EXPERIENCIA DE ANÁLISIS DE AZUFRE CORROSIVO EN TRANSFORMADORES DE POTENCIA, EN UNA EMPRESA TRANSMISORA DE ENERGÍA ELÉCTICA

J. R. Artero- Ing.Empresa Transmisora de El Salvador - ETESAL, S.A. DE C.V.

El Salvador – Centro Américajartero@etesal.com.sv

Resumen – Dentro de los equipos de potencia más importantes en el proceso de transmisión de energía eléctrica, se encuentran los transformadores de potencia, los cuales adicionalmente es uno de los equipos que requiere de una mayor inversión en su adquisición y puesta en servicio. Durante su vida útil los transformadores se ven expuestos a diferentes fenómenos naturales tales como descargas eléctricas, corrosión ambiental, y fallas propias de la operación de un sistema de transmisión que afectan sus componentes y como consecuencia la confiabilidad y vida útil del mismo. En los últimos años se ha venido presentando el fenómeno de aceite corrosivo al generarse una deposición de compuestos de sulfuro de cobre tanto sobre el papel aislante como sobre las láminas metálicas de cobre, que conllevan a una reducción de las propiedades dieléctricas del aislamiento interno del transformador y por lo tanto incrementa la probabilidad de falla catastrófica en el equipo.

Inicialmente se presentará una breve introducción respecto al concepto de azufre corrosivo y sus consecuencias en el funcionamiento de los transformadores.; continuando con la descripción de las diferentes pruebas de campo que aportan valiosa información para determinar la presencia de azufre corrosivo, posteriormente los métodos utilizados para eliminar o minimizar la acción del azufre corrosivo en el aceite de los transformadores y por ende en su operatividad .

Palabras clave:Transmisión – Mantenimiento – Transformadores –Diagnostico – Azufre Corrosivo

1 INTRODUCCIÓN

Los transformadores de potencia son de gran importancia para la operación de un sistema de transmisión. Este permite que la energía generada en una central, sea elevada a un nivel de voltaje para ser transmitida a grandes distancias con pocas pérdidas y finalmente se pueda disminuir su voltaje para su utilización final en los centros urbanos y zonas industriales. De ahí surge que en los últimos años el mantenimiento que se efectúa a estos equipos sea cada vez más estricto y cuidadoso.

En la actualidad se realizan diversas pruebas preventivas en transformadores energizados; factor de potencia, Cromatografía de gases disueltos en aceite, furanos ,resistencia de aislamiento y devanados; que actualmente son reconocidas como métodos confiables para el diagnóstico e identificación de fallas eléctricas.

Sin embargo en los últimos años, se han presentado fallas catastróficas en los transformadores, que no pudieron ser detectadas o previstas por los métodos tradicionales de mantenimiento. Estas fallas se debieron a la presencia de azufre corrosivo que disminuye la rigidez dieléctrica del devanado.

El propósito de este documento es exponer las diferentes pruebas utilizados para determinar la presencia de azufre corrosivo en los transformadores y las medidas de mitigación que se pueden implementar para eliminar el fenómeno o minimizar su actuación en los componentes del transformador.

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2 AZUFRE CORROSIVO

Se define el azufre corrosivo, de acuerdo a la norma ASTM D2864, como la presencia de azufre y/o azufre elemental en aceites minerales aislantes que pueden causar corrosión de ciertos metales, tales como el cobre y la plata. En el caso de los transformadores de potencia, la deposición de compuestos de sulfuro de cobre tanto sobre el papel aislante como sobre las láminas metálicas de cobre, conducen a una reducción de las propiedades dieléctricas del aislamiento interno..Los problemas registrados a nivel mundial de fallas en transformadores, ponen de manifiesto que se produce una reacción con el cobre la cual no requiere para su desarrollo altas temperaturas, aunque el calor produce efectos más pronunciados.

Estos productos son altamente conductores y son los causantes de las fallas en los transformadores, ya que forman películas o capas sobre la superficie del metal que migran hacia el papel, reduciendo la rigidez dieléctrica entre espiras, ocasionando fallas catastróficas.

Acción del azufre corrosivo Sobre el cobre de los devanados

3 PRUEBAS O ENSAYOS REALIZADOS PARA DETERMINAR LA PRESENCIA DE AZUFRES CORROSIVOS

La ejecución de las siguientes pruebas y análisis se realizó considerado las experiencias que han tenido otras empresas eléctricas asociadas a fallas en sus transformadores de potencia por la presencia de azufres corrosivos en los aceites.

Las pruebas o ensayos realizados para determinar la presencia de azufres corrosivos en el aceite de los transformadores de ETESAL fueron el ensayo ASTM D1275-B y el análisis de DBDS (dibenzyl–disulfide)

4 RESULTADO DE LAS PRUEBAS Y ANÁLISIS

Según los resultados de las pruebas, hay transformadores se encuentran en clasificación “3b” según el ensayo ASTM D 1275-B, en donde se define esta condición como sospechoso de ser o tener azufres corrosivos; y otros transformadores presentaron valores de DBDS mayores a 10 ppm según el método Doble, lo cual denota características corrosivas del aceite.

• Para todos los transformadores se recomienda realizar análisis de DBDS y medición de contenido de pasivador con periodicidad anual.

• Para los transformadores que presentaron valores de DBDS mayores de 10 ppm, se recomienda realizar el ensayo de CCD (Covered Conductor Deposition Test) en menos de 6 meses.

• Con base a los resultados se recomienda evaluar al menos a una de las unidades contaminadas con DBDS con el ensayo de factor de potencia a alto voltaje (20-35 kV), con el fin de evaluar el tip-up y establecer el grado de contaminación del papel debido a la

deposición de sulfuros de cobre. De acuerdo a esta evaluación, buscar la mitigación del azufre corrosivo con una o la combinación de las siguientes acciones: adicionar un pasivador metálico, reemplazar el aceite por uno no corrosivo, bajar el “set point” de arranque del sistema de enfriamiento, colocar ventiladores adicionales para reducir la temperatura en 5°C ó disminuir la carga

• Para los transformadores que presentaron valores de DBDS mayores de 10 ppm, se realizará en el año 2011 el ensayo de CCD (Covered Conductor Deposition Test), así como el ensayo de DBDS (dibenzyl–disulfide), para validar la presencia de azufres corrosivos.

Tabla 1. Resultado de las pruebas realizadas

Serie Equipo Vol Oil

Año Fab

Tensión kV Potencia Subestación ASTM

D1275B Interpretación

DBDS (mg/kg)

111.262/U 14600 2000 110/34.5 20 Ateos 2c No Corrosivo 48

C-23979.01 10300 2000 110/46-23 40 Planta Móvil 2c No Corrosivo 50

C-23979-02 10300 2000 110/46-23 40 Planta Móvil 2c No Corrosivo 50

C-13766.02 22500 2000 110/23 75 San Antonio

Abad 2c No Corrosivo 60

111.261/2 22000 2000 110/46 50 San Miguel 2c No Corrosivo 63

C-13578 20500 2000 110/46 50 Ozatlan 2c No Corrosivo 63

C-13766.01 22500 2000 110/23 75 San Antonio

Abad 2c No Corrosivo 63

67372 22280 1995 110/46 50 Santa Ana 2e No Corrosivo 10

91.4.3891 11650 1992 110/46-23 43 Planta Móvil 2e No Corrosivo 47

C-13576 20500 1999 110/23 56 San Bartolo 3ª No Corrosivo 36

C-13579 22500 2000 110/46 75 Pedregal 3ª No Corrosivo 62

RFS2533-1 25280 1983 110/46 50 Cerrón Grande

3b Sospechoso 1

33560 12210 1992 110/46 25 Acajutla 3b Sospechoso 2

553891 22280 1970 110/23 50 Opico 3b Sospechoso 4

111.261/1 22000 2000 110/46 50 San Miguel 3b Sospechoso 36

111.263/U 14500 2000 110/46 22.4 Cerrón Grande

3b Sospechoso 45

C-13577 20500 1999 110/46 50 Opico 3b Sospechoso 63

89283 24000 2004 110/46 56 Santa Ana 3b Sospechoso 68

C-13575 20500 1999 110/23 56 San Bartolo 3b Sospechoso 68

C-13101 27420 1995 110/46 75 Ateos 3b Sospechoso 69

GBK600602 45000 2000 230/110/46 156 15 de

Septiembre 3b Sospechoso <1

91.4.3892 11650 1992 110/46-23 20 Planta Móvil 3b Sospechoso <1

Tabla 2. Resultado de las pruebas realizadas

5 TRATAMIENTOS PARA ACEITES CON AZUFRE CORROSIVO

Se ha investigado que al menos existen cuatro alternativas a escala para tratar en laboratorios muestras de aceites que se encuentren con contenido excesivo de azufre corrosivo, estas alternativas son las siguientes:

1. Tratamiento de arcilla- Clay Treatment El tratamiento con arcilla ha sido desarrollado para remover DBDS y otros componentes del sulfuro corrosivo. Se realizará el tratamiento a una muestra de aceite piloto para determinar la cantidad de arcilla (a escala) y si el DBDS está presente, que cantidad se remueve con el tratamiento. Posterior a la prueba de tratamiento con arcilla a escala, se realizarán las pruebas ASTM D1275B y la prueba de DOBLE CCD.

2. Pasivador- Passivation Se aplicará 100 ppm de pasivador Irgamet a la muestra de aceite, y luego de la pasivación se realizará las pruebas de sulfuro corrosivo ATSM D1275B, la prueba DOBLE CCD y de DBDS, para determinar la efectividad del método de pasivación. Adicionalmente se medirá las características de los gases, ya que en algunos casos con la aplicación del pasivador se generan algunos gases en el aceite.

3. Reemplazo de aceite- Oil replacement Si se reemplaza el aceite, un poco de aceite residual se mezcla con el nuevo aceite. Se realiza la prueba al nuevo aceite con el antiguo aceite al 5 a 10%. Para ambos se realiza la prueba DOBLE CCD y ASTM D1275B.

4. Tratamiento de Sodio- Sodium Treatment El Sodio puede remover DBDS y otros componentes del sulfuro corrosivo. El aceite es tratado a escala y luego se vuelve a realizar las pruebas de DBDS, ASTM D1275B y DOBLE CCD.

De las cuatro alternativas, se considera que la mas conveniente es la alternativa No. 1, ya que con el tratamiento con arcilla no se contaminaría con ningún producto químico al aceite dieléctrico, lo cual ocurriría en el caso de las alternativas 2 y 4 que utilizan Irgamet y Sodio, respectivamente. .

6 CONCLUSIONES

Se concluye que el aceite a introducir a un transformador de potencia tendrá que tener una evaluación integral en su condición fisicoquímica ya que hoy en día muchos aceites por la naturaleza de su filtrado pueden traer consigo el azufre , metales etc que son dañinos ya que atacan primeramente al punto mas caliente en los transformadores.

También se concluye que todo transformador debe pasar la prueba del Cover Conductor Deposition Test (CCD), cuya importancia radica en que es la prueba que se hace a los aceites para saber su capacidad de aislamiento evitando la corrosión por sulfuros.Asimismo se recomienda realizar pruebas de aceite bajo los estándares y normas internacionales para la comprobación de los sulfuros corrosivos las cuales entre algunas son: ASTM D13, ASTM 51353, ASTM D1275A, ISO 5662, ASTM 1275B, ASTM D5623, ASTM D4294, ASTM D3227, VOP 286/387, IEC 62535,Tappi 406 -Reducible Sulfur in Paper and Pressboard;Tappi 444 -Silver Tarnishing by Paper and Pressboard

Finalmente la forma de evitar la corrosión es la prevención. Para ello hay que hacer pruebas periódicas a los aceites a, temperaturas adecuadas y además de utilizar diferentes aceites.

7 REFERENCIAS

Apuntes de normas ASTM , Experiencias acumuladas del Departamento de Mantenimiento de ETESAL.Electric Maintenace Westinghouse electric Co; Kalantar A. y Levin M. (2006) “Factores que afectanla disolución del cobre en los aceites de transformadores”, Lub.Sci; Lance Lewand, Product Manager –Domino– Materials Laboratory Manager de Doble, ASTM D130 - 04e1 Standard Test Method for Corrosiveness to Copper from Petroleum Products by Copper Strip Test.- La evaluación del impacto del DBDS se realizó con base en el paper de la revista NETA WORD fall 2008 por Lance Lewand.