Tuberías subterráneas: Ojos que no ven, corazón que no siente, hasta que hay fugas

Cuando se construyeron muchas plantas antiguas, las tuberías de acero y hierro fundido eran materiales comunes para las tuberías subterráneas. Si bien estos materiales han demostrado tener una larga vida útil, las mejoras en los plásticos ofrecen alternativas adicionales en la actualidad. Comprender las mejores prácticas para la inspección y el mantenimiento de tuberías enterradas le ayudará a mantener los sistemas funcionando según lo previsto.

La mayoría de las centrales eléctricas, si no todas, cuentan con al menos algunos sistemas de tuberías ubicados bajo rasante, es decir, por debajo de la cota estándar del terreno, según lo definido en la central. En la mayoría de los casos, las tuberías se instalan durante la construcción de una nueva central, y pocas personas vuelven a pensar en ello hasta que surge un problema.

Los sistemas abarcan desde aquellos con un impacto mínimo en la operación segura de la planta, como los desagües pluviales (aunque, si no se diseñan adecuadamente, incluso estos pueden tener consecuencias graves), hasta sistemas relacionados con la seguridad, como las tuberías auxiliares de agua de alimentación utilizadas para suministrar agua a los generadores de vapor en algunas centrales nucleares cuando el sistema principal de agua de alimentación no está disponible. Otros sistemas importantes, frecuentemente subterráneos, incluyen la protección contra incendios, el suministro de agua y aire, y las tuberías de combustible para generadores diésel de emergencia.

Para ser claros, existe una distinción estricta entre "tubería subterránea" y "tubería enterrada". La tubería enterrada es técnicamente un subconjunto de la tubería subterránea. La tubería enterrada se define como aquella que se encuentra bajo el nivel del suelo y en contacto directo con el suelo, mientras que la tubería subterránea se encuentra bajo el nivel del suelo, es inaccesible y se encuentra fuera de los edificios. Por ejemplo, la tubería subterránea podría estar contenida dentro de una bóveda de hormigón, que podría no estar diseñada para albergar personal y no ser accesible habitualmente.

Problemas de alto perfil

Si bien las fugas de aire y agua de servicio en plantas de carbón o biomasa no suelen provocar un frenesí mediático, las fugas de combustible subterráneo pueden generar preocupaciones ambientales, y las fugas de tritio en plantas nucleares pueden resultar en pesadillas de relaciones públicas.

El tritio es un tipo de hidrógeno ligeramente radiactivo que se produce tanto de forma natural como durante el funcionamiento de las centrales nucleares. Todas las centrales nucleares liberan agua que contiene tritio y otras sustancias radiactivas bajo condiciones controladas y monitorizadas. Estas liberaciones se planifican y documentan. Las regulaciones de la Comisión Reguladora Nuclear (NRC) limitan estas liberaciones para garantizar un impacto mínimo en la salud pública. Sin embargo, la confianza pública puede verse fácilmente socavada cuando se producen liberaciones no intencionadas.

En 2006, la NRC creó un grupo de trabajo para examinar el problema de las emisiones accidentales y no controladas de líquidos radiactivos con tritio en respuesta a los incidentes en las centrales eléctricas de Braidwood, Indian Point, Byron y Dresden. El grupo de trabajo se centró en las emisiones que no fueron planificadas ni monitoreadas.

El caso de Braidwood (Figura 1) recibió mucha atención de los medios de comunicación, así como de funcionarios electos estatales y federales. El problema salió a la luz en marzo de 2005 cuando la Agencia de Protección Ambiental de Illinois notificó a Exelon Corp. —propietaria de Braidwood y de las plantas de Byron y Dresden— que se había encontrado tritio en pozos de una comunidad cercana.

Tras meses de investigación, Exelon atribuyó la contaminación a fugas históricas de válvulas rompedoras de vacío a lo largo de la línea de purga de agua circulante en Braidwood. Esta línea de purga es una tubería subterránea que transporta aguas residuales, que en ocasiones incluyen agua tritiada, a unos 8 kilómetros desde la planta hasta el río Kankakee. Contiene 11 válvulas rompedoras de vacío distribuidas a lo largo de la línea. Finalmente, el monitoreo de aguas subterráneas en las inmediaciones de las válvulas indicó que seis de ellas habían sufrido fugas en algún momento.

La central Byron identificó problemas similares en febrero de 2006. Se detectaron niveles elevados de tritio en varias de las bóvedas de sus válvulas rompedoras de vacío, ubicadas a lo largo de aproximadamente 4 kilómetros de su línea de purga de agua circulante. El problema en Dresden fue ligeramente diferente, pero también estuvo relacionado con fugas en las tuberías subterráneas. En este caso, se filtró agua contaminada de las tuberías conectadas al tanque de almacenamiento de condensado de la planta.

Aunque la NRC determinó que no se excedieron los límites de liberación de efluentes y que las fugas no representaron un riesgo para la salud y la seguridad del personal de la planta ni del público, en marzo de 2010, Exelon resolvió tres demandas civiles independientes que el fiscal general de Illinois y los fiscales estatales de los condados de Will, Ogle y Grundy habían presentado conjuntamente como resultado de las fugas de tritio. La empresa acordó pagar multas civiles por un total de $628,000 y $548,000 adicionales para financiar varios proyectos ambientales complementarios en las comunidades donde se ubican las centrales eléctricas y sus alrededores.

Eventos como este resaltan la importancia de contar con un programa integral de inspección de tuberías subterráneas. Exelon, por su parte, ha avanzado mucho desde entonces. Ahora es considerada una empresa modelo en materia de tuberías subterráneas. Neil Sheehan, responsable de relaciones públicas de la NRC Región I, afirmó que Exelon está protegiendo gran parte de sus tuberías enterradas en bóvedas de hormigón y que la empresa es muy proactiva para prevenir incidentes similares.

Descubriendo soluciones

David Smith, ejecutivo técnico del Equipo de Balance de Corrosión de Planta en el Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI), señaló que las plantas nucleares han centrado sus inspecciones de integridad de tuberías enterradas en las tuberías más vulnerables y significativas.

“La industria nuclear ha adoptado un enfoque programático integral”, declaró Smith a POWER. “Han desarrollado programas. Han inventariado sus activos. Los han clasificado por riesgo, no solo en función de su nivel de susceptibilidad a la corrosión, sino también de las consecuencias de las fallas. Las tuberías de alto riesgo y alto riesgo son donde han centrado la mayor parte de sus inspecciones”.

EPRI ha estado ayudando a la industria con investigaciones valiosas. Además de proporcionar orientación programática, materiales de referencia y una herramienta de clasificación de riesgos, EPRI investiga tecnologías de inspección de tuberías enterradas, algunas de las cuales fueron desarrolladas por la industria del petróleo y el gas.

Generalmente se requieren modificaciones para adaptar las tecnologías de inspección a lo que algunos han llamado el "ensanchamiento" de tuberías que se encuentra en las centrales eléctricas. A diferencia de los kilómetros de líneas rectas que se encuentran frecuentemente en la industria del petróleo y el gas, que suelen incluir estaciones de lanzamiento y recuperación para "pigs" (dispositivos insertados en las tuberías para realizar diversas tareas, como la limpieza e inspección de la tubería), las centrales eléctricas suelen tener válvulas y codos que dificultan las tareas, pero los resultados han sido positivos.

Con la ayuda de Exelon, EPRI desarrolló una guía para el uso de una de estas herramientas, que utiliza tecnología de ondas guiadas. Esta tecnología utiliza ondas ultrasónicas para detectar defectos, como la corrosión, en tuberías enterradas. Exelon fue una de las primeras empresas de servicios públicos en utilizar esta tecnología en sus tuberías subterráneas.

Su funcionamiento consiste en montar una sonda en la superficie exterior de una tubería (Figuras 2 y 3). Se genera una onda guiada que recorre cierta distancia a lo largo de la tubería. Los cambios en el espesor de la pared reflejan la onda. Esta técnica permite inspeccionar eficazmente un tramo largo de tubería desde una única ubicación, lo que reduce la excavación necesaria y ayuda a centrar el trabajo en áreas con deficiencias conocidas.

Sin embargo, diversos factores pueden influir en la eficacia de la tecnología de ondas guiadas. La geometría de la tubería, el tipo y el espesor del revestimiento, la carga de suelo, el material de relleno, la profundidad del enterramiento y el contenido de la tubería afectan la sensibilidad y la capacidad de cobertura. A menudo, estas variables no se conocen hasta que se realiza el examen, por lo que la longitud de tubería que se puede inspeccionar no se conoce hasta que se obtienen los resultados.

Con la ayuda de Exelon, EPRI creó parámetros para evaluar la eficacia de las inspecciones por ondas guiadas. El informe de EPRI, Documento de Referencia para la Inspección por Ondas Guiadas de Tuberías Enterradas (10119115), aborda específicamente aspectos como la adquisición y el análisis de datos para la inspección por ondas guiadas de tuberías enterradas en centrales nucleares. Pero no se detiene ahí. EPRI continúa explorando maneras de utilizar la tecnología de ondas guiadas para inspeccionar codos de tuberías pasados.

Más que una simple preocupación nuclear

Lo cierto es que las fugas no solo ocurren en las centrales nucleares; pueden ocurrir en tuberías subterráneas de cualquier lugar. La Central Big Stone, una central de carbón de 475 MW en el este de Dakota del Sur, se puso en servicio en 1975, por lo que la mayor parte de sus tuberías enterradas ha permanecido bajo tierra durante más de cuatro décadas. El material original utilizado en muchas de las líneas era acero o hierro fundido, ambos susceptibles a la corrosión, y las prácticas de instalación originales han causado problemas adicionales.

“En particular, parece que las líneas de aire no estaban originalmente asentadas sobre grava, por lo que el drenaje no es adecuado”, dijo Jeff Endrizzi, gerente de planta. “Al excavar, a menudo encontramos estas líneas picadas y agujereadas debido a la corrosión”.

Las fugas tampoco son siempre fáciles de detectar. El contenido de arcilla del suelo en el yacimiento de Big Stone es muy alto. Como resultado, las fugas de aire y agua pueden desplazarse una distancia considerable en cualquier dirección desde el lugar de la fuga.

Dan Oakes, supervisor de combustible de la planta, recordó un caso similar. «Empezamos a excavar donde subían burbujas de aire por una grieta en el camino pavimentado. Cavamos recto y encontramos la línea de aire, pero terminamos siguiendo la línea unos 7,6 metros antes de encontrar y reparar la fuga. Luego rellenamos con grava, así que, si volvemos a trabajar en esta zona, localizar y reparar las fugas será mucho más fácil».

Las reparaciones han variado desde la instalación de una funda sobre una fuga hasta la sustitución de una pequeña porción de tubería o la sustitución de secciones significativas de la línea. Cuando ha sido necesario realizar reparaciones, la planta ha intentado sustituir la tubería original por un material adecuado resistente a la corrosión (Figuras 4 y 5), como PVC (cloruro de polivinilo) o HDPE (polietileno de alta densidad). Los resultados han sido muy buenos.

Tubería de hierro fundido versus tubería termoplástica

Aunque la gerencia de la Planta Big Stone ha decidido convertir algunos de sus sistemas a PVC y HDPE, las tuberías de hierro fundido siguen siendo una solución muy adecuada para muchos sistemas de fluidos. Según Dave Parney, vicepresidente ejecutivo del Instituto de Tuberías de Suelo de Hierro Fundido, incluso las exigen los códigos de construcción en algunas jurisdicciones.

Las tuberías de hierro fundido gris se utilizan principalmente para desagües, desagües y ventilación, mientras que las tuberías de hierro dúctil (un tipo de tubería fundida desarrollada en 1948) se emplean en sistemas de agua y aguas residuales. Existen numerosos ejemplos de tuberías de hierro fundido que han estado en servicio durante más de 150 años, incluyendo un sistema de agua que mandó instalar el rey francés Luis XIV, que se utilizó durante 330 años.

Una de las ventajas de usar hierro fundido es que presenta menos problemas de expansión y contracción en comparación con un producto de plástico. Parney afirmó que el hierro fundido se expande y contrae de forma similar al hormigón y al acero, por lo que se minimizan las fuerzas que compiten entre sí. Además, ofrece una mejor resistencia al aplastamiento para instalaciones subterráneas. El hierro fundido es hasta diez veces más resistente que los materiales termoplásticos, por lo que no necesita depender de la compactación del relleno lateral para soportar la pared de la tubería.

Por ejemplo, según una norma de la Sociedad Americana para Pruebas y Materiales, la zanja para una tubería termoplástica debe tener el ancho del diámetro exterior (DE) de la tubería más 16 pulgadas, o el DE multiplicado por 1,25 más 12 pulgadas. Por lo tanto, una tubería termoplástica de 6 pulgadas requiere una zanja de aproximadamente 20 pulgadas de ancho, mientras que una tubería de hierro fundido del mismo tamaño no tiene ese ancho mínimo.

También existen requisitos de lecho para el plástico, mientras que el hierro fundido solo requiere que el fondo de la zanja sea plano para proporcionar un soporte uniforme. El relleno utilizado durante la instalación de tuberías de plástico debe compactarse en capas de 15 cm, con una densidad mínima de compactación del 85 % al 95 %, según el tipo de suelo. Los defensores del hierro fundido afirman que el trabajo adicional implica un mayor costo, y si se consideran su alta resistencia, durabilidad y resistencia a los impactos y la corrosión, el hierro fundido debería considerarse una opción al considerar la instalación de tuberías enterradas.

Problemas de plantación

Al menos una fuga en la central nuclear de Indian Point se atribuyó a daños probablemente ocurridos durante la instalación. En febrero de 2009, los operadores de la planta de Entergy, durante sus rondas de turno, observaron agua alrededor de una penetración en la tubería del edificio de la bomba de alimentación auxiliar. Tras una breve investigación, se descubrió una fuga de condensado de una sección enterrada de la tubería asociada a la línea de rechazo del pozo caliente del condensador hacia el tanque de almacenamiento de condensado de la Unidad 2.

Entergy determinó que gran parte de la fuga había atravesado el sistema de drenaje pluvial de la planta y había desembocado en su canal de descarga. Se excavó el área alrededor de la fuga para acceder a la tubería, se reemplazó el tramo afectado y el sistema volvió a la normalidad en poco menos de una semana.

La empresa realizó una investigación de causa raíz, que incluyó el envío del segmento de tubería de acero al carbono averiado a un laboratorio para su análisis. La evaluación concluyó que el revestimiento protector externo de la tubería aplicado durante la construcción original había fallado, lo que provocó corrosión externa en una zona localizada.

Sin embargo, un posible factor contribuyente fue que el relleno colocado alrededor de la tubería durante la instalación contenía rocas de hasta veinte centímetros de diámetro. El personal que realizó la investigación determinó que las rocas de gran tamaño en el relleno probablemente dañaron el revestimiento de la tubería durante la instalación, lo que permitió que los mecanismos de corrosión actuaran sobre las superficies metálicas desprotegidas.

Además, la sección de tubería se encontraba en un punto bajo, cerca del nivel freático. La humedad tiende a acelerar la corrosión general del acero al carbono expuesto. Si bien el recubrimiento aplicado a la tubería protege la tubería durante toda la vida útil de la planta (las pruebas en áreas de la tubería donde el recubrimiento no se dañó lo demostraron), en este caso, el recubrimiento dañado y la humedad provocaron una fuga.

Si bien el material de relleno utilizado durante la construcción inicial estaba permitido por la especificación vigente en ese momento, una de las primeras medidas correctivas identificadas por Entergy fue actualizarla. La empresa también implementó un programa de inspección de tuberías y tanques enterrados, que incluyó el uso de técnicas de inspección mejoradas, como la tecnología de ondas guiadas.

Una novedosa solución acústica

Aunque no es tan avanzado tecnológicamente como el sistema de ondas guiadas, una pequeña empresa del sur de California desarrolló recientemente otra herramienta para tuberías enterradas. El sistema de localización de fugas LeakTronics FLASH puede utilizarse en ciertas situaciones para localizar fugas en tuberías de entre 2,5 y 152 cm de diámetro, y en tramos de hasta 91 metros. Según Darren Merlob, propietario de LeakTronics, el sistema es muy fácil de usar.

La tubería con fugas debe primero retirarse del servicio y drenarse. Lo más sencillo es revisar al menos dos aberturas en la línea, preferiblemente una en cada extremo. Se introduce una guía de tiro, es decir, un cable que se puede pasar con mayor facilidad de un extremo a otro de la línea, en una abertura de la tubería con un manguito de plástico fijado al extremo, lo que permite insertar una aspiradora en la abertura opuesta para aspirar el manguito y el cable a través de la tubería (Figura 6). A continuación, se retira el manguito de plástico y se conecta el cabezal de la unidad FLASH (Figura 7) al sistema de guía de tiro en su lugar. Se tira del cable a través de la tubería, lo que facilita la inserción del cabezal de la unidad.

Si la configuración de tuberías presenta restricciones, como válvulas, o no se puede abrir en los extremos opuestos (lo que impide el uso del sistema de guía de tracción y la aspiradora), se puede utilizar una varilla de empuje de fibra de vidrio para insertar el cabezal de la unidad en zonas accesibles. Una vez instalado el cabezal, se cierra la tubería en ambos extremos para aplicar una ligera presión a la línea. En el caso de la abertura por donde sobresale el cable del cabezal de la unidad, el kit incluye un tapón deslizante que permite extraer el cabezal de la unidad a través de la tubería mientras la línea se mantiene relativamente hermética. El tapón deslizante también facilita la conexión de un equipo de presión, que se utiliza para presurizar la tubería bajo prueba a aproximadamente 6 psig con aire.

El cabezal de la unidad y unos auriculares se conectan al amplificador FLASH. A continuación, el cabezal, que contiene un micrófono, se introduce lentamente a través de la tubería mientras el operador escucha la fuga con los auriculares. Cuando el micrófono llega al punto exacto de la fuga, el operador oirá un sonido característico. Este sonido identifica el punto por donde sale el aire a través del orificio de la tubería.

Una vez localizada la fuga, el operador deja de tirar del cable y conecta la unidad del amplificador al controlador FLASH. El controlador emite una señal de frecuencia de 512 Hz desde la unidad, que el operador localiza mediante el receptor FLASH. El receptor, o escáner, cuenta con un medidor analógico y un altavoz externo, lo que permite al operador localizar con precisión el punto sobre el suelo donde se encuentra la unidad en la tubería enterrada. Se marca la ubicación y se puede comenzar la excavación.

Saber exactamente dónde se encuentra la fuga permite que las labores de excavación y reparación se centren en la zona correcta, evitando trabajos innecesarios y ahorrando tiempo y dinero. Esto es especialmente importante si la tubería está empotrada en hormigón o discurre bajo pavimento. Merlob afirma que el receptor detectará con fiabilidad la presión de la unidad a través de 1,2 metros de hormigón sólido y hasta 4,5 metros de tierra, según el tipo de suelo. Para ver una demostración animada del sistema FLASH en línea, visite: LeakTronics.com

— Aaron Larson es editor asociado de POWER.