Loading...

Siarka korozyjna w olejach transformatorowych - problem wciąż aktualny

Siarka korozyjna w olejach transformatorowych - problem wciąż aktualny

Autorzy:
Halina Olejniczak,
Teresa Buchacz,
Bożena Bednarska,
ZPBE Energopomiar-Elektryka Gliwice

Autorzy:

Halina Olejniczak, Teresa Buchacz, Bożena Bednarska 

ZPBE Energopomiar-Elektryka Gliwice Sp. z o. o.

Wprowadzenie

Na początku lat 90-tych wprowadzono na światowe rynki oleje elektroizolacyjne, które miały cechować się zwiększoną odpornością na utlenianie, a podczas eksploatacji okazały się korozyjne. Większość z nich zawiera disiarczek dibenzylu (DBDS), którego obecność w pewnych niekorzystnych warunkach może prowadzić do tworzenia się na przewodach i izolacji papierowej transformatora przewodzących osadów siarczku miedzi (Cu2S). Powodują one obniżenie wytrzymałości elektrycznej układu izolacyjnego, co w wielu przypadkach doprowadziło do wystąpienia awarii, których bezpośrednią przyczyną okazało się zwarcie międzyzwojowe. Wprawdzie w 2006 roku zaprzestano produkcji tych olejów, nadal jednak na całym świecie eksploatowane są transformatory napełnione korozyjnymi olejami, w stosunku do których należy podjąć odpowiednie środki zaradcze po dokonaniu oceny ryzyka uszkodzenia.
Sprowadzane do Polski w latach 1995-2005 roku oleje firmy Nynas były korozyjne, a najczęściej stosowane w krajowej energetyce gatunki Nytro 10BN i Nytro 10GBN należały do najbardziej niebezpiecznych. Napełniono nimi około 300 transformatorów o mocy ≥16MVA. Badania korozyjności olejów nową metodą, zaleconą przez CIGRE wprowadził Energopomiar już kilka lat temu. W chwili obecnej jest ona obowiązująca i oficjalnie wprowadzona do normy PN-EN 62535 [1]. 
Wyniki badań prowadzonych na szeroką skalę w krajowej energetyce potwierdziły, że liczba transformatorów napełnionych korozyjnymi olejami jest znacznie większa niż wynikałoby to ze statystyk producentów, ze względu na stosowanie wymian izolacji ciekłej w starszych jednostkach, jak również uzupełnianie poziomu korozyjnymi gatunkami. Ze względu na wagę zagadnienia, z inicjatywy Energopomiaru wprowadzono w programie badań specjalnych IET wyd. 2006 (errata) konieczność sprawdzania korozyjności olejów stosowanych do napełniania transformatorów i na dolewki według wspomnianej metody. Podobne wymagania znalazły się też w nowej edycji norm IEC 60296[2] i IEC 60422 [3], dotyczących olejów świeżych i eksploatowanych w urządzeniach elektrycznych. 
Dla użytkownika, z chwilą gdy olej okaże się korozyjny, najważniejsza jest odpowiedź, czy stanowi on zagrożenie dla konkretnego transformatora i jakie należy podjąć środki zaradcze. Wobec wielu wątpliwości i nie wyjaśnionych problemów, równolegle do prac prowadzonych przez wiodące zagraniczne ośrodki, podjęto własne badania, mające na celu sprawdzenie skuteczności proponowanych metod zapobiegawczych: pasywacji, regeneracji i wymiany. Równocześnie starano się znaleźć odpowiedź na pytanie, czy w krajowych transformatorach, które z reguły nie są przeciążane, może dojść do powstawania niebezpiecznych osadów siarczku miedzi.

Literatura 
[1]    PN-EN 62535: 2009 ,,Ciecze elektroizolacyjne-metoda wykrywania siarki potencjalnie korozyjnej w świeżych i używanych olejach elektroizolacyjnych”.
[2]    Pr. PN-EN 60296 „Płyny do zastosowań elektrotechnicznych. Świeże mineralne oleje izolacyjne do transformatorów i aparatury łączeniowej”.
[3]    Pr. PN-EN 60422 „Mineralne oleje izolacyjne w urządzeniach elektrycznych-zalecenia dotyczące nadzoru i konserwacji”.
[4]    CIGRE Technical Brochure No 378 “Copper sulphide in transformer insulation”: 2009
[5]    Olejniczak H., Buchacz T. “Problemy z występowaniem siarki korozyjnej w olejach transformatorowych” Międzynarodowa Konferencja „Zarządzanie Eksploatacją Transformatorów” Wisła-Jawornik 2010r.
[6]    Griffin J.P., Lapworth J., Ryder S. “Links between transformer design and sulphur corrosion” 77th Annual International Doble Client Conference 2010. 
[7]    ASTM D1275 B  “Standard test method for corrosive sulphur in electrical insulating oils”.
[8]    DIN 51353:1985 “Testing of insulating oils. Detection of Corrosive sulfur. Silver strip test”
[9]    Dahlund M., Johansson H.,Langer U.,Wilson G. ”Understanding the Presence of Corrosive Sulfur in previously Non –corrosive Oils Following Regeneration“ 77th Annual International Doble Client Conference 2010.  

Wszelkie pytania prosimy kierować do:

  • mgr inż. Halina Olejniczak, Ten adres pocztowy jest chroniony przed spamowaniem. Aby go zobaczyć, konieczne jest włączenie w przeglądarce obsługi JavaScript., 32 237 66 29,
  • dr inż. Teresa Buchacz, Ten adres pocztowy jest chroniony przed spamowaniem. Aby go zobaczyć, konieczne jest włączenie w przeglądarce obsługi JavaScript., 32 237 66 28,
  • mgr inż. Bożena Bednarska, Ten adres pocztowy jest chroniony przed spamowaniem. Aby go zobaczyć, konieczne jest włączenie w przeglądarce obsługi JavaScript., 32 237 66 27.

PLIKI DO POBRANIA

Dane kontaktowe

Zakład Pomiarowo-Badawczy Energetyki

"ENERGOPOMIAR-ELEKTRYKA" sp. z o.o.

ul. Świętokrzyska 2, 44-101 Gliwice

woj. śląskie, Polska

(+48) 32 237 66 03 (sekretariat)

(+48) 32 237 66 15 (centrala)

(+48) 32 231 08 70 (fax)

Nasze wyróżnienia

gazela2010

gazela2009

gazela2008

 

UE ŚCP Europejskie Fundusze Strukturalne

© 2019 Energopomiar-Elektryka sp. z o.o.