Sistemas de monitorización online del aceite para transformadores de potencia de Centrales Nucleares

Transcripción

1 Sistemas de monitorización online del aceite para transformadores de potencia de Centrales Nucleares Sabela Sarandeses Empresarios Agrupados Resumen Las Centrales Nucleares están mostrando su preocupación debido a la existencia de fallos recientes relacionados con los grandes transformadores de potencia. Estos transformadores no son de seguridad, pero son importantes para la producción de potencia debido a que su fallo puede producir transitorios en la planta, scram del reactor o disparos, que pueden tener como consecuencia interrupciones en la producción de energía o pueden obligar a reducir la potencia de producción El análisis de gases disueltos en el aceite de los transformadores está reconocido como un ensayo clave para identificar el fallo de un transformador sumergido en aceite. Con este análisis no es posible asegurar que no existirá un daño en el transformador, pero se puede reducir la probabilidad de riesgo de este tipo de fallos. La industria recomienda equipar a los grandes transformadores de potencia nuevos con sistemas de monitorización online del aceite y en algunos casos también se recomienda su utilización en los transformadores existentes. 1. INTRODUCCIÓN Las Centrales Nucleares (CCNN) están mostrando preocupación debido a la existencia de fallos recientes relacionados con los grandes transformadores de potencia. Los sistemas de monitorización del aceite son altamente recomendados para reducir el riesgo de fallo, pues permiten una evaluación continua del estado del transformador. Esta ponencia muestra los requisitos nucleares existentes y las experiencias operativas previas relacionadas con los sistemas de monitorización y analiza distintos sistemas disponibles de monitorización online del aceite. 2. REQUISITOS NUCLEARES Y EXPERIENCIAS Los grandes transformadores de potencia se utilizan en las centrales nucleares para exportar energía eléctrica a la red, adaptando la tensión de generación a la tensión de la red exterior (transformadores principales) y para suministrar energía eléctrica para el consumo de auxiliares a la planta, adaptando la tensión de generación (transformadores auxiliares) o la tensión de la red exterior (transformadores de arranque o auxiliares de reserva) a la de auxiliares. Los grandes transformadores de potencia no tienen clasificación de seguridad. 1 Su función principal es la producción de potencia y no son necesarios para la parada segura del reactor pero hay que tener en cuenta que su fallo puede producir transitorios en la planta, scram del reactor o disparos, que pueden tener como consecuencia 1 Adicionalmente existen en las centrales los transformadores de distribución que transforman la media tensión en baja tensión que sí pueden tener clasificación de seguridad. 1

2 interrupciones en la producción de energía o pueden obligar a reducir la potencia de producción. [1] Figura 1. Unifilar típico de una CCNN (basado en la Fig. 2 de la norma IEEE 765) No existen requisitos reguladores específicos relacionados con los grandes transformadores, salvo las regulaciones existentes en algunos países relacionados con los programas de mantenimiento en general que son de aplicación a los transformadores [1]. Los transformadores están sujetos a los requisitos de mantenimiento de la 10CFR50.65 y de la instrucción del CSN IS-15, al ser equipos no relacionados con la seguridad cuyo fallo podría causar disparo del reactor, y por ello se requiere que se monitorice su condición para asegurar que pueden realizar su función apropiadamente. Los programas de mantenimiento y vigilancia de las CCNN se basan en las guías de mantenimiento del fabricante, en las recomendaciones de la industria y en la experiencia interna operativa. [1] [2] [3] La industria reconoce el análisis de gases disueltos (AGD) del aceite como el método clave para identificar el fallo de un transformador sumergido en aceite. No es posible descartar completamente el daño de un transformador a través de una monitorización AGD, pero la frecuencia de este daño se puede reducir significativamente. [4][5] Las CCNN realizan análisis del aceite periódicamente. Algunas de ellas han adoptado sistemas de monitorización continua del aceite. [1][2][3] 3. GASES GENERADOS EN UN TRANSFORMADOR La mayoría de los fallos incipientes de un transformador tienen síntomas que pueden ser detectados. La detección de ciertos gases generados en un transformador aislado en aceite cuando está en servicio es frecuentemente la primera indicación disponible de un problema que puede conducir a un fallo si no se corrige. 2

3 Todos los transformadores generan gases en temperaturas normales de operación, pero perturbaciones térmicas y eléctricas, actuando solas o de forma simultánea, pueden causar la descomposición de los materiales del aislamiento y una anormal formación de gases según el siguiente proceso: La descomposición del aceite se produce por la ruptura de los enlaces carbono-hidrógeno y carbono-carbono de las moléculas de hidrocarburos de las que está compuesto. En función de la energía y temperatura del tipo de falta que se produzca en el transformador (falta térmica, descargas parciales o arcos) y su duración, se generarán combinaciones de gases en distintas concentraciones. Los productos gaseosos que pueden surgir son el hidrógeno (H 2 ), metano (CH 4 ), acetileno (C 2 H 2 ), etileno (C 2 H 4 ) y etano (C 2 H 6 ). Estos gases tienen una energía característica requerida en su formación como se puede ver en la Figura 2. Figura 2. Generación de Gases en el aceite en función de la temperatura de la falta [14] La descomposición de la celulosa se produce por la ruptura de las cadenas poliméricas con la generación principalmente de monóxido de carbono (CO) y dióxido de carbono (CO 2 ). Estas cadenas son térmicamente menos estables que los enlaces de los hidrocarburos del aceite y se descomponen a menor temperatura. Los gases producidos en el papel se disuelven en el aceite. Mediante el análisis de la composición de los siete gases clave generados - hidrógeno (H 2 ), metano (CH 4 ), acetileno (C 2 H 2 ), etileno (C 2 H 4 ), etano (C 2 H 6 ), monóxido de carbono (CO) y dióxido de carbono (CO 2 ) - y sus concentraciones, se puede tener una indicación de la naturaleza y de la severidad de la falta en el transformador. Los cambios en la producción de cada gas y su tasa de producción son factores importantes para determinar la falta o faltas y su evolución, teniendo en cuenta qué gases son típicos o predominantes a las distintas temperaturas. 3

4 Sin embargo existen variables que afectan a esta teoría de formación de gases de forma que la correlación entre los gases y la falta existente en el transformador sólo se puede determinar de forma empírica. Las faltas de alta temperatura, además de producir gases asociados a altas temperaturas, producen gases asociados a temperaturas inferiores debido a que el aceite que rodea el punto de falta reduce la temperatura final existente. Adicionalmente existen otras variables como la localización de una falta, el tipo de circulación del aceite o la posibilidad de que un tipo de falta evolucione a otro tipo. Es por esto que en ocasiones cantidades relativas (ratios) de varios gases pueden ser más representativos que valores absolutos. Existen guías de interpretación de los gases clave como las guías de la IEC [8] y la IEEE [9] que proporcionan herramientas de diagnóstico que varían en complejidad y precisión y que incluyen el método del total de gases combustibles disuelto (que es indicativo del fallo del transformador), el método de los gases clave (que puede usarse como una determinación cualitativa del tipo de falta) y los métodos de ratios de distintos gases o los triángulos de Duval (que son la herramienta más precisa de identificar el tipo de falta). 4. SISTEMAS DE MONITORIZACIÓN CONTINUA DEL ACEITE El análisis de gases disueltos en el aceite (AGD) se puede realizar mediante la toma de una muestra y su posterior análisis en laboratorio o a través de un sistema de monitorización continua. En las CCNN se realizan periódicamente AGD en laboratorio cuyos resultados son más precisos que los que se obtienen a través de sistemas continuos de monitorización. Sin embargo ciertos problemas pueden permanecer ocultos entre los intervalos de ensayo en laboratorio. La instalación de sistemas de monitorización continuo permite detectar el comienzo de un fallo incipiente que posteriormente se deberá confirmar a través de un ensayo de laboratorio. Según el número de gases que pueden detectar los sistemas de monitorización se clasifican en monitores simples, que proporcionan una salida simple pues pueden medir un gas o el total de gases disueltos y monitores múltiples, que pueden medir entre 3 y 8 de los gases clave. Detectores simples o múltiples proporcionan una detección temprana y varios niveles de diagnósticos adicionales. El sistema más sencillo, y también más económico, de monitorización continua de gases es el de una señal simple de salida, la cual es proporcional a un gas, típicamente hidrógeno, o a una combinación de los gases presentes en el aceite. Ejemplos de analizadores que monitorizan el hidrógeno son el Calisto y el Serveron TM1. Un ejemplo de un analizador que proporciona una señal proporcional a una combinación de gases es el GE Hydran M2. En algunos casos el monóxido de carbono también se puede monitorizar, como por ejemplo en el Calisto 2 y en el Serveron TM2. Los analizadores simples son útiles para proporcionar una indicación temprana de fallo de transformador dado que pueden detectar hidrógeno, que es un gas que se produce en cierta medida en todos los fallos del transformador, o un número total de gases disueltos en el aceite, pero no proporcionan información sobre el tipo de falta en el transformador. 4

5 Los sistemas más completos de analizadores continuos de gases monitorizan los ocho gases que se pueden producir; estos analizadores pueden usarse como ayuda para determinar el tipo de falta en el transformador y su posible desarrollo. Ejemplos de analizadores de gases completos son el Severon TM8 y el Calisto 9, basados en la cromatografía de gases, o el GE Kelman TRANSFIX, basado en la espectroscopia foto acústica. Asimismo existen analizadores continuos de gases que se pueden clasificar en una categoría intermedia dado que pueden monitorizar algunos de los ocho gases clave. Ejemplos de este tipo de analizadores son el Calisto 5 o el GE Kelman Minitrans. Con estos analizadores se puede tener una determinación cualitativa del tipo de falta. En cualquier caso, cuando un analizador continuo de gases da una señal de alarma, se debe extraer una muestra de aceite y enviar a un laboratorio para un análisis completo. Los analizadores se pueden clasificar también en función del modo de extracción de los gases de la muestra de aceite y en función de la tecnología utilizada en la detección de los gases. Una muestra de los analizadores comerciales disponibles se analiza en la tabla 1. Información sobre otros analizadores comerciales se puede encontrar en [7]. Modelo de monitor GE Hydran 201Ti GE Hydran M2 Tabla 1. Lista de analizadores comerciales [14] Gases detectados H 2 + CO (15% sensibilidad) + C 2 H 2 (8% sen.) + C 2 H 4 (1.5% sen.) H 2 + CO (15% sensibilidad) + C 2 H 2 (8% sen.) + C 2 H 4 (1.5% sen.) Detección humedad Modo de extracción de gas Tipo de detector No Membrana permeable Combustible (gases) SI Membrana permeable Combustible (gases) GE Kelman Minitrans H 2, CO, C 2 H 2 SI Cabeza de vacío EF GE Kelman Transfix H 2, CH 4, CO, CO 2, C 2 H 4, C 2 H 6, C 2 H 2 (0 2 y N 2 estimado ) SI Cabeza de vacío EF Calisto H 2 SI Tubos capilares de DCT (H2) Calisto 2 H 2 + CO SI Tubos capilares de DCT (H2) ES (CO y humedad) Calisto 5 H 2, CO, CH 4, C 2 H 2, C 2 H 4 SI Tubos capilares de CG Calisto 9 H 2, CH 4, CO, CO 2, C 2 H 4, C 2 H 6, C 2 H 2 (0 2 y N 2 ) SI Tubos capilares de CG Serveron TM1 H 2 Opcional Medición directa ES Serveron TM2 H 2 + CO Opcional Membrana permeable CG (Separación de gases) + DCT(concentraciones de gases) Serveron TM3 CH 4, C 2 H 4, C 2 H 2 Opcional Membrana permeable CG (Separación de gases) + DCT(concentraciones de gases) Serveron TM8 H 2, CH 4, CO, CO 2, C 2 H 4, C 2 H 6, C 2 H 2 (0 2 y N 2 ) Opcional Membrana permeable CG (Separación de gases) + DCT (concentraciones de gases) DCT: Detector de conductividad térmica; ES: Sensor de estado sólido; CG: Cromatografía de gases; EF: Espectroscopia fotoacústica En el analizador GE Hydran e Hydran M2 se hace pasar el aceite del transformador a través de una membrana que el hidrógeno y otros gases combustibles (CO, C 2 H 2 y C 2 H 4 ) pueden atravesar. Los gases pasan a continuación a una celda donde se queman en una pila de combustible para crear una corriente eléctrica. La corriente generada se puede medir y es proporcional al contenido de gases en el aceite. 5

6 En el analizador Calisto y Calisto 2, el hidrógeno disuelto se extrae en una sonda especialmente diseñada de tubos capilares de. Esta sonda constituye una rama de un puente de Wheatstone que está en equilibrio con el nitrógeno de la otra rama del puente. Cualquier cambio en la concentración de hidrógeno modifica el equilibrio de la sonda, de forma que el desequilibrio es proporcional a la concentración del gas. La cromatografía de gases, utilizada en los analizadores Calisto 5 y 9 y en los Serveron TM2, TM3, y TM8, es una técnica en la que un flujo de gas portador (fase móvil) arrastra la muestra de gases a través de una columna de líquido o sólido (fase estacionaria) que retiene los distintos gases. La composición de los gases se determina gracias a que la velocidad a la que la fase móvil atraviesa la fase estacionaria depende de cómo los distintos gases reaccionan con la fase estacionaria. A medida que los componentes individuales salen de la columna se cuantifican mediante un detector. En la espectroscopia fotoacústica, utilizada en los analizadores GE Kelman Transfix y Minitrans, los gases al absorber energía infrarroja se calientan y se expanden. En este proceso se produce una onda sonora cuya intensidad es proporcional a la concentración de gases. La composición de los gases se obtiene debido a que cada gas absorbe un espectro determinado de infrarrojo. Todos los analizadores continuos de gas incluyen, al menos como opción, la posibilidad de monitorizar la humedad. La humedad envejece la celulosa, pero dado que no existe una forma sencilla de medir la humedad en el papel directamente, debe estar referida al contenido de humedad presente en el aceite. La recomendación del CIGRE [7] es que los nuevos transformadores de las CCNN se equipen con analizadores continuos de gases, preferiblemente con la posibilidad de monitorizar los gases clave. Teniendo en cuenta el coste de los analizadores continuos de gases, la modernización de los transformadores en operación debe estar sujeto a un análisis coste-beneficio pero la indicación de posible deterioro en el transformador puede justificar su instalación. 4. CONCLUSIONES Los analizadores continuos de gases se recomiendan para las CCNN junto con la realización de análisis en el laboratorio, para poder identificar de forma temprana el fallo en los grandes transformadores. Los analizadores continuos de gases del tipo simple pueden dar una indicación de la degradación en un transformador. Se prefieren sistemas de analizadores de gases más sofisticados pues pueden proporcionar además información acerca del tipo de falta. REFERENCIAS [1] Nuclear Energy Agency, Operating Experience Report: Recent Failures of Large Oil-Filled Transformers, NEA/CNRA/R(2011) 6 (2011) [2] US NRC Information Notice Transformer Failures Recent Operating Experience (2009) [3] Reaktor-Sicherheitskommission, Testing and Monitoring Programme for Oil-paper Insulated Transformers and Dry Transformers in German Nuclear Power Plants, Report of the RSK (reactor safety commission) Committee on Electric Instalations (EE) (2012) [4] CIGRE Working Group A2.24 Recommendations for Condition Monitoring and Condition Assessment Facilities for Transformers, Technical Brochure Number 343 (2008) [5] IEEE C IEEE Guide for Application for Monitoring Equipment to Liquid Immersed Transformers and Components (2012) [6] CIGRE Working group B5.05 Modern Techniques for Protecting, Controlling and Monitoring Power Transformers, Technical Brochure Number 463 (2011) [7] CIGRE Working group D1.01 Report on Gas Monitors for Oil-Filled Electrical Equipment, Technical Brochure Number 409 (2010) [8] IEC Mineral Oil Impregnated Electrical Equipment in Service- Guide to the Interpretation of Dissolved and Free Gases Analysis (2007) 6

7 [9] IEEE C IEEE Guide for the Interpretation of Gases Generated in Oil Immersed Transformers (2008) [10] Sand Aging Manegement Guideline for Commercial Nuclear Power Plants Power and Distribution Transformers (1994) [11] CSN Instrucción IS-15 Vigilancia de la Eficacia del Mantenimiento en las Centrales Nucleares (2007) [12] 10 CFR Requirements for Monitoring the Effectiveness of Maintenance at Nuclear Power Plants [13] IEEE C Guide for Application for Monitoring Equipment to Liquid Immersed Transformers and Components (2012) [14] United States Department of the Interior. Facilities instructions, Standards and Techniques Fist3-30 Transformer Maintenance (2000) 7