Empresa energética utiliza monitorización inalámbrica Rosemount™ para evitar desconexiones energéticas

Cliente

Una compañía eléctrica en la zona noreste de los Estados Unidos.

Aplicación

Monitorización remota de estaciones de turbinas, colectores de calderas y edificios para la protección contra el congelamiento.

Desafío

La compañía experimentaba hasta cinco cortes de energía cada invierno, en clima frío, cuando el equipo se congelaba. Podían perderse hasta 250 000 dólares cada vez que se cortaba la energía de la planta y tenía que volver a arrancar, todo porque la compañía no monitorizaba la temperatura. La instalación de la instrumentación cableada resultaba demasiado costosa, pero los transmisores de temperatura inalámbricos solucionaron el problema. La instalación inicial de cinco transmisores inalámbricos de temperatura funcionó tan bien que la empresa ahora cuenta con más de 60 dispositivos inalámbricos instalados para medir la temperatura, la presión, el caudal, la vibración y el nivel en toda la planta. La central eléctrica tiene 60 años; su instrumentación existente es limitada y el cableado para nuevos instrumentos no está fácilmente disponible. La instalación de transmisores cableados y de su infraestructura de soporte resultaba demasiado costosa. La planta es enorme y necesitaba medir la temperatura en varios edificios de turbinas muy dispersos. Lo que complicó el problema fue la presencia de dos sistemas de control que no eran de Emerson, así como de un sistema común de manipulación de datos (DHS) para la operación de la planta.

Solución

En la instalación inicial se utilizaron cinco transmisores inalámbricos de temperatura Rosemount 648 y un gateway Emerson 1420. La salida Modbus® del gateway facilitó la conexión con el DHS. Ahora, la planta monitoriza continuamente estaciones de turbinas remotas, transmisores de nivel remoto del tambor de la caldera y temperaturas remotas de los edificios para protegerse contra la congelación. Los datos del transmisor se transmiten a través del gateway al DHS para la monitorización en vivo, las tendencias y las alarmas. Esta capacidad de monitorización en tiempo real, combinada con la función de alarma enviada a la sala de control, permite al operador tomar medidas correctivas para evitar un evento.

El mismo gateway ahora se utiliza para conectar otros 60 dispositivos WirelessHART® al sistema de control que monitoriza el estado de la maquinaria. Estos dispositivos incluyen transmisores de presión Rosemount 3051S, transmisores de temperatura inalámbricos Rosemount 648, transmisores de vibración CSI 9420, transmisores de presión diferencial y transmisores de caudal Coriolis Micro Motion™. Los dispositivos Emerson Wireless THUM™ se instalan en varios transmisores cableados de 4-20 mA para convertir sus señales HART® de 4-20 mA de dos o cuatro hilos a WirelessHART. Los adaptadores THUM también se instalan como unidades repetidoras independientes para ampliar la red inalámbrica a toda la planta. "Los dispositivos inalámbricos THUM de Emerson son tan flexibles que incluso los uso en equipos cableados que no son de Emerson", afirma el supervisor de instrumentación y control de la central eléctrica. "Un ejemplo es un transmisor de nivel de onda guiada compatible con HART en un tanque de cenizas volantes".

La central eléctrica acaba de comprar un instrumento de nivel Rosemount 3308 de radar por onda guiada inalámbrico para un tanque de aceite de ignición que complementará las rondas manuales. "Siempre vamos a necesitar personal para supervisar los equipos, pero los instrumentos inalámbricos de Emerson envían los datos a una pantalla en la sala de control, algo que nunca antes habíamos tenido", señala el supervisor de instrumentación y control. "Podemos instalar instrumentos inalámbricos en cualquier equipo que la gente actualmente observe manualmente. En lugar de obtener cifras una vez cada seis horas de una ronda manual, esos datos ahora están disponibles en tiempo real, de forma continua. Si quiero saber qué hay en el tanque, puedo iniciar sesión y verlo. Todo está disponible a pedido. Considero que la tecnología inalámbrica me ayuda y me proporciona toda la información que podría desear. Ahora, con la tecnología inalámbrica, puedo obtener esa información a un precio razonable.

La central eléctrica tiene muchos motores, algunos de hasta 1500 HP, que no tienen sondas de monitorización de vibración. También tiene cientos de otros dispositivos en los que sería útil medir temperatura, presión y otras variables. El supervisor de instrumentación y control ha ideado una forma única de decidir dónde justificar la instalación de monitores inalámbricos. "Puedo conectar cualquier dispositivo compatible con HART al gateway y registrar esa información en el DHS de la planta. Del mismo modo, cuando la ingeniería esté buscando mejoras en el desempeño y requiera una monitorización a corto plazo, utilizaré la configuración inalámbrica de Emerson para transmitir esta información al DHS de la planta”, explica. La configuración inalámbrica ahora se ha convertido en una herramienta de resolución de problemas cuando equipos o áreas no monitorizados presentan problemas intermitentes o inusuales.

Resultados empresariales

"Usar la tecnología inalámbrica me cuesta entre USD 2500 y USD 3500 por punto, no entre USD 10 000 y USD 15 000 como en una versión cableada", explica. "Sumar un instrumento a un precio entre USD 10 000 y USD 15 000 es difícil de justificar. Y si esa información no se considera cien por ciento necesaria todo el tiempo, USD 10 000 es mucho dinero por datos que no hemos tenido en 30 años. Sin embargo, instalar un dispositivo inalámbrico que pueda moverse a un precio entre USD 2500 y USD 3500 por punto es mucho más factible. Si los datos resultan ser lo suficientemente importantes, analizaremos hacer que la instalación sea permanente. Tengo configuraciones de temperatura, presión y vibración que se pueden instalar en cualquier lugar y en cualquier momento. Informan a mi sistema SCADA, y evaluamos los resultados”.

La instalación de transmisores inalámbricos ha sido todo un éxito desde su primera implementación en 2010. "Hemos recibido muchas alarmas desde entonces y ahora podemos identificar problemas antes de que la unidad se congele", explica el supervisor de instrumentación y control. "Los transmisores de temperatura han estado en operación durante cinco inviernos, por lo que han tenido mucho tiempo de funcionamiento. Detectamos pequeños problemas antes de que se conviertan en grandes".

Desde la primera instalación en 2010, la planta no ha sufrido ninguna desconexión por congelación. "Con cinco desconexiones posibles al año, en función de la dureza del invierno, y un coste por desconexión de USD 250.000, eso representa un ahorro máximo de USD 1 250 000 al año", indica.