Planta de cogeneración a gas reemplaza DCS antiguo

Antecedentes
Ripon Cogeneration, una filial del holding empresarial Veresen, vende energía a una de las empresas de servicios públicos más grandes de Estados Unidos y ayuda a suministrar energía a hogares y negocios en casi todo el norte y centro de California. La turbina en la planta con capacidad de 50 megavatios, ubicada en el Valle de San Joaquín, también genera vapor que se utiliza para la producción de agua destilada, utilizada luego por el fabricante del proceso adyacente.

En 2012, los propietarios de la planta de 25 años decidieron retirar de servicio el sistema de control distribuido (DCS) obsoleto.

“Nuestro antiguo sistema ya no podía mantener el rendimiento y repararlo costaba demasiado”, expresó Brett Weber, gerente de Operaciones y Mantenimiento, Ripon Cogeneration. “Incluso ya muy pocas personas entendían el sistema obsoleto y teníamos una asistencia técnica limitada del proveedor. Teníamos que hacer algo”.

Desafío
El principal problema era que en el DCS se habían codificado varios controles a prueba de fallos, de forma que incluso las menores desviaciones en las variables del proceso, por ejemplo, la temperatura, disparaban todo el sistema, lo sacaban de línea y forzaban la desactivación de la planta. Los operadores y los técnicos solo podían reaccionar a los disparos de seguridad, que ocurrían con demasiada frecuencia.

El reinicio de la turbina de gas y los subsistemas fundamentales que la respaldan, incluidos el refrigerador, la osmosis inversa y la planta de agua destilada, requería cerca de una hora cada vez que la planta se desactivaba, lo que interrumpía la producción.

Las varias puestas en servicio también exponían a la planta al riesgo de exceder sus límites de emisión. Del mismo modo que un vehículo emite más escape cuando un conductor arranca el motor, las centrales eléctricas emiten más combustibles durante las puestas en servicio. Las emisiones de las plantas eléctricas y otros posibles impactos medioambientales están estrictamente regulados en California. En total, Ripon opera con la autorización de 12 organismos reguladores diferentes, que monitorean todo desde la calidad del agua subterránea hasta los niveles de amoníaco alrededor de la planta.

Operar con un DCS casi obsoleto era complicado debido a la falta de asistencia técnica local para las reparaciones o el mantenimiento calificado.

“Cada vez que había un problema serio con el sistema, teníamos que esperar a la asistencia técnica, a veces hasta tres semanas”, dijo Weber. Los problemas de mantenimiento y reparaciones inevitablemente se hicieron más frecuentes, más costosos y consumían más tiempo.

Para completar, en 2012, Ripon perdió el historial del proceso por completo cuando el servidor de la planta murió. Además de un sistema DCS con fallos, Ripon perdió todos sus datos. El solo hecho de arreglar el servidor y el historial hubiese sido un proyecto de USD 20,000, sin ninguna garantía de que se recuperarían los datos.

Además, los informes de producción diarios se estaban elaborando manualmente, los operadores de la planta registraban los datos de los medidores del sistema de control y transcribían de manera manual los datos de las páginas de Internet, ingresaban los datos en un informe de producción y enviaban el informe al vicepresidente en un lugar remoto. Realizar el informe manual tomaba entre una y dos horas todos los días.

“Cuando el nuevo jefe de operaciones de nuestra empresa visitó la planta y vio con lo que estábamos trabajando, fue el factor decisivo”, expresó Weber. “Solo tardó 30 minutos en tomar la decisión: aprobar la recomendación de la planta de incorporar un nuevo sistema de control con una solución de información integrada”.

Solución
El sistema nuevo incluye una plataforma de control multidisciplinaria, habilitada con información y escalable que combina el control de seguridad y de procesos con la comunicación y E/S avanzada. El sistema está equipado con 750 puntos de E/S y es capaz de recolectar hasta 1,000 puntos de datos del proceso. La antigua red de propiedad exclusiva de la planta se reemplazó con EtherNet/IP™, lo que permitió una instalación sencilla del nuevo sistema y una integración uniforme con los subsistemas existentes de la planta.

Para eliminar el proceso de recolección de datos manual y propenso a errores de la planta, el sistema PlantPAx™ incluye software para historial de datos, como también un portal de visualización, análisis y generación de informes que brinda tableros basados en roles con información de la producción en tiempo real. Las capacidades de visualización a nivel supervisión incluidas en el sistema PlantPAx les brindan a los operadores un conocimiento óptimo sobre la información de la producción y el diagnóstico, perfectamente incorporados en la sala de control del operador actualizada y rediseñada de Ripon. El sistema PlantPAx aprovechará todos los datos históricos del sistema de procesos y automatizará los informes de producción diarios, lo que les permitirá a los operadores concentrarse más en las operaciones del sistema que en elaborar informes manuales todos los días.

En el pasado, Ripon no podía comprender plenamente lo que estaba causando las anomalías del sistema. Un buen ejemplo sería el escenario de la turbina de gas de la planta. Existe un punto de control específico en la turbina de gas, referido como T2: temperatura del aire entrante en la turbina. El sistema PlantPAx les permite a los operadores tener una mejor comprensión de la temperatura T2 y qué la afecta, de modo que pueden responder a los cambios de manera proactiva, lo que mejora la productividad.

Resultados
El sistema PlantPAx brinda un protocolo de comunicación abierto, cohesivo y único y ha mejorado el rendimiento general de la planta en Ripon. Estos son algunos de los beneficios del proyecto:

• Importante reducción en las interrupciones: las pruebas de fallos innecesarias se redujeron casi un 90 por ciento con el sistema nuevo.
• Cumplimiento normativo: dado que son pocas las interrupciones no planificadas, la planta se pone en marcha solo una vez por día, lo que mantiene a las emisiones bajo control. “La implementación del sistema PlantPAx nos ha ayudado de manera indirecta a cumplir con otros problemas normativos dado que los controles se automatizan y los operadores pueden monitorear las condiciones en tiempo real”, comentó Weber.
• Reducción en el tiempo de puesta en servicio: en vez de necesitar una hora para reiniciar la planta, el nuevo sistema toma alrededor de 45 minutos.
• Variables de procesos controlables: el personal ahora puede monitorear las variables del sistema fácilmente mediante los tableros de PlantPAx y decidir si operar con pequeñas anomalías o apagar el sistema de ser necesario.
• Una red única y abierta: Ripon puede ampliar la planta con más facilidad y aprovechar los nuevos dispositivos y el equipo basados en Ethernet. Además, la red no propietaria simplifica el proceso de capacitación y contratación, ya que los nuevos ingenieros no necesitan conocimientos profundos especializados para operar y resolver problemas del sistema.
• Inteligencia de producción: los operadores de la planta podrán ver y aprovechar datos del sistema en tiempo real a fin de abordar problemas a medida que surjan y asegurarse de que la planta rara vez esté funcionando a vapor completo. Asistencia técnica de proveedor local: los especialistas de Maverick Technologies y Rockwell Automation pueden responder rápidamente si surge alguna necesidad.

“Desde un punto de vista estético, el sistema de control de automatización totalmente integrado de Ripon ofrece una experiencia de operador completamente nueva”, dijo Weber.

“Ahora cuando se encuentra en el asiento del operador, siente como si estuviera en un auto completo, en vez de uno con cuerpo de Chevrolet, motor Ford y tablero Toyota”, expresó Weber. “Este proyecto ha establecido el estándar para todos los proyectos futuros de nuestra planta y es un modelo para el diseño de la planta de Veresen”.