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.