Este documento describe el proceso de reducción de riesgo de falla de transformadores de potencia en una central hidroeléctrica mediante la despolarización selectiva del aceite contaminado con azufre corrosivo. Se detalla la falla inicial de un transformador, las pruebas que revelaron la presencia de azufre corrosivo, el proceso de pasivación como medida temporal y la evaluación de alternativas que condujo a la selección de la despolarización selectiva como solución definitiva. Finalmente, se resume el proceso de despolarización y las conclusion

1. 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

2. 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

3. CENTRAL HIDROELECTRICA URRA I
• Número de unidades de generación: 4
• Tipo de turbinas: Francis 85 MW.
• Caudal de Diseño: 700 m3/s
• Cabeza Neta de Diseño: 54.4 m
• Generador : 92,7 MVA.

4. TRANSFORMADORES DE LA CENTRAL
Marca ZTR
Potencia
(MVA)
105
Tensiones kV 241.5/13.8
Grupo de
conexion
YNd11
Refrigeración OFAF
Año de
fabricación
1998
Peso Total
(Ton)
140
Peso Aceite
(Ton)
33.8
Marca ZTR
Potencia
(MVA)
90
Tensiones kV 230/110
Refrigeración OFAF
Año de
fabricación
1998
Peso Total
(Ton)
140
Peso Aceite
(Ton)
33.8

5. 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

6. FALLA DEL TRANSFORMADOR UNIDAD 2
•24 de marzo de 2011, 14:18
•Operación de protecciones principales
87GT, 87T, Operación de relé Bucholz
y válvula de corte.
Actividades para recuperación de Generación
Instalación del Transformador de reserva.
11 de abril de 2011 (restablecimiento del servicio 19 días)

7. 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).

8. PRUEBAS ELÉCTRICAS DE DIAGNÓSTICO EN
SITIO
“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 núcleo 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 núcleo.”

9. PRUEBAS ELÉCTRICAS DE DIAGNÓSTICO EN
SITIO
“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.”

10. INSPECCION EN SITIO DEL TRANSFORMADOR
FALLADO
Se concluye que es necesario el desencube en taller especializado

11. 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?

12. 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 corrosión de ciertos metales
usados en Transformadores tales
como cobre y plata.

13. CONDICION DE LOS TRANSFORMADORES
TRANSFORMADOR No. SERIE
ASTM D
1275B
CCD TEST
(pass/fail) DBDS (mg/kg)
UNIDAD 1 155949 3b Fail 113
UNIDAD 2 (FALLO) 155950 4a Fail 98
UNIDAD 2
(RESERVA) 155952 3b Fail 114
UNIDAD 3 155953 3b Fail 108
UNIDAD 4 155951 3b Fail 108
AUTOTRAFO 155966 4a Fail 111

14. ANÁLISIS DE AZUFRE CORROSIVO
AUTOTRANSFORMADOR SUBESTACIÓN S.N. 155966
Report #
Sample
Date
Top Oil
Temp °C
Sulfur,
Corrosive D
1275B
Sulfur, Corrosive
Tarnish Level (D
1275B)
Deposit on Paper,
Air Cu Rod, Air
Cu Rod Tarnish
Level, Air
Deposit on Paper,
Sealed
Cu 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 4a
Heavy 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
Date
Top Oil
Temp °C
Dibenzyl
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.

15. 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

16. PROCESO DE PASIVACIÓN
AUTOTRANSFORMADOR – EN SERVICIO CON RIESGO DE DISPARO
• Ejecución-Asesoría ISA
• Entrenamiento al personal de planta
• Adición de 100 ppm de IRGAMET 39

17. PROCESO DE PASIVACIÓN
TRANSFORMADORES 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

18. CRONOLOGÍA DE PASIVACIONES
100 100
34 24
79
66
50
55
40 35
32
133
109
0
20
40
60
80
100
120
140
ppm de Irgamet 39 Transformador U1 S.N. 155949

19. CRONOLOGÍA DE PASIVACIONES
91
35
25
136
74
63
56
48
39
46 42
37 35
31
100
0
20
40
60
80
100
120
140
160
ppm de Irgamet 39 Transformador de reserva
(Instalado en U2) S.N. 155952

20. CRONOLOGÍA DE PASIVACIONES
95
48
28
138
78
61
59
50
35
42
31
100
78
73
73
0
20
40
60
80
100
120
140
160
17-Feb-12
17-Mar-12
17-Apr-12
17-May-12
17-Jun-12
17-Jul-12
17-Aug-12
17-Sep-12
17-Oct-12
17-Nov-12
17-Dec-12
17-Jan-13
17-Feb-13
17-Mar-13
17-Apr-13
17-May-13
17-Jun-13
ppm de Irgamet 39 Transformador U3 S.N. 155953

21. CRONOLOGÍA DE PASIVACIONES
95
72
23 20
93
76
62
43
38
28
27
97
120
74
72
71
0
20
40
60
80
100
120
140
17-Feb-12
17-Mar-12
17-Apr-12
17-May-12
17-Jun-12
17-Jul-12
17-Aug-12
17-Sep-12
17-Oct-12
17-Nov-12
17-Dec-12
17-Jan-13
17-Feb-13
17-Mar-13
17-Apr-13
17-May-13
17-Jun-13
ppm de Irgamet 39 Transformador U4 S.N. 155951

22. CRONOLOGÍA DE PASIVACIONES
93
7
76
36
27
23
17
97
91
71
44
33
34
107
92 88
82
0
20
40
60
80
100
120
17-Oct-11
17-Nov-11
17-Dec-11
17-Jan-12
17-Feb-12
17-Mar-12
17-Apr-12
17-May-12
17-Jun-12
17-Jul-12
17-Aug-12
17-Sep-12
17-Oct-12
17-Nov-12
17-Dec-12
17-Jan-13
17-Feb-13
17-Mar-13
17-Apr-13
17-May-13
17-Jun-13
ppm de Irgamet Autotransformador Subestación S.N. 155966

23. 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

24. GESTIÓN DE REPARACIÓN
Nov. 12 de 2011
Nov. 20 de 2011
Dic. 26 de 2011

25. 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. “

26. INVESTIGACIÓN DE MATERIAL EN FALLA
“El resultado de la investigación microscópica, muestra
depósitos de sulfuro de cobre en las superficies interiores
de los conductores. Estos depósitos de material en el
aislamiento, convierten el aislamiento en material
conductor.”

27. ANALISIS DE CAUSA RAÍZ
“Corrosión resultante de una reacción química en ambiente
circundante, en el cuál la erosión forma deterioro de la
superficie, produciendo corrientes adicionales o descargas
parciales (PD). En consideración a la presencia del sulfuro
de cobre depositado en los aislamientos circundantes a los
conductores, los cuales transfieren una característica de
conducción al material aislante (papel) de los conductores.”

28. 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

29. 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

30. EVALUACION DE ALTERNATIVAS
Costo
Efectividad
Pasivación del
aceite
Reemplazo del
aceite
Despolarización
del aceite
Reemplazo de
devanados
MediaBaja Alta
BajoMedioAlto
FUENTE: ISEI 2010 SAN DIEGO, CA - USA

31. 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

32. 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

33. 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

34. PROCESO DE DESPOLARIZACIÓN

35. RESULTADOS DEL PROCESO DE
DESPOLARIZACIÓN
TRANSFORMADOR UNIDAD 1 S.N. 155949

36. RESULTADOS DEL PROCESO DE
DESPOLARIZACIÓN
TRANSFORMADOR DE RESERVA
(DESMONTADO DE UNIDAD 2 EN MAYO DE 2014)
NUEVAMENTE EN RESERVA S.N. 155952

37. RESULTADOS DEL PROCESO DE
DESPOLARIZACIÓN
TRANSFORMADOR UNIDAD 3 S.N. 155953

38. RESULTADOS DEL PROCESO DE
DESPOLARIZACIÓN
TRANSFORMADOR UNIDAD 4 S.N. 155951

39. RESULTADOS DEL PROCESO DE
DESPOLARIZACIÓN
AUTOTRANSFORMADOR SUBESTACIÓN S.N. 155966

40. 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.

41. GRACIAS POR SU ATENCIÓN
PREGUNTAS?