias en el grosor de un solo objeto, como la pared de un tanque. Esto será suficiente para muchas aplicaciones y, cuando necesite un resultado cuantitativo, podrá calibrar en un punto determinado dentro de la cuadrícula de muestras de prueba utilizando un método diferente.

La inspección PEC mostró que el tanque de agua desmineralizada estaba en excelentes condiciones, con el espesor de la pared y el revestimiento de epoxi totalmente intactos. Sin embargo, también confirmó que el tanque de agua de reposición mostraba signos de falla del revestimiento, con corrosión activa de la pared de acero. Afortunadamente, los espesores de las paredes todavía se encuentran dentro del rango aceptable.

Los hallazgos del PEC nos permitieron presupuestar y planificar adecuadamente el drenaje y la reparación de un solo tanque. De lo contrario, hubiéramos recurrido al costoso y laborioso recurso de drenar ambos tanques durante nuestra parada anual y responder reactivamente a los resultados de las pruebas destructivas convencionales.

Mediante el uso de tecnologías avanzadas que no se implementan comúnmente durante interrupciones de rutina, pudimos catalogar y establecer una línea base de las condiciones dentro de los componentes menos accesibles de GRE. Ahora podemos planificar con mayor precisión a largo plazo y orientar mejor nuestros esfuerzos de interrupción futura.

Aunque al principio se mostró escéptico, el propietario de GRE, Granite Ridge Holdings LLC, apreció mucho nuestra elección de pruebas de sensores no destructivas para realizar estas evaluaciones de 10 años. La empresa no sólo logró un ahorro de costos inicial en comparación con el uso de métodos destructivos convencionales, sino que también mitigó sustancialmente el riesgo de verse sorprendida por una falla catastrófica.

—Larry Hawk, NAES Corp., es ingeniero de planta en Granite Ridge Energy, Londonderry, NH

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