DISPOSITIVO DE MONITORIZACIÓN DE PÉRDIDA DE MATERIAL PARA ENTORNOS CORROSIVOS.

Método para monitorizar la corrosión de un tubo (20) de caldera en un entorno corrosivo que comprende:

instalar en el mismo entorno que dicho tubo (20) de caldera una pluralidad de probetas (30); unir dichas probetas (30) a un dispositivo (40) de monitorización, en el que dicho dispositivo (40) de monitorización registrará un fallo en al menos una de dicha pluralidad de probetas (30); e interpretar dicho fallo en al menos una de dicha pluralidad de probetas (30) como un nivel de corrosión aproximado en dicho tubo de caldera, caracterizado porque dichas probetas (30) tienen diversos grosores, y porque están enrolladas al menos en parte alrededor de una superficie de dicho tubo (20) de caldera que se expone a dicho entorno corrosivo

Tipo: Patente Europea. Resumen de patente/invención. Número de Solicitud: E04029164.

Solicitante: Siemens Energy, Inc.

Nacionalidad solicitante: Estados Unidos de América.

Dirección: 4400 Alafaya Trail Orlando, FL 32826-2399 ESTADOS UNIDOS DE AMERICA.

Inventor/es: Souers,Philip Forrest.

Fecha de Publicación: .

Fecha Solicitud PCT: 9 de Diciembre de 2004.

Clasificación PCT:

  • G01N17/00 SECCION G — FISICA.G01 METROLOGIA; ENSAYOS.G01N INVESTIGACION O ANALISIS DE MATERIALES POR DETERMINACION DE SUS PROPIEDADES QUIMICAS O FISICAS (procedimientos de medida, de investigación o de análisis diferentes de los ensayos inmunológicos, en los que intervienen enzimas o microorganismos C12M, C12Q). › Investigación de la resistencia de los materiales a la intemperie, a la corrosión o a la luz.

Clasificación antigua:

  • G01N17/00 G01N […] › Investigación de la resistencia de los materiales a la intemperie, a la corrosión o a la luz.

Países PCT: Austria, Bélgica, Suiza, Alemania, Dinamarca, España, Francia, Reino Unido, Grecia, Italia, Liechtensein, Luxemburgo, Países Bajos, Suecia, Mónaco, Portugal, Irlanda, Eslovenia, Finlandia, Rumania, Chipre, Lituania, Letonia, Ex República Yugoslava de Macedonia, Albania.

PDF original: ES-2368834_T3.pdf

 


Fragmento de la descripción:

Referencia cruzada a solicitudes relacionadas

Esta invención reivindica la prioridad de la solicitud estadounidense provisional 60/528.875, presentada el 11 de diciembre de 2003, titulada "Dispositivo de monitorización de pérdida de material".

Campo de la invención

El campo de la invención se refiere a monitorizar el daño producido a artículos en un entorno corrosivo. Más particularmente, la presente invención estima el daño a piezas en un entorno corrosivo y ayuda a determinar las condiciones de entorno óptimas.

Antecedentes

Muchas industrias tienen maquinaria y piezas que se exponen de manera intermitente o continua a entornos corrosivos. Debido a la naturaleza de estos entornos, habitualmente es imposible la observación directa de las piezas con corrosión puesto que tienden a estar en áreas inaccesibles. En la mayoría de los casos, la medición real de los niveles de corrosión requiere todo el sistema se lleve fuera de línea y se abra.

Sin embargo, llevar sistemas fuera de línea puede ser muy caro y llevar mucho tiempo, por lo que se tiende a estimar las tasas de corrosión. Puesto que el fallo de algunas piezas puede ser catastrófico, los niveles de corrosión de las piezas se sobrestiman, lo que da como resultado que la operación de los procedimientos en los que se utilizan sea conservadora. Esto reduce el riesgo de fallo debido a corrosión excesiva, sin embargo, al sobrestimar los niveles de corrosión, normalmente se pierde la eficacia del procedimiento. Por tanto, sin una estimación más precisa de los niveles de corrosión, es necesario sacrificar la eficacia para evitar el fallo de una pieza.

En la figura 1 se muestra un ejemplo de un sistema de este tipo que tiene un entorno corrosivo. Esta figura ilustra un generador de vapor de recuperación de calor (HRSG) que se usa para transformar gases calientes de otro modo desperdiciados en vapor útil. Los gases calientes entran 2 en el HRSG a partir de fuentes tales como una turbina de gas (no mostrada) . Dependiendo de la naturaleza del combustible usado en la turbina de gas, los gases calientes contendrán niveles variables de sustancias corrosivas. En un HRSG, los gases calientes pasan por superficies de transferencia de calor constituidas de tubos en los que el agua a presión se convierte en vapor. El vapor sube por los tubos y se recoge en una serie de tres tambores, un tambor 6 de presión alta (HP) , un tambor 8 de presión intermedia (IP) y un tambor 10 de presión baja (LP) . Finalmente, los gases calientes se descargan 4 tras reducirse la mayor parte de su calor útil.

En el tipo de HRSG representado en la figura 1, el calor procedente de los gases calientes se transfiere o bien a agua, a vapor o bien a una combinación de agua y vapor a través del uso de un tubo de caldera, que es un tipo de intercambiador de calor. Un ejemplo de un tubo 20 de caldera típico en la parte trasera del HRSG se muestra en la figura 2. En esta figura, los gases 24 calientes pasan en primer lugar por tubos 12 de evaporación que calientan el agua contenida en los tubos hasta el punto en que el agua se convierte parcialmente en vapor. Esta mezcla entre agua-vapor entra en el tambor 10 LP, en el que se separa el vapor 11. En este proceso, el tambor LP requiere agua 22 de reposición para sustituir el volumen perdido por la conversión en vapor 11 y por otras causas. Con el fin de capturar la mayor cantidad de calor del gas de escape ahora enfriado, el agua más fría que entra en el sistema se calienta en primer lugar haciéndola pasar a través de un tubo de caldera. El tubo 20 de caldera lleva agua 22 a través de paso central, mientras que los gases 24 calientes pasan por las superficies exteriores, compuestas habitualmente por aletas 26, para transferir el calor desde el gas hasta el agua. Los gases 24 calientes, sin embargo, contienen elementos corrosivos, tales como azufre, que erosionarán el tubo 20 de caldera. Si el tubo de caldera se corroe hasta el punto de que se forme una brecha, todo el sistema de HRSG se vuelve objeto de daño y será necesario llevarlo fuera de línea.

Los tubos de caldera que llevan agua al tambor 10 LP del HRSG son particularmente sensibles a la corrosión, puesto que a temperaturas inferiores, generalmente entre 110-250ºF (43-121ºC) , los elementos corrosivos se condensan recibe el agua 28 de reposición es lo más sensible a la corrosión porque es la pieza más fría de la caldera expuesta a los gases 24 calientes. El sistema de HRSG tiene una esperanza de vida de aproximadamente 25 años, y si un tubo de caldera falla antes de este tiempo, la sustitución cuesta una enorme cantidad de tiempo y de dinero. Para evitar el fallo del tubo 20 de caldera, las temperaturas de los tubos que llevan agua al tambor 10 LP se mantienen más altas que las que pueden ser de otro modo, de modo que se condensan menos elementos corrosivos del gas caliente, haciendo que se descargue un gas a temperatura superior al entorno, lo que es un desperdicio de energía térmica así como una fuente de contaminación térmica. A lo largo del transcurso de 25 años, esto representa una pérdida sustancial de ingresos para el usuario, y el desperdicio de energía y el exceso de contaminación térmica pueden tener un gran efecto negativo sobre el entorno.

Lo que se necesita es un método y un aparato que puedan monitorizar los niveles de corrosión de piezas componentes en entornos corrosivos.

Sumario de la invención

Teniendo en cuenta lo anterior, la presente invención consiste en métodos y aparatos, que entre otras cosas facilitan la monitorización del nivel de corrosión de una pieza en un entorno corrosivo. Se sabe que es muy difícil observar las piezas de maquinaria en un entorno corrosivo, puesto que la creación del entorno corrosivo generalmente requiere la separación del entorno convencional. La dificultad en observar la corrosión puede conducir a que todos los sistemas fallen debido a la corrosión de una pieza esencial. Para superar esto, en la técnica anterior se ha monitorizado el nivel de corrosión. Se conocen dispositivos para monitorizar los niveles de corrosión por ejemplo de los documentos WO-A-2004 003 255, US-A-3.846.795, US-A-4.628.252, US-A-5.297.940 y US-A-5.728.943. Las estimaciones de la técnica anterior, sin embargo, tienden a ser conservadoras y dan como resultado ineficacias o bien haciendo funcionar los sistemas a niveles inferiores a los óptimos, haciendo que las piezas sean más caras o bien sustituyendo las piezas con corrosión demasiado pronto.

Estos y otros objetos, características y ventajas según la presente invención se proporcionan mediante una pluralidad de probetas de grosor variable que se exponen al mismo entorno, manteniéndose la probeta a la misma temperatura de la pieza mediante el contacto íntimo de la probeta con la pieza de modo que sus tasas de corrosión sean las mismas. Puesto que las probetas se corroen a su través, activan un dispositivo de monitorización, que notificará a un usuario el fallo de la probeta. Puesto que las probetas son de grosor variable, el usuario puede registrar gráficamente la tasa de corrosión y estimar cuando se producirá el fallo debido a corrosión. En sistemas tales como un HRSG en los que las condiciones de corrosión se correlacionan directamente con la eficacia del sistema, puede mantenerse un entorno corrosivo máximo sin el fallo prematuro de la pieza monitorizada.

La presente invención se define en las reivindicaciones 1 y 13.

En una realización particular, la presente invención proporciona un método y un aparato de monitorización de la corrosión de un tubo de caldera en un generador de vapor de recuperación de calor. El método comprende instalar en el tubo de caldera múltiples probetas de grosor variable, en el que las probetas están enrolladas al menos en parte alrededor de una superficie del tubo de caldera que se expone al entorno corrosivo. Las probetas mantienen el contacto térmico sustancial con el tubo de caldera y están unidas a un dispositivo de monitorización. El dispositivo de monitorización registrará un fallo en al menos una de las probetas, en el que el fallo en al menos una de las probetas es una ruptura de al menos una de las probetas. El registro del fallo de al menos una probeta comprende colocar una probeta en tensión que mantiene un resorte en tensión... [Seguir leyendo]

 


Reivindicaciones:

1. Método para monitorizar la corrosión de un tubo (20) de caldera en un entorno corrosivo que comprende: instalar en el mismo entorno que dicho tubo (20) de caldera una pluralidad de probetas (30); unir dichas probetas (30) a un dispositivo (40) de monitorización, en el que dicho dispositivo (40) de monitorización registrará un fallo en al menos una de dicha pluralidad de probetas (30); e interpretar dicho fallo en al menos una de dicha pluralidad de probetas (30) como un nivel de corrosión aproximado en dicho tubo de caldera, caracterizado porque dichas probetas (30) tienen diversos grosores, y porque están enrolladas al menos en parte alrededor de una superficie de dicho tubo (20) de caldera que se expone a dicho entorno corrosivo. 2. Método según la reivindicación 1, en el que dicha pluralidad de probetas (30) tienen forma de cinta. 3. Método según la reivindicación 1, en el que dicho fallo de al menos una de dicha pluralidad de probetas (30) consiste en una ruptura de al menos una de dicha pluralidad de probetas (30). 4. Método según la reivindicación 1, en el que dichas probetas (30) están al menos parcialmente en contacto térmico con dicho tubo (20) de caldera. 5. Método según la reivindicación 1, en el que el grosor variable de dichas probetas (30) es de desde 0,1 (0,25 cm) hasta el grosor del fallo de dicho tubo (20) de caldera. 6. Método según la reivindicación 1, en el que dicho dispositivo (40) de monitorización registra dicho fallo por la ruptura de al menos una de dichas probetas (30), en el que la ruptura de al menos una de dichas probetas (30) libera un resorte (44) tensado, y en el que la liberación de dicho resorte (44) tensado cierra un circuito, en el que el cierre de dicho circuito es el registro de dicho fallo. 7. Método según la reivindicación 5, en el que cada una de dicha pluralidad de probetas (30) tiene un circuito específico que registra una ruptura de probeta específica. 8. Método según la reivindicación 7, en el que se hace pasar una corriente eléctrica a través de dicha pluralidad de probetas (30), y en el que dicho dispositivo (40) de monitorización registra dicho fallo por la ruptura de al menos una de dichas probetas (30), en el que la ruptura de al menos una de dichas probetas (30) interrumpe dicha corriente eléctrica. 9. Método según la reivindicación 1, en el que dichas probetas (30) están compuestas por un material similar al de dicho tubo (20) de caldera. 10. Método según la reivindicación 1, en el que dicho dispositivo (40) de monitorización está alejado de dicho entorno corrosivo. 11. Método según la reivindicación 1 para monitorizar la corrosión de un tubo (20) de caldera en un generador de vapor de recuperación de calor que comprende: instalar en dicha caldera dichas probetas (30) de manera que mantengan un contacto térmico sustancial con dicho tubo (20) de caldera; en el que dicho fallo en al menos una de dicha pluralidad de probetas (30) es una ruptura de al menos una de dicha pluralidad de probetas (30); en el que el registro de dicho fallo de al menos una probeta (30) comprende colocar una probeta (30) en tensión que mantiene un resorte (44) en tensión en un extremo terminal de dicha probeta (30), en el que dicha ruptura de dicha probeta (30) libera dicho resorte (44), y la liberación dicho resorte (44) cierra un circuito particular, en el que el cierre de dicho circuito particular indica un fallo específico de una probeta (30) de grosor específico; e interpretar dicho fallo específico en dicha probeta (30) de grosor específico como un nivel de corrosión aproximado en dicho tubo (20) de caldera. 12. Método según la reivindicación 11, en el que se realiza una pluralidad de interpretaciones sobre una pluralidad de fallos de probetas (30) de grosor específico para determinar un nivel de corrosión aproximado en dicho tubo (20) de caldera. 7   13. Tubo (20) de caldera dotado de un aparato para monitorizar la corrosión de dicho tubo (20) de caldera en un entorno corrosivo comprendiendo dicho aparato: una pluralidad de probetas (30); un soporte para dichas probetas (30); y un dispositivo (40) de monitorización acoplado operativamente a dichas probetas (30) de manera que puede registrar un fallo en cada una de dichas probetas (30); en el que dichas probetas (30) se exponen a dicho entorno corrosivo de una manera similar a dicho tubo (20) de caldera, y en el que dicho dispositivo (40) de monitorización puede registrar un fallo separado en cada una de dicha pluralidad de probetas (30) y en el que dicho fallo separado de dicha pluralidad de probetas (30) se correlaciona con un nivel de corrosión aproximado en dicha pieza, caracterizado porque dichas probetas (30) tienen diversos grosores, y porque están enrolladas al menos en parte alrededor de una superficie de dicho tubo (20) de caldera que se expone a dicho entorno corrosivo. 14. Tubo de caldera según la reivindicación 13, en el que dicha pluralidad de probetas (30) son de una pluralidad de materiales. 15. Tubo de caldera según la reivindicación 13, en el que dicho aparato comprende además una pluralidad de dispositivo (40) de monitorización. 16. Tubo de caldera según la reivindicación 13, en el que dichas probetas (30) están compuestas por un material similar al de dicho tubo (20) de caldera. 17. Tubo de caldera según la reivindicación 13, en el que dichas probetas (30) están en contacto íntimo con dicho tubo (20) de caldera. 8   9     11

 

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