tra colombia c_florez_cmmga2015

Disminución del riesgo de falla de Transformadores de Potencia por despolarización

selectiva del aceite contaminado con azufre corrosivo en una Central Hidroeléctrica

Ing. Carlos Arturo Flórez Díaz Ing. Henyerth Starlein Durango Villadiego

Central Hidroeléctrica URRA I

Descripción de la falla

Acciones inmediatas e investigación de causas

Proceso de Pasivación

Proceso de reparación

Análisis de alternativas

Proceso de Despolarización

Conclusiones

CENTRAL HIDROELECTRICA URRA I

• Numero de unidades de generacion: 4 • Tipo de turbinas: Francis 85 MW. • Caudal de Diseno: 700 m3/s • Cabeza Neta de Diseno: 54.4 m • Generador : 92,7 MVA.

TRANSFORMADORES DE LA CENTRALMarca ZTRPotencia (MVA)

105

Tensiones kV 241.5/13.8Grupo de conexion

YNd11

Refrigeración OFAFAño de fabricación

1998

Peso Total (Ton)

140

Peso Aceite (Ton)

33.8

Marca ZTRPotencia (MVA)

90

Tensiones kV 230/110Refrigeración OFAFAño de fabricación

1998

Peso Total (Ton)

140

Peso Aceite (Ton)

33.8

LINEA DE TIEMPO DE EVENTOS DESDE LA FALLA

Evento de falla

Diagnóstico de equipo fallado

Pruebas de Azufre Corrosivo

Pasivación

Evaluación solución definitiva

Despolarización Selectiva

Reparar e investigar

Hallazgos y Reparación

Regreso equipo reparado a la

Central

Recuperación del servicio

Reemplazo en Unidad 2

Seguimiento a equipos

FALLA DEL TRANSFORMADOR UNIDAD 2•24 de marzo de 2011, 14:18•Operación de protecciones principales87GT, 87T, Operación de relé Bucholzy válvula de corte.

Actividades para recuperación de GeneraciónInstalación del Transformador de reserva.11 de abril de 2011 (restablecimiento del servicio 19 días)

PRUEBAS ELÉCTRICAS DE DIAGNÓSTICO EN SITIO

• Factor de potencia/tangente delta a devanados y bujes. • Resistencia de Aislamiento. • Corriente de excitación. • Relación de transformación. • Resistencia de devanados. • Reactancia de fuga ó dispersión • Análisis de respuesta en frecuencia (SFRA).


“7. CONCLUSIONES Del análisis a los resultados de las pruebas realizadas se concluye lo siguiente: Existe un punto de alta resistencia en el circuito de conexiones de la fase de alta A-N, lo cual además de detectarse con la prueba de resistencia de devanados, lo corroboran las pruebas de reactancia de fuga y análisis de respuesta en frecuencia.

En la fase del devanado de alta A-N se presenta deformaciones radiales y posibles desplazamiento axial en el mismo, lo mismo puede ocurrir en el devanado de baja instalado en la misma columna del nucleo el cual corresponde a las fases b-a. Adicionalmente puede existir desplazamientos en el sistema de fijación de los devanados en cuestión.

No se descarta que exista probabilidad de una ligera deformación en el devanado de baja (fases c-b), correspondiente a la columna central del nucleo.”


“8. RECOMENDACIONES • Programar inspección visual al interna del transformador para evaluar la

magnitud de los daños ocasionados en los devanados y de igual manera identificar el punto o/puntos del alta resistencia presente en el devanado de la fase A-N, para lo cual es posible que deba realizarse un des-encubado de la parte activa.

• Realizar un estudio de análisis de causa para identificar cual fue el foco de la falla en el transformador.”

INSPECCION EN SITIO DEL TRANSFORMADOR FALLADO

Se concluye que es necesario el desencube en taller especializado

EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE POSIBLE CAUSA RAÍZ

Aseguradores, Personal Planta, Asesoría Especializada

Pruebas eléctricas pre y post falla

Historial de mantenimiento preventivo y predictivo

Historial de Operación

Resultados de DGA

Análisis fisicoquímicos del aceite

Termografías

AZUFRE CORROSIVO?

AZUFRE CORROSIVO•Pruebas de azufre corrosivo método B(ASTM D 1275 B)

•Prueba CCD método de DOBLE(IEC 62535:2008)

•Contenido de DBDS mg/kg

DOBLE ENGINEERING – SELEKTRON Julio de 2011

Standard ASTM D2864

Azufre Corrosivo – Azufre elemental y compuestos de azufre térmicamente inestables presentes en el aceite aislante que pueden causar corrosion de ciertos metales usados en Transformadores tales como cobre y plata.

CONDICION DE LOS TRANSFORMADORES

TRANSFORMADOR No. SERIEASTM D1275B

CCD TEST (pass/fail) DBDS (mg/kg)

UNIDAD 1 155949 3b Fail 113

UNIDAD 2 (FALLO) 155950 4a Fail 98UNIDAD 2 (RESERVA) 155952 3b Fail 114



AUTOTRAFO 155966 4a Fail 111

ANÁLISIS DE AZUFRE CORROSIVOAUTOTRANSFORMADOR SUBESTACIÓN S.N. 155966

Report #Sample

DateTop Oil

Temp °C

Sulfur, Corrosive D

1275B

Sulfur, Corrosive Tarnish Level (D

1275B)Deposit on Paper,

Air Cu Rod, AirCu Rod Tarnish

Level, AirDeposit on Paper,

SealedCu Rod, Sealed

Cu Rod Tarnish Level, Sealed CCD Test

Air Ingress Air Ingress Air Ingress Sealed Sealed Sealed Pass/Fail

D1275B D130 Doble CCD Doble CCD D130 Doble CCD Doble CCD D130

105889 07/14/2011 Corrosive 4aHeavy Deposit, Metallic Sheen

Non-corrosive 3b

Medium Deposit, Metallic Sheen

Non-corrosive 3b Fail

Sulfur by D1275B is not acceptable. The results does not pass the requirements of the CCD test, refer to the attached application note for a more thorough discussion of the CCD test.

Miscellaneous Tests

Report #Sample

DateTop Oil

Temp °CDibenzyl

Disulfide in Oil

mg/kg

Doble

105889 07/14/2011 111

At this concentration, it is most likely that DBDS degradation has not occurred yet or very little and probably little sulfur corrosion has occurred in the unit. This would be the best time to add passivator, change out the oil with a noncorrosive sulfur oil and add passivator and/or sodium process the oil to destroy the DBDS and then add a little bit of passivator. We recommend to do this immediately as the longer the oil remains un-remediated, the more corrosion will take place.

PROCESO DE PASIVACIÓN

Ref. Procedimiento ISA para adición de pasivador

Medida de mitigación de avance de generación de azufre corrosivo

Detiene el proceso pero no elimina el azufre corrosivo

Referencia ISA

PROCESO DE PASIVACIÓNAUTOTRANSFORMADOR – EN SERVICIO CON RIESGO DE DISPARO

• Ejecución-Asesoría ISA• Entrenamiento al personal de planta• Adición de 100 ppm de IRGAMET 39

PROCESO DE PASIVACIÓNTRANSFORMADORES DE UNIDADES – EQUIPO FUERA DE LINEA

• Ejecución-Asesoría ISA primera vez• Entrenamiento al personal de planta• Adición de 100 ppm de IRGAMET 39• Planta de tratamiento de la Central

CRONOLOGÍA DE PASIVACIONES

17-Feb-12

17-Apr-12

17-Jun-12

17-Aug-12

17-Oct-

12

17-Dec-1

2

17-Feb-13

17-Apr-13

17-Jun-13

0

20

40

60

80

100

120

140

100 100

34 24

79

66

50

55

40 3532

133

109

ppm de Irgamet 39 Transformador U1 S.N. 155949

CRONOLOGÍA DE PASIVACIONES17

-Feb-

1217

-Apr

-12

17-Ju

n-12

17-A

ug-1

217

-Oct-

1217

-Dec

-12

17-Fe

b-13

17-A

pr-1

317

-Jun-

13

0

20

40

60

80

100

120

140

160

91

3525

136

74

6356

4839

46 4237 35

31

100

ppm de Irgamet 39 Transformador de reserva(Instalado en U2) S.N. 155952


0

20

40

60

80

100

120

140

160

95

48

28

138

78

6159

5035

42

31

100

78 7373



0

20

40

60

80

100

120

140

95

72

23 20

93

76

62

4338

2827

97

120

7472

71



0

20

40

60

80

100

120

93

7

76

3627 23

17

9791

71

44

3334

107

92 8882

ppm de Irgamet Autotransformador Subestación S.N. 155966


Evento de falla



Pasivación






Central




GESTIÓN DE REPARACIÓN

Nov. 12 de 2011

Nov. 20 de 2011

Dic. 26 de 2011

INSPECCIÓN DEL TRANSFORMADOR FALLADO EN TALLER

“Los caminos de descarga evidentes se encuentran visibles en el

devanado C, en los discos 65 a 67, con flujo de energía en la falla

desde las espiras exteriores hacia las interiores. Se observa

presencia bien localizada de material de cobre fundido. “

INVESTIGACIÓN DE MATERIAL EN FALLA

“El resultado de la investigacion microscopica, muestra depositos de sulfuro de cobre en las superficies interiores de los conductores. Estos depositos de material en el aislamiento, convierten el aislamiento en material conductor.”

ANALISIS DE CAUSA RAÍZ

“Corrosion resultante de una reaccion quimica en ambiente circundante, en el cual la erosion forma deterioro de la superficie, produciendo corrientes adicionales o descargas parciales (PD). En consideracion a la presencia del sulfuro de cobre depositado en los aislamientos circundantes a los conductores, los cuales transfieren una caracteristica de conduccion al material aislante (papel) de los conductores.”


Evento de falla



Pasivación






Central




EVALUACION DE ALTERNATIVAS

REEMPLAZO DE LOS DEVANADOS

MEJORAMIENTO DE LA REFRIGERACIÓN

PASIVACIÓN DEL ACEITE

REEMPLAZO TOTAL DEL ACEITE POR NO CORROSIVO

REEMPLAZO PARCIAL DEL ACEITE

PROCESO CON SODIO PARA DESTRUIR EL DBDS

DESPOLARIZACIÓN SELECTIVA

EVALUACION DE ALTERNATIVAS

Costo

Efectividad

Pasivación del aceite

Reemplazo del aceite

Despolarización del aceite

Reemplazo de devanados

MediaBaja Alta

Bajo

Med

ioAlto

FUENTE: ISEI 2010 SAN DIEGO, CA - USA

EVALUACION DE ALTERNATIVAS PASIVACIÓN REEMPLAZO DEL

ACEITE DESPOLARIZACIÓN

SIMPLICIDAD Alta Media/Baja Media/Baja

TIEMPO Bajo Medio/Bajo Medio/Alto

OPERACION EN SERVICIO No No Si

EFICIENCIA Baja Media/Alta Alta

MEJORAMIENTO DE PROPIEDADES DEL ACEITE No Si Si

DESEMPEÑO DE LARGO PLAZO Bajo Alto Alto

IMPACTO AMBIENTAL Desconocido Bajo Alto

COSTO/BENEFICIO Muy Bajo Medio/Alto Alto

FUENTE: ISEI 2010 SAN DIEGO, CA - USA

PROCESO DE DESPOLARIZACIÓN•Empresa SEA MARCONI•Línea de descontaminación CHEDCOS•Proceso al aceite con reagentes químicos de desarrollo propio que elimina el “azufre corrosivo” (DBDS-Dibencildisulfuro, y otros compuestos sulfurados).•Filtrado, desgasificado, secado y readitivado

PROCESO DE DESPOLARIZACIÓN

Objetivo: Disminuir la cantidad de DBDS presente en el aceite hasta niveles inferiores a 10 mg/kg.

Inicio del proceso:

•Tr. Unidad 4: 30 de septiembre al 11 de octubre de 2013•Tr. Unidad 1: 12 de octubre al 25 de octubre de 2013•Tr. Unidad 2: 27 de octubre al 8 de noviembre de 2013•Autotransformador: 10 de noviembre al 4 de diciembre de 2013•Tr. Unidad 3: 5 de diciembre al 17 de diciembre de 2013

PROCESO DE DESPOLARIZACIÓN

RESULTADOS DEL PROCESO DE DESPOLARIZACIÓN

TRANSFORMADOR UNIDAD 1 S.N. 155949


TRANSFORMADOR DE RESERVA(DESMONTADO DE UNIDAD 2 EN MAYO DE 2014)

NUEVAMENTE EN RESERVA S.N. 155952


AUTOTRANSFORMADOR SUBESTACIÓN S.N. 155966

CONCLUSIONES DE LA EXPERIENCIA• El proceso de pasivación contuvo el avance del proceso de formación de DBDS durante casi

dos años.

• El seguimiento del aceite posterior a la despolarización muestra que el contenido de DBDS continua en niveles inferiores a 10 mg/kg, confirmando la efectividad del proceso.

• Al transformador fallado se le hizo un rebobinado completo, y se seleccionó para este un aceite de la misma marca de una serie mejorada, libre de DBDS, lo cual se constató haciendo un finger print previo al llenado.

• En este tipo de eventos es fundamental la asesoría especializada en todo el proceso, para lo cual en Colombia se cuenta con reconocidos asesores y consultores de amplia experiencia en el sector eléctrico.

• Consideramos necesario compartir esta experiencia con los pares de la industria con el fin de mostrar nuestro problema con el azufre corrosivo a las partes interesadas, ya que con tan solo una falla de esta naturaleza que se pueda evitar por conocer a esta información, se beneficia en gran manera el sector eléctrico.

GRACIAS POR SU ATENCIÓN

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