Definiciones

"Azufre corrosivo SIN DBDS - C2" Se trata de la criticidad caracterizada por las propiedades corrosivas del aceite, y otros líquidos aislantes, sobre las superficies metálicas del que están hechos algunos componentes (por ejemplo:. conductores de cobre o contactos de plata) en el interior de los transformadores y otros equipos eléctricos.Esta criticidad es causada por la presencia de compuestos de azufre (excepto DBDS) como por ejemplo, los polisulfuros y los disulfuros.«Azufre corrosivo sin DBDS - C2» se produce en condiciones normales de funcionamiento del transformador.

Azufre corrosivo - Azufre libre o compuestos de azufre corrosivos identificados sometiendo metales, como el cobre, al contacto con un líquido aislante en condiciones normalizadas [Traducción de Sea Marconi de la norma técnica IEC 62697-1 de 2012, par.3.1.6 - p. 10]

Introducción

En la introducción de la norma técnica IEC 62697-1 del 2012 (pág. 7) se establece que:

El azufre puede estar presente en los líquidos aislantes (utilizados en los transformadores y otros equipos eléctricos) de diversas formas

La concentración total de azufre depende del origen del líquido, del proceso de refinado, de la formulación y de la presencia de aditivos

Hay compuestos sulfurados no corrosivos y otros extremadamente corrosivos con las superficies metálicas, tales como los que se encuentran en el interior de los transformadores

La presencia de estas especies corrosivas del azufre están directamente relacionadas con los fallos que implican el equipo utilizado en la generación, transmisión y distribución de energía durante varias décadas.

La norma IEC, por este motivo, ha establecido que tanto los aislantes nuevos, como los que están en servicio deben estar libres de estos compuestos corrosivos sulfurados

Junto al descubrimiento de DBDS como el principal responsable del fenómeno del azufre corrosivo (julio de 2005), Sea Marconi ha estudiado la acción corrosiva tanto de los compuestos de azufre que normalmente se encuentran en el aceite como de los productos de la degradación de los aditivos.

Haga clic aquí para acceder a las principales publicaciones Sea Marconi sobre el tema:

M. Pompili, F. Scatiggio, V. Tumiatti, R. Maina, M. Tumiatti, Corrosive sulfur in insulating oils: its detection and correlated power apparatus failures, IEEE Trans.On Power Delivery, Vol.23, NO.1, 2008

V. Tumiatti, R. Maina, F. Scatiggio, M. Pompili and R. Bartnikas, In Service Reduction of Corrosive Sulfur Compounds in Insulating Mineral Oils, ISEI 2008, Toronto, June 2008

F. Scatiggio, V. Tumiatti, R. Maina, M. Tumiatti, M. Pompili and R. Bartnikas, Corrosive Sulfur Induced Failures In Oil-Filled Electrical Power Transformers And Shunt Reactors, IEEE Trans.On Power Delivery, Vol.24, NO.3, 2009

R. Maina, V. Tumiatti, M. Pompili and R. Bartnikas, Corrosive Sulfur Effects in Transformer Oils and Remedial Procedures, IEEE Trans.On Dielectrics and Electrical Insulation, Vol.16, NO.6, 2009

R. Maina, V. Tumiatti, M. Pompili and R. Bartnikas, Dielectric Loss Characteristics of Copper Contaminated Transformer Oils, IEEE Trans.On Power Delivery, Vol.25, NO.3, 2010

F. Scatiggio, R. Maina, V. Tumiatti, M. Pompili and R. Bartnikas, Long Term Stability of Insulating Mineral Oils Following their Corrosive Sulfur Removal, ISEI 2010, San Diego, June 2010

R. Maina, V. Tumiatti, F. Scatiggio, M. Pompili and R. Bartnikas, Transformers Surveillance Following Corrosive Sulfur Remedial Procedures, IEEE Trans.On Power Delivery, Vol.PP, Issue 99, 2011

M.C.Bruzzoniti, C. Sarzanini, R.M.De Carlo, R. Maina, V. Tumiatti, Fallos en los transformadores de potencia impregnados en aceite mineral aislante y potenciales daños ambientales.Investigación en los fenómenos de corrosión relacionados con la contaminación de sustancias corrosivas, Proc.XII Congreso Nacional de la División de Química del Ambiente y de los Bienes Culturales, Taormina (IT), septiembre 2010, http://www.socchimdabc.it/joomla/documenti/atti_XII_congr.pdf

R. Maina, V. Tumiatti, M.C.Bruzzoniti, R.M.De Carlo, J. Lukić, D. Naumović-Vuković, Copper Dissolution and Deposition Tendency of Insulating Mineral Oils Related to Dielectric Properties of Liquid and Solid Insulation, ICDL 2011, Trondheim, June 26-30 2011

M.C.Bruzzoniti, R.M.De Carlo, C. Sarzanini, R. Maina, V. Tumiatti, Determination of copper in liquid and solid insulation for large electrical equipment by ICP-OES.Application to copper contamination assessment in power transformers, Talanta, vol. 99, 2012, 703-711

R. M. De Carlo, M.C.Bruzzoniti; C. Sarzanini, R. Maina; V. Tumiatti, Copper Contaminated Insulating Oils-Testing and Investigations, IEEE Trans.On Dielectrics and Electrical Chim.Dr. Riccardo Maina Insulation, vol. 20, No.2, 2013, 557-563

R. M. De Carlo, C. Sarzanini, M.C.Bruzzoniti; R. Maina; V. Tumiatti; Copper-in-oil Dissolution and Copper-on-Paper Deposition Behavior of Mineral Insulating Oils, IEEE Trans.On Dielectrics and Electrical Insulation, vol. 21, No.2, 2014, 666-673

M.C.Bruzzoniti, R.M.De Carlo, C. Sarzanini, R. Maina, V. Tumiatti, Stability and Reactivity of Sulfur Compounds against Copper in Insulating Mineral Oil:Definition of a Corrosiveness Ranking, Ind.Eng.Chem.Res., 2014, DOI: dx.doi.org/10.1021/ie4032814

Marco reglamentario

• IEC 60296:2012, Fluids for electrotechnical applications – Unused mineral insulating oils for transformers and switchgear
• IEC 60422:2013, Mineral insulating oils in electrical equipment – Supervision and maintenance guidance
• CIGRE Brochure 378:2009, Copper sulphide in transformer insulation
• CIGRE Brochure 413:2010, Insulating Oil Regeneration and Dehalogenation
• CIGRE Brochure 625:2015, Copper Sulphide long term mitigation and risk assessment

Causas

[ALT img.:Azufre corrosivo sin DBDS (C2)]

La criticidad del "Azufre corrosivo sin DBDS - C2" es causada por la presencia en el aceite de algunos compuestos sulfurados corrosivos como los polisulfuros y los disulfuros.Estos últimos pueden ser utilizados como aditivos antioxidantes y algunos tipos de aislantes y pueden producir efectos equivalentes al más conocido DBDS.Los compuestos sulfurados presentes en los aceites corrosivos reaccionan con las superficies de cobre y las de plata en el interior del transformador.El resultado es la formación de azufre de cobre y sulfuro de plata.

El sulfuro de cobre crece al aumentar la temperatura, alcanzando su punto máximo en presencia de puntos calientes localizados.La consecuencia es la formación de depósitos y macro partículas que pueden circular en el aceite peligrosamente causando descargas parciales y arcos de potencia.

[ALT img.:Azufre corrosivo sin DBDS (C2)]

Sin embargo, el sulfuro de cobre también se puede formar a partir de los devanados, también de cobre.En este caso hay una migración progresiva del sulfuro de cobre de los conductores de los devanados a las capas de papel que los envuelven.Los cristales de sulfuro de cobre empujan las capas de papel y gradualmente llegan a la capa superficial del papel (más externa) hasta que le hacen perder las propiedades aislantes.Incluso en este caso se pueden generar descargas eléctricas y arcos de potencia (sin signos o síntomas específicos) hasta un fallo catastrófico.

Causas de la criticidad del azufre corrosivo sin DBDS - C2 | Cuando pueda comprobarse (fases del ciclo de vida)

Carencia de requisitos de compra de los aceites (nuevos o reciclados) | Requisitos y compras

Carencia en el control de calidad de los lotes individuales o suministros individuales de aceite aislante | Aceptación de aceites aislantes

Deficiencia en los procedimientos analíticos para la verificación de los compuestos sulfurados corrosivos | Aceptación de aceite, pruebas de fábrica, instalación y preactivación, ejercicio, envejecimiento, post mortem

Contaminación cruzada por el uso de aceite, instalaciones, tanques o contenedores contaminados por compuestos sulfurados corrosivos (por reposiciones, impregnaciones o tratamientos) | pruebas de fábrica, instalación y preactivación, ejercicio, envejecimiento, post portem (reciclaje de aceite)

Se ha descubierto que algunos tipos de aceite (especialmente de base parafínica) que contienen compuestos sulfurados inicialmente no corrosivos durante el ciclo de vida del transformador han manifestado comportamientos corrosivos; esto es debido a los fenómenos de oxidación o degradación en general, en condiciones de estrés eléctrico o térmico (ej. dibenzotiofenos - DBT).

Signos (inspección visual) - Síntomas (análisis)

Signos (inspección visual)

Los signos de esta criticidad son visibles solo a través de una inspección interna del transformador, por ejemplo después de un fallo.En presencia de esta criticidad se observan depósitos de color gris típicamente en los conductores de cobre (sulfuro de cobre) o en los contactos de plata (sulfuro de plata).En los papeles aislantes la contaminación de sulfuro de cobre se manifiesta a través de puntos y estriados de color gris.

Muestreo representativo
Cuando se decida realizar una inspección interna del transformador, como resultado de un fallo o con el fin de realizar una investigación a fondo, se recomienda la toma de muestras de los papeles aislantes de acuerdo con los protocolos y procedimientos adecuados.En particular, se aconseja retirar los papeles en la parte superior, inferior y media de los devanados individuales, tanto del primario como del secundario, para cada fase, tomando más muestras de papel en las zonas con mayor oscurecimiento o fragilidad del mismo papel.

Durante la inspección técnica de los transformadores es necesario tomar muestras del aceite aislante de acuerdo con la norma de referencia y las instrucciones de funcionamiento suministradas con el kit de muestreo.

Síntomas (análisis)

[ALT img.:Azufre corrosivo sin DBDS (C2) | caso11 IFED ]

Huella digital del aceite.Muestra la presencia de compuestos sulfurados responsables de la corrosividad del aceite

El síntoma principal de la criticidad del "Azufre corrosivo sin DBDS - C2" está vinculado a la presencia en el aceite de compuestos sulfurados corrosivos.En particular, el principal indicador diagnóstico para esta criticidad es el:

azufre corrosivo total, o TCS - Total Corrosive Sulfur (IEC 62697-2).

El azufre corrosivo total puede expresarse como la suma de todos los compuestos corrosivos sulfurados o como concentración de DBDS equivalente.

Si la concentración de TCS, expresado como DBDS equivalente, supera los valores recomendados (ver siguiente tabla en el párrafo de diagnóstico), es necesario poner en práctica las terapias necesarias.

hay algunos otros cofactores útiles para completar el cuadro diagnóstico:

• Azufre potencialmente corrosivo - Prueba CCD (IEC 62535)
• Azufre corrosivo (IEC 62535, ASTM D1275 Método B, DIN 51353)
• Huella digital del aceite: perfil GC-AED / GC-MS (IEC 62697-1)
• Aditivos:Pasivadores (BTA, IRGAMET 39, Irgament 30); inhibidores de la oxidación (DBPC, PAD)
• Azufre total (IP 373)
• Partículas (IEC 60970)
• Evaluar T1, T2, T3 a través del análisis de gases disueltos (DGA - IEC 60599)
• Acidez total TAN (IEC 62021-1 IEC 62021-2 o)

Los métodos de análisis del DBDS no son capaces de determinar la corrosividad de los compuestos sulfurados responsables de la criticidad "Azufre corrosivo sin DBDS - C2".
Para determinar el azufre corrosivo total, en particular, no debido a DBDS, Sea Marconi ha inventado, desarrollado e industrializado (patente n. 0001394617 del 2008) el método llamado TCS - Total Corrosive Sulfur.Esta técnica analítica es independiente de los compuestos corrosivos individuales, pero evalúa los efectos equivalentes al DBDS en términos de cantidad de sulfuro de cobre producido (en las mismas condiciones de prueba).
Este método se incluirá en la norma IEC 62697 Parte 2 "Test methods for quantitative determination of Total Corrosive Sulfur (TCS)”, attualmente in fase CDV (Committee Draft for Voting).Las pruebas round robin realizadas han dado resultados excelentes y han servido de base para el grupo de trabajo IEC.

Con el desarrollo de este método se ha demostrado experimentalmente que la conversión de los diferentes compuestos sulfurados en azufre total (TCS - Total Corrosive Sulfur) se lleva a cabo de manera diferente en función de la temperatura y de las características moleculares de los mismos compuestos.

Corrosividad de las diversas familias de compuestos a diferentes temperaturas
[ALT img:Azufre corrosivo sin DBDS (C2)]

Tasa de conversión de azufre corrosivo de 22 compuestos sulfurados (cálculo después de la prueba TCS)
[ALT img:Azufre corrosivo sin DBDS (C2)]

M.C.Bruzzoniti, R.M.De Carlo, C. Sarzanini, R. Maina, V. Tumiatti, Stability and Reactivity of Sulfur Compounds against Copper in Insulating Mineral Oil:Definition of a Corrosiveness Ranking, Ind.Eng.Chem.Res., 2014, DOI: dx.doi.org/10.1021/ie4032814

Diagnosis

Para la diagnosis de la criticidad "Azufre corrosivo sin DBDS - C2", Sea Marconi emplea su propia métrica diagnóstica, a saber:

• se interpretan las señales visuales en el transformador, en este caso como resultado de las inspecciones después del fallo en máquinas gemelas,
• mediante el análisis del aceite se identifican los síntomas, es decir, los indicadores específicos (TCS - Total Corrosive Sulfur), y sus concentraciones relativas

| Valor recomendado de DBDS | Norma de referencia

Para los aceites aislantes nuevos | "no detectable (<5 mg/kg)" | [IEC 60296 Ed.4-2012, tab. 2, pág. 17]

para los aceites aislantes en funcionamiento - antes de aplicar la energía - "no detectable (<5 mg / kg)" | [IEC 60422 Ed.4-2013, tab. 3, pág. 24]

para los aceites aislantes en funcionamiento - después de la energización - (<5 mg/kg). Si la concentración de DBDS está por encima del umbral recomendado debe hacerse una evaluación de riesgos y poner en práctica las medidas de mitigación tab. 5 Nota d - entre ellas está previsto el tratamiento de la despolarización selectiva para la eliminación eficiente del azufre corrosivo en el aceite 11.4.4.| [IEC 60422 Ed.4-2013, tab. 5, pág. 31]

para los aceites aislantes en funcionamiento - (<10 mg/kg) - también en este caso entre las técnicas de mitigación se encuentra la despolarización selectiva para eliminar
eficazmente de los aceites de 4,2 pág. 25 | [CIGRE 378 fig. 9 pág. 31]

• gracias a la base de datos se estudian los antecedentes familiares o subjetivos en busca de fallos en máquinas asimilables (el mismo aceite, el mismo fabricante, el mismo tipo de equipo, el mismo perfil de funcionamiento, antigüedad similar),
• se examinan y supervisan los factores de incertidumbre, la velocidad y la evolución en el tiempo (tendencia) de cada indicador sintomático
• de acuerdo con la evaluación de estos factores clave, la criticidad específica se clasifica en términos de tipo y prioridad, definiendo al mismo tiempo el tipo y la prioridad de las acciones correctivas

La única manera de evaluar la contaminación de los papeles (ver causas un poco más arriba) es a través de la determinación de la cantidad de azufre corrosivo total en el aceite correlacionada con la velocidad de conversión de estos compuestos en sulfuro de cobre.Naturalmente, cuanto más elevada es la velocidad de conversión mayor es el riesgo, y por lo tanto, mayor será la prioridad de acción para aplicar las contramedidas necesarias.

Abra para ver un ejemplo práctico

Transformador elevador en centrar termoeléctrica
Perfil de carga constante de 7500 h/año
Tipo de aceite = aislante mineral con base nafténica
Masa de aceite = 50.000 Kg
Antigüedad = año 2000
DBDS = 200 m kg en 2000 DBDS = ¡¡¡150 mg/kg en el 2005 significa que 50 mg/kg de DBDS se han convertido en sulfuro de cobre!!!

DBDS = 120 mg/kg en 2006 significa que la criticidad se ha agravado sensiblemente ya que la velocidad sobre una base anual se incrementó de 10 mg/kg a 30 mg/kg

Este ejemplo permite implementar la mejor estrategia de mantenimiento: en presencia de máquinas gemelas es aconsejable implementar contramedidas apropiadas partiendo de las que tienen la velocidad de conversión de compuestos corrosivos en sulfuro de cobre más alta.

Con 50.000 kg de aceite en el transformador y DBDSeq a 200 mg/kg, quiere decir que tiene 10 kg de DBDSeq en la masa del aceite del transformador.Después de 5 años con una contaminación de 150 mg/kg significa que en el transformador han permanecido 7,5 kg de DBDSeq y por tanto que 2,5 kg de compuestos sulfurados corrosivos han reaccionado con las piezas de cobre dentro del transformador formando hasta alrededor de 1,9 kg de sulfuro de cobre.Estos no se distribuyen uniformemente, sino que se acumulan en las zonas más calientes del transformador.
En caso de que haya un punto caliente (ej. T2), está claro que en esa zona la velocidad de formación del sulfuro de cobre será mayor (Ley de Arrhenius), lo que determina un punto débil en términos de aislamiento eléctrico y por tanto el que tiene la más alta probabilidad de evolucionar (rápidamente) en un fallo eléctrico con arco de potencia.

NotaEn presencia de aceites con aditivos de pasivación (ej.:Irgamet 39) se debe evaluar su velocidad de degradación en correlación con la velocidad de degradación de los compuestos sulfurados corrosivos.

El Irgamet se agrega típicamente al aceite en concentraciones de 100 mg/kg, sin embargo se ha visto que después de un año aproximadamente su concentración disminuyó hasta un 90%.

Prevención

1. Se recomienda actualizar las informaciones estratégicas a través de un «inventario dinámico» de los aceites y transformadores contaminados con compuestos sulfurados corrosivos.
2. Se recomienda modificar las prácticas de mantenimiento:
   - adquiriendo aceites nuevos libres de compuestos sulfurados corrosivos y verificacando los aceites en la fase de aceptación de los suministros
   - exigiendo que las pruebas de fábrica se realicen con aceites libres de compuestos sulfurados corrosivos y controlando, tanto en esta etapa del ciclo de vida como en las etapas sucesivas, que los tratamientos sobre el aceite y la máquina no sean una fuente de contaminación cruzada

Tratamientos

Las acciones recomendadas por la norma IEC 60422 Ed.4-2013

en presencia de "azufre corrosivo" son:

• realizar una evaluación del riesgo
  • y luego elegir una alternativa:
    • A. Reducir la corrosividad del aceite mediante la adición de un pasivante del cobre o
      [NOTA - Después de la pasivación del aceite, es necesario un control regular de la concentración del pasivante.En caso de agotamiento continuo del pasivante eliminar la causa de la corrosividad de conformidad con la sección más abajo]
    • B. Eliminar la fuente de la corrosividad cambiando el aceite o
    • C. Eliminar la fuente de corrosividad eliminando los compuestos corrosivos a través de los tratamientos del aceite oportunos.

A. Pasivación

La pasivación consiste en la adición del aceite con una sustancia que debería proteger el cobre en el interior del transformador de la acción corrosiva del DBDS.Los análisis realizados en los aceites contenidos en los equipos pasivados han demostrado una disminución en el contenido del pasivante incluso después de los primeros días después de la mezcla.En otros casos, en cambio, se ve que la acción protectora del pasivante respecto al cobre no es homogénea, permitiendo por lo tanto en algunas zonas la formación de sulfuro de cobre.

El caso de la red eléctrica de Brasil en agosto de 2005, del cual se informa en el folleto CIGRE 378: 2009, muestra que el 50% de los reactores pasivados sufrió una avería, la primera después de 33 días a partir de la pasivación, la última después de 590 días.(más información)

B. Cambio del aceite

A pesar de cambiar el aceite, el 10-15% de la antigua carga de aceite contaminado permanece absorbido, en los papeles del transformador, que lo liberan con el tiempo (la condición de equilibrio se alcanza en unos 90 días).Así, el aceite usado contamina el nuevo, por lo que es imposible eliminar por completo el DBDS con un único cambio de aceite.(más información)

C. Eliminación de los compuestos corrosivos, despolarización (más información)

[ALT img.:Azufre corrosivo sin DBDS (C2) | DMU módulos 3]

Forma parte de esta categoría la contramedida propuesta y empleada por Sea Marconi.Se trata de un proceso de despolarización selectiva del DBDS que se realiza en el sitio, manteniendo el transformador en servicio (y bajo carga) sin la necesidad de vaciarlo.Esta intervención se realiza con Unidades Modulares de Descontaminación (DMU), especialmente realizadas por Sea Marconi.El transformador está conectado a la a través de mangueras flexibles; el aceite contaminado de los compuestos sulfurados corrosivos es aspirado desde la parte inferior del transformador, a continuación, termina en la DMU que lo calienta, la filtra, lo desgasifica, lo deshumidifica y lo descontamina para luego bombearlo a la parte superior del transformador.Así se crea un circuito cerrado y paso a paso, los compuestos sulfurados corrosivos se eliminan (<10 mg/kg expresados como DBDS equivalente)

Advertencias

1. La toma de muestras de aceite debe hacerse de acuerdo con los procedimientos por parte de profesionales cualificados
2. Los análisis de laboratorio deben llevarse a cabo utilizando los métodos establecidos por las normas y procedimientos de referencia (test SM-TCS), tal como garantizan los laboratorios acreditados
3. las contramedidas a la criticidad "Azufre corrosivo sin DBDS - C2", en este caso, los tratamientos de despolarización, se deben llevar a cabo
   - con tecnologías seguras y adecuadas al uso previsto
   - con personal que tenga la experiencia y formación específica en el campo,
   - basándose en los operadores que puedan demostrar una amplia casuística de aplicación.