1 Presenta: Ing. Julio Rigoberto Artero.Nombre del área (montaje, protecciones, mediciones..) "EXPERIENCIA DE ANÁLISIS DE AZUFRE CORROSIVO EN TRANSFORMADORES DE POTENCIA, EN UNA EMPRESA TRANSMISORA DE ENERGÍA ELÉCTRICA". . Presenta: Ing. Julio Rigoberto Artero. AGOSTO 2011. San Salvador, El Salvador, Centro América.

2 DIAGNOSTICO DE LA CONDICION DE TRANSFORMADORESIng. Julio Rigoberto Artero. DIAGNOSTICO DE LA CONDICION DE TRANSFORMADORES Edad de los activos Vida Remanente Historia Operativa de los Equipos DIAGNOSTICO INTEGRAL Aspectos Tecnológicos Diseño Relacion de Fallas Existente Estimación de la Condición de Equipos

3 TECNICAS PARA EL DIAGNÓSTICO DE LOS TRANSFORMADORES:Ing. Julio Rigoberto Artero. TECNICAS PARA EL DIAGNÓSTICO DE LOS TRANSFORMADORES: Técnicas con el Transformador energizado: Item Prueba Detecta 1 Análisis de gases disueltos (DGA) Arqueo interno, mal contacto eléctrico, puntos calientes, descargas parciales y sobrecalentamiento de conductores, aceite y aislamiento. 5 Análisis acústico (ultrasónico) Descargas parciales internas, arqueo, blindajes no aterrizados, malas conexiones en boquillas, defectos en contactos de cambiadores, problemas de puestas a tierra del núcleo, aislamiento débil que produce efecto corona. 2 Pruebas físicas y químicas del aceite Humedad, acidez, tensión superficial, furanos, rigidez dieléctrica y factor de potencia. 6 Detección sónica de defectos Fugas de nitrógeno, vibración excesiva de núcleo y bobinas, efecto corona en las boquillas, problemas mecánicos en rodamientos de motores y bombas. 3 Inspección externa física Fugas de aceite, partes rotas, operación ruidosa, conexiones flojas, problemas con los ventiladores y refrigeración. 7 Análisis de vibraciones Problemas internos de núcleo, bobinas, blindaje, partes flojas y rodamientos defectuosos. 4 Termografía Puntos calientes, corrientes circulantes, bloqueos del enfriamiento, conexiones flojas.

4 TECNICAS PARA EL DIAGNÓSTICO DE LOS TRANSFORMADORES:Ing. Julio Rigoberto Artero. TECNICAS PARA EL DIAGNÓSTICO DE LOS TRANSFORMADORES: Técnicas con Transformador desenergizado: Item Prueba Detecta 1 Capacitancia de boquillas, factor de potencia del aislamiento, corriente de excitación Pérdida de la integridad dieléctrica del aislamiento, pérdida de la integridad dieléctrica de las boquillas, humedad en los devanados. 5 Resistencia ohmica de los devanados Falsos contactos, cintas rotas, conexiones flojas, falso contacto en cambiadores de derivaciones. 2 Relación de transformación Devanados en cortocircuito, cortocircuito entre espiras. 6 Análisis de respuesta en frecuencia Movimientos y deformaciones locales en los devanados. 3 Impedancia de corto-circuito (reactancia de dispersión). Deformación mayor en los devanados. 7 Inspección visual interna Lodos en el aceite, desplazamiento de devanados y cuñas, falta de apriete en devanados, malas conexiones, calentamientos excesivos, objetos extraños en el equipo. 4 Resistencia de núcleo a tierra. Mala conexión de tierras intencionales del núcleo o existencia de conexiones a tierra no intencionales 8 Grado de polimerización. Condición y tiempo de vida estimada del aislamiento.

5 USO DEL ACEITE DIELÉCTRICO EN TRANSFORMADORES DE POTENCIAIng. Julio Rigoberto Artero. USO DEL ACEITE DIELÉCTRICO EN TRANSFORMADORES DE POTENCIA Los primeros transformadores no empleaban el aceite como medio aislante, si no que utilizaban el aire como medio dieléctrico. El aceite dieléctrico es un componente muy importante del aislamiento del transformador Elihu Thomson patentó el uso del aceite mineral en 1887 y aproximadamente cinco años más tarde, se utilizaba el aceite como aislante dieléctrico en el ámbito comercial. El aceite dieléctrico es no corrosivo( el deber ser ) a las partes metálicas del transformador y baja solubilidad frente a las pinturas y barnices en el interior del transformador. ok

6 Aceites sintéticos. PCBIng. Julio Rigoberto Artero. TIPOS DE ACEITES Aceites sintéticos. PCB Los aceites bifenilos policlorados, también conocidos como askareles o PCB´s, son compuestos químicos formados por cloro, carbono e hidrógeno. En 1929, la empresa Monsanto (EE.UU.) inició la producción industrial. El PCB es resistente al fuego, muy estable, no conduce electricidad y tiene baja volatilidad a temperaturas normales. Los PCB´s se utilizaron anteriormente como aislantes para equipos eléctricos como transformadores, capacitores y termostatos. El riesgo ocurre si los transformadores explotan o se prenden fuego, en ese caso, el PCB se transforma en un producto químico denominado dioxina (es un producto tóxico de desecho que se forma cuando se queman desperdicios que contienen cloro), estas son las sustancias más dañinas que se conocen, se ha comprobado que son cancerígenos. En 1976, la OMS recomendó la prohibición de la fabricación, comercialización y uso de los BPC’s a nivel mundial.

7 Ing. Julio Rigoberto Artero.Aceites Siliconados Este tipo de aceite es a base de silicona dimetílica(polímero de dimetil siloxano compuesta por cadenas alternadas de átomos de silicio y oxigeno y grupos de metilo unidos a los átomos de silicio) , en la actualidad es uno de los compuestos menos peligrosos y uno de los mejores sustitutos de los PCB´s. Este tipo de aceite es altamente estable, con una capacidad de resistencia al fuego más alta que los aceites minerales y además es un refrigerante dieléctrico y no contaminante. Si a un transformador proyectado para aceite mineral o PCB se lo refrigera con líquido siliconado, la potencia del transformador se reduce en 5-10% debido a su mayor viscosidad. Se han empleado fluidos sintéticos a base de silicona en aplicaciones especiales donde un alto grado de seguridad y muy amplio tiempo de servicio es requerido.

8 Ing. Julio Rigoberto Artero.ACEITE MINERAL Los aceites dieléctricos de origen mineral se obtienen de derivados del petróleo, que posee propiedades eléctricas aislantes.

9 Ing. Julio Rigoberto Artero.ACEITE MINERAL Está formado por compuestos de hidrocarburos y no-hidrocarburos. Hidrocarburos: Los compuestos de hidrocarburos son el mayor constituyente del aceite mineral y pueden ser divididos en tres grandes grupos. Parafínicos Nafténicos Aromáticos No- Hidrocarburos: Los compuestos no-hidrocarburos en el aceite mineral pueden ser compuestos de azufre, compuestos de nitrógeno, compuestos con oxigeno.

10 ACEITES PARAFINICOS Y NAFTENICOSIng. Julio Rigoberto Artero. ACEITES PARAFINICOS Y NAFTENICOS Se denomina aceite de base parafínica cuando la proporción de hidrocarburos parafínicos son mayores que los hidrocarburos nafténicos. Y caso contrario se denominan de base nafténica cuando la proporción de hidrocarburos nafténicos son mayores que los hidrocarburos parafínicos. Una composición típica de un buen aceite dieléctrico responde a las siguientes proporciones: Hidrocarburos Aromáticos: 4 a 7% Hidrocarburos Parafínicos: 45 a 55% Hidrocarburos Nafténicos: 50 a 60% Un transformador de potencia requiere de un fluido de alta calidad, por lo que el aceite nafténico es el más utilizado debido a que posee mejores propiedades que el de tipo parafínico, ya que se comporta muy bien a bajas temperaturas (-40°C), índice de viscosidad baja, buena estabilidad a la oxidación y baja tendencia a la formación de gases.

11 Ing. Julio Rigoberto Artero.ACEITE VEGETAL El aceite vegetal esta basado en semillas oleaginosas y aditivos de mejoría de desempeño de clase comestible. Es un refrigerante dieléctrico que se degrada rápido y totalmente en el suelo y en ambientes acuáticos. Es de color verde para destacar su perfil ambiental favorable, y distinguirlo del aceite mineral. Un ejemplo de aceite dieléctrico vegetal es el fluido Envirotemp FR3. Las ventajas de éste aceite entre otras es que posee alta rigidez dieléctrica, características térmicas mejoradas, viscosidad baja y excelente estabilidad química. Debido a sus excelentes características ambientales, de seguridad contra incendio y de desempeño, las aplicaciones del aceite vegetal se han extendido a una variedad de equipos, incluyendo transformadores de potencia.

12 Ing. Julio Rigoberto Artero.PROPIEDADES FÍSICAS, QUÍMICAS Y ELÉCTRICAS DEL ACEITE DIELÉCTRICO MINERAL. PROPIEDADES FÍSICAS Viscosidad Punto de fluidez Punto de inflamación Tensión interfacial Punto de anilina Color Densidad PROPIEDADES QUÍMICAS Estabilidad a la oxidación Contenido de agua Numero de Neutralización PROPIEDADES ELÉCTRICAS Factor de potencia Rigidez dieléctrica

13 CLASIFICACION DE LOS ACEITES DIELECTRICOS (NORMA ASTM D-3487).Ing. Julio Rigoberto Artero. CLASIFICACION DE LOS ACEITES DIELECTRICOS (NORMA ASTM D-3487). Tipo 1: aceites no inhibidos, solo contienen 0,08% en peso de aditivo antioxidante Tipo 2: aceites inhibidos, contiene hasta 0,3% en peso de aditivo antioxidante, por ejemplo el 2,6-ditertiario-butil para-cresol (DBPC) y el 2,6-ditertiario-butil fenol (DBP) Los aceites dieléctricos tipo 1 se definen como aceites para equipos eléctricos donde se requiere una resistencia normal a la oxidación, y los de tipo 2 para aquellas aplicaciones donde la resistencia a la oxidación debe ser mayor.

14 Las cuatro funciones del aceite del transformadorIng. Julio Rigoberto Artero. Las cuatro funciones del aceite del transformador El aceite proporciona rigidez dieléctrica; actúa como un material aislante y dieléctrico. El aceite se encarga de la transferencia de calor; actúa como medio de enfriamiento. El aceite protege el aislamiento sólido; actúa como una barrera entre el papel y los efectos dañinos del oxigeno y la humedad. El aceite puede probarse para conocer las condiciones internas del equipo; actúa como una herramienta de diagnostico para la evaluación del aislamiento sólido.

15 Pruebas del aceite en los transformadores de potenciaIng. Julio Rigoberto Artero. Pruebas del aceite en los transformadores de potencia El aceite aislante de un transformador requiere pruebas de aceptación, con el propósito de verificar que cumpla con dos objetivos fundamentales: ser un aislante eléctrico y ser un refrigerante de núcleos y bobinas. El aceite del transformador contiene información sobre el estado del transformador. Por ello, analizando el aceite en servicio pueden obtenerse tempranas indicaciones de la degradación del papel, puntos recalentados y averías eléctricas. Para evitar serios problemas, estos datos pueden ser utilizados como guía de las medidas correctivas a tomar en el transformador Las pruebas se clasifican en: Físicas-químicas Gases disueltos Contenido de furanos. Estimación de la corrosividad de los aceites (Análisis de DBDS , ensayo ASTM D1275-B, CCD, etc. ) Para realizar las pruebas, es necesario extraer una muestra de aceite del transformador.

16 ESTIMACIÓN DE LA CORROSIVIDAD DE LOS ACEITESIng. Julio Rigoberto Artero. ESTIMACIÓN DE LA CORROSIVIDAD DE LOS ACEITES En los aceites aislantes minerales se encuentran muchas clases de compuestos azufrados, pero no todos son corrosivos o reactivos con el cobre y otros metales como la plata. Los compuestos de azufre más reactivos en su orden son: El azufre elemental (S). Los mercaptanos ( (R-SH). Los sulfuros (tioéteres), los disulfuros y tiofenos. 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, ocasionando fallas catastróficas.

17 Ing. Julio Rigoberto Artero.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.

18 ESTIMACIÓN DE LA CORROSIVIDAD DE LOS ACEITESIng. Julio Rigoberto Artero. ESTIMACIÓN DE LA CORROSIVIDAD DE LOS ACEITES El cobre es el metal menos resistente al ataque del azufre corrosivo (dentro de los transformadores se tienen grandes cantidades de cobre), adicionalmente se requiere ambientes con cantidades bajas o ausentes de oxígeno (transformadores sellados, con tanque con membrana, gas blanket), y con la ayuda de la temperatura favorece la reacción química. Como se ve en el transformador se cumplen los requisitos para que se favorezca la reacción química entre el cobre y el azufre corrosivo, para formar un compuesto de color negro, gris, verde, azul o violeta llamado sulfuro de cobre ( Cu2S, CuS). Si el azufre reacciona con el aluminio se formará el sulfuro de aluminio (Al2S3), que es de color amarillo verdoso. Estos productos formados son altamente conductores y son los causantes de las fallas de los transformadores. Ellos forman una película sobre la superficie del metal que migra hacia el papel reduciendo la rigidez dieléctrica entre espiras.

19 ESTIMACIÓN DE LA CORROSIVIDAD DE LOS ACEITESIng. Julio Rigoberto Artero. ESTIMACIÓN DE LA CORROSIVIDAD DE LOS ACEITES El gran número de unidades falladas en los últimos años, por causa del aceite contaminado con azufre corrosivo, ha llevado a que las empresas tomen los respectivos controles para minimizar las fallas. Entre estos tenemos: Realizar el ensayo de Corrosividad con el método extendido ASTM D1275(06) método B, el cual contempla: Mayor temperatura y tiempo de prueba, eliminación del oxígeno en el ensayo. Si el aceite es corrosivo realizar la pasivación con Irgamet 39 (100ppm) o Benzotriazol (30ppm). Realizar el cambio del aceite corrosivo por uno no corrosivo. Disminuir la temperatura de trabajo de la unidad, colocando ventiladores o disminuyendo la carga. Vale la pena mencionar que con estas actividades no se puede volver irreversible el daño causado a la unidad, sólo se detiene.

20 Ing. Julio Rigoberto Artero.CASO REAL : ANALISIS AL PARQUE DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA DE UNA EMPRESA DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA. Dentro del programa de mantenimientos predictivos de los equipos de potencia del Departamento de Mantenimiento, a finales del año 2009 se realizó la toma de muestras de aceite y los análisis para determinar el contenido de azufres corrosivos al parque de transformadores de potencia. Las pruebas o ensayos realizados para determinar la presencia de azufres corrosivos fueron el ensayo ASTM D1275-B y el análisis de DBDS (dibenzyl–disulfide). En la gran mayoría de transformadores fallados a nivel mundial por aceite contaminado con azufre corrosivo, se ha encontrado la sustancia disulfuro de dibencil (DBDS), en concentraciones cercanas a 100ppm. Este disulfuro es uno de los agentes más corrosivo inclusive en bajas concentraciones (<10ppm), también le confiere características corrosivas al aceite. Acción del azufre corrosivo Sobre el cobre de los devanados

21 Ing. Julio Rigoberto Artero.Según los resultados de las pruebas, once (11) 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 diecisiete (17) transformadores presentaron valores de DBDS mayores a 10 ppm según el método Doble, lo cual denota características corrosivas del aceite.

22 Ing. Julio Rigoberto Artero.Tabla No.1, se muestran los once (11) transformadores que presentaron clasificación “3b” en su aceite dieléctrico que los clasifica como sospechosos de contener azufres corrosivos: Tabla 1: Transformadores con contenido de azufres según ensayo ASTM D1575

23 Ing. Julio Rigoberto Artero.Tabla No.2, se muestran los diecisiete (17) transformadores que presentaron valores mayores o iguales a 10 mg/kg de DBDS, en el aceite dieléctrico, lo cual es un indicativo que el aceite presenta características corrosivas. Tabla 2: Transformadores con DBDS ≥ 10 mg/kg, según Método DOBLE.

24 Ing. Julio Rigoberto Artero.Tabla No.3, se muestran los transformadores que no pasaron ambas pruebas: el análisis de DBDS y al ensayo ASTM D1275B; estos transformadores son los seis (6) indicados en el cuadro rojo punteado: Tabla 3: Correlación entre ensayo ASTM D1275B y análisis DBDS Método DOBLE.

25 RECOMENDACIONES POR PARTE DEL LABORATORIO QUE REALIZÓ LOS ENSAYOS:Ing. Julio Rigoberto Artero. RECOMENDACIONES POR PARTE DEL LABORATORIO QUE REALIZÓ LOS ENSAYOS: Para todos los transformadores se recomienda realizar análisis de DBDS y medición de contenido de pasivador con periodicidad anual. Para los 17 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. 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.

26 ACCIONES CONSIDERADAS A EFECTUAR :Ing. Julio Rigoberto Artero. ACCIONES CONSIDERADAS A EFECTUAR : Para los diecisiete (17) 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. Se ha investigado que el Laboratorio DOBLE de Estados Unidos, ofrece cuatro alternativas a escala para tratar en sus laboratorios muestras de aceites que se encuentren con contenido excesivo de azufre corrosivo, estas alternativas son las siguientes: Alternativa 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.

27 Alternativa 2: Pasivador- Passivation Ing. Julio Rigoberto Artero. Alternativa 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 ASTM 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. Alternativa 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. Alternativa 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.

28 ACCIONES CONSIDERADAS A EFECTUAR :Ing. Julio Rigoberto Artero. ACCIONES CONSIDERADAS A EFECTUAR : De las cuatro alternativas de DOBLE, 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. En el año 2011, se efectuará la alternativa No.1 de DOBLE a una muestra de aceite de uno de los transformadores que no pasaron ambos análisis efectuados, relacionados a los azufres corrosivos ( ASTM D1275B y análisis de DBDS). PROYECCIÓN DE COSTOS ESTIMADOS :