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Estanque auxiliar para mezcla de BTA.

Azufre corrosivo en
el aceite aislante de
transformadores y
reactores de poder:
Caso Transelec

Distinta literatura técnica y organismos que se encuentran investigando el tema como Cigré, Doble, etc., indican que depósitos de sulfuro de cobre han sido encontrados en los devanados de transformadores y reactores de poder fallados, penetrando las distintas capas del aislamiento sólido. Las pruebas típicas que se realizan al aceite aislante -como el análisis cromatográfico y físico-químico- son incapaces de detectar el aceite corrosivo antes de la falla. Además, se ha detectado la presencia de corrosión en cobre y la formación de compuestos de cobre en los conductores y materiales aislantes. Hasta el presente, las fallas han ocurrido sin evidencia previa de acumulación anormal de gases combustibles y, por esto, el problema es difícil de detectar.

En la actualidad, Transelec cuenta con aproximadamente 140 equipos mayores, entre transformadores, auto-transformadores y reactores de poder, desde equipos trifásicos de 66kV a unidades monofásicas de 550kV y 250 MVA. A fines del año 2007, la empresa inició el análisis e implementación de un plan de acción para reducir el riesgo de falla de sus equipos.

En primer lugar, se procedió a revisar las especificaciones técnicas para el suministro de aceite nuevo para transformadores y reactores de poder. La principal modificación consistió en incluir tres ensayos adicionales que permitirían detectar si el aceite a suministrar es corrosivo o potencialmente corrosivo:

ASTM D 1275B
IEC 62535
Contenido de DBDS (ensayo doble)

Actualmente, la única forma de detectar la presencia de aceite corrosivo en transformadores y reactores de poder en servicio es por medio del análisis del aceite aislante. La empresa comenzó con estos análisis de las unidades determinadas como críticas para el sistema de transmisión, fabricados a partir del año 1995 y/o que presentan regímenes de operación a carga nominal, como lo son los reactores de poder shunt. El análisis se focalizó inicialmente en 69 equipos y se tiene previsto extenderlo a la totalidad del parque, considerando que los equipos más antiguos han sido sometidos a rellenos de aceite aislante que pueden también estar contaminados. Hasta ahora, ya ha analizado el 70% de sus equipos para detectar la presencia de azufre corrosivo.


Medidas de mitigación

Luego de revisar literatura técnica y asistir a seminarios especializados, Transelec analizó la implementación de las siguientes medidas de mitigación en base a las propuestas de distintos autores:

Reemplazo total del aceite aislante detectado como corrosivo: Consiste en retirar la totalidad del aceite aislante y reemplazarlo por aceite libre de azufre corrosivo. Hay que tener en cuenta que una cantidad significativa del aceite original corrosivo permanece impregnado en el aislamiento sólido y luego se mezclará con el aceite nuevo. Los resultados de los ensayos en la mezcla final determinarán cuánto se ha reducido el riesgo.

Reemplazo parcial del aceite aislante detectado como corrosivo: Consiste en diluir el aceite corrosivo con aceite no corrosivo. Dependiendo de las características de los aceites mezclados es posible lograr una mezcla que permita reducir el riesgo, obteniendo resultados en los ensayos de detección de azufre corrosivo satisfactorios.

Añadir pasivador al aceite aislante detectado como corrosivo: La adición de pasivador permitirá reducir la reacción entre el cobre y el sulfuro corrosivo. El pasivador también puede reducir los depósitos de compuestos de cobre en el papel, pero en ningún caso eliminará la corrosión existente. Por esto, la concentración del contenido de pasivador debe ser controlada periódicamente.

Se pueden combinar las tres opciones mencionadas.

Luego de un detallado estudio, Transelec decidió reemplazar el aceite aislante detectado como corrosivo a los equipos que cumplieran con mostrar los mayores índices de corrosividad de aceite y los máximos factores de riesgo, lo que significó cumplir simultáneamente con las siguientes condiciones:

Resultado ensayo ASTM D1275B positivo y con graduación en escala
  ASTM D130 sobre 4A

Equipos críticos con operación a carga nominal

Contenido de DBDS >1 ppm


Situación actual

El nivel de corrosión presente en equipos a los cuales se les ha detectado aceite con presencia de azufre corrosivo es casi imposible de cuantificar sin acceder directamente a la parte activa del equipo y, por otro lado, no es posible eliminar el daño existente sin considerar el reemplazo de la parte activa afectada. Es decir, la eventual corrosión en los equipos como transformadores y reactores de poder en servicio no puede ser eliminada, sólo puede ser detenida en cierto grado, ya sea reemplazando el aceite aislante por aceite no corrosivo y/o incorporando pasivador al aceite aislante.

Cabe destacar que Transelec ya ha tomado medidas de mitigación que disminuyen al máximo el riesgo de falla de sus equipos.

Por Camilo Geraldo T., Jefe Unidad de Equipos de la Subgerencia de Soporte Técnico de Transelec. Ingeniero Civil Electricista, Universidad de Chile, y Magíster en Economía Energética, Universidad Técnica Federico Santa María.    cgeraldo@transelec.cl
Septiembre 2009
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Comentarios acerca de este artículo
fernando UMSS (18/02/2013)

Me podrian indicar cuales son los procedimientos que se debe seguir a la hora de pasivar un transformador de potencia con Irgamet 39.Espero me colaboren

Samuel Pongo Porras Hidrandina (28/11/2012)

Tenmos 03 acciones a tomar para mitigar la formacion de sulfuros en los bobinados de los transformadores: 1.- Pasivacion con menor beneficio/ costo 2.-Cambio de Aceite mayor beneficio/costo 3.-Despolarizacion selectiva del aceite ultima mejora mejor que la alternativa 2, espro comentarios sobre este ultima

Armando A.. Aguirre ETESA, Panamá (05/08/2010)

Para un aceite tipo II probado: Corrosive Sulfur (150°Cx48hrs)--Test Method ASTM D 1275B--resultado: no corrosivo.
Oxidation inhibitor content, ASTM D 2668: resultado:0.28%
¿Son estos resultados suficiente para confiar que no existirán problemas con el DBDS, en caso de que existiera?

Nelso Fogante Impsa C.A: (26/07/2010)

El estudio es muy importante.
Me pueden informar cuales son los valores que determinan que si el aceite tiene azufre debe ser cambiado por nuevo?
Desde ya muy agradecido.
Sls. Nelso Fogante

Federico Paredi AES Alicura SA - C.H.Cabra Corral (25/02/2010)

Estimado,

La verdad muy bueno el trabajo qu estan llevando a cabo, en nuestras plantas recien estamos empezado a relear el equipamiento que pueda tener este tipo de problemas, por esto quería consultarles si existen valores indicados por limites para el contenido de azufre corrosivo como para tener referencia.
Desde ya muchas gracias.
Saludos

Federico Paredi
Responsable Eléctrico y Coordinador de Operaciones
CH Cabra Corral / CH El Tunal
Ruta Prov. 47 - Km. 26 - Cnel. Moldes
Salta - Argentina
Tel./Fax.: 0387-4905211

Jose Juan Moreno Fierro Comision Federal de Electicidad (27/10/2009)

Muy interesante la investigacion que llevaron a cabo. en nuestra empresa estamos trabajando muy duro para mitigar el efecto del azufre corrosivo en los equipos de transformacion. Se han presentado varias fallas, mismas que tenemos documentadas, con gusto las podemos conpartir.
preguntas.
1.-PORQUE ESTA EN FUNCION DEL ACEITE LA CANTIDAD DE PASIVADOR A UTILIZAR Y NO DEL PESO DE COBRE ?
2.- PORQUE SE AGOTA EL PASIVADOR EN EL EQUIPO, CUAL ES EL MECANISMO DE REACCION, YA QUE EN 2 REACTORES EN ANALISIS DE SEGUIMIENTO NOS DIEROR 30 PPM Y LOS TUVIMOS QUE REEPASIVAR NYPAS ?.

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