Définitions

"Le soufre corrosif des sous-produits de combustion du soufre - C3" est le problème critique caractérisé par les propriétés corrosives de l'huile et d'autres liquides isolants par rapport aux surfaces métalliques de certains composants (par exemple les conducteurs en cuivre ou en argent) Cette criticité est spécifiquement causée par la combustion de sous-produits du soufre, tels que H2S (sulfure d'hydrogène), mercaptans, soufre élémentaire, etc., résultant des traitements de régénération des huiles qui utilisent une réactivation thermique de l'hydrogène. Argiles plus complètes (ou autres supports de particules) au moyen de la combustion.

Soufre corrosif - Composés de soufre ou de soufre corrosif identifiés et soufrés soumis à des métaux, tels que le cuivre, en contact avec un liquide isolant dans des conditions standard [Sea Marconi traduction de la norme technique CEI 62697-1 2012, par.3.1.6 - p. 10]

Introduction

Dans l'introduction de la norme technique CEI 62697-1 de 2012 (page 7), il est indiqué que:

• Le soufre peut être présent dans les liquides isolants (utilisés dans les transformateurs et autres équipements électriques) sous diverses formes
• La concentration totale en soufre dépend de l'origine du liquide, du processus d'affinage, de la formulation et de la présence d'additifs
• Il y a des composés soufrés non corrosifs et d'autres extrêmement corrosifs pour les surfaces métalliques, comme à l'intérieur des transformateurs
• La présence de ces espèces de soufre corrosif est directement liée à des défaillances impliquant des équipements utilisés dans la génération, le transport et la distribution d'énergie pendant plusieurs décennies.
• La norme CEI a donc déterminé que les huiles isolantes neuves et usagées doivent être exemptes de ces composés corrosifs au soufre

En plus de la découverte du DBDS comme principal responsable du phénomène de soufre corrosif (juillet 2005), Sea Marconi a étudié l'action corrosive des composés soufrés normalement présents dans l'huile et des produits de dégradation des additifs.

Cliquez ici pour accéder aux principales publications de Sea Marconi sur le sujet:

M. Pompili, F. Scatiggio, V. Tumiatti, R. Maina, M. Tumiatti, soufre corrosif dans les huiles isolantes: sa détection et les pannes de l'appareil de puissance corrélée, IEEE Trans Power Delivery, Vol.23, NO.1, 2008

V. Tumiatti, R. Maina, F. Scatiggio, M. Pompili et R. Bartnikas, Réduction en service des composés soufrés corrosifs dans les huiles minérales isolantes, ISEI 2008, Toronto, juin 2008

F. Scatiggio, V. Tumiatti, R. Maina, M. Tumiatti, M. Pompili et R. Bartnikas, Défaillances induites par le soufre corrosif dans les transformateurs de puissance électrique remplis d'huile et les réacteurs de shunt, IEEE Trans.On Power Delivery, Vol.24, NO.3, 2009

R. Maina, V. Tumiatti, M. Pompili et R. Bartnikas, Effets corrosifs du soufre dans les huiles de transformateurs et les procédures de remédiation, IEEE Trans. Diélectriques et isolation électrique, Vol.16, NO.6, 2009

R. Maina, V. Tumiatti, M. Pompili et R. Bartnikas, Caractéristiques de pertes diélectriques des huiles de transformateur contaminées par le cuivre, livraison d'énergie électrique IEEE, vol.25, n ° 3, 2010

F. Scatiggio, R. Maina, V. Tumiatti, M. Pompili et R. Bartnikas, Stabilité à long terme des huiles minérales isolantes après leur élimination de soufre corrosif, ISEI 2010, San Diego, Juin 2010

R. Maina, V. Tumiatti, F. Scatiggio, M. Pompili et R. Bartnikas, Surveillance des transformateurs à la suite des procédures correctives correctives contre le soufre, IEEE Trans. Power Delivery, Vol.PP, Numéro 99, 2011

MCBruzzoniti, C. Sarzanini, RM De Carlo, R. Maina, V. Tumiatti, Guasti dans le transformateur de potenza imprégnati en minéral isolant minéral et potenziali danni ambientali.Indagine son phénomène de corrosion corrélative à contaminazione de sostanze corrosif, Proc.XII Congrès national de la Division de Chimica dell'Ambiente et dei Beni Culturali, Taormina (IT), septembre 2010, http://www.socchimdabc.it/joomla/documenti/atti_XII_congr.pdf

R. Maina, V. Tumiatti, MCBruzzoniti, RM De Carlo, J. Lukić, D. Naumović-Vuković, Dissolution du cuivre et tendance au dépôt des huiles minérales isolantes liées aux propriétés diélectriques de l'isolation liquide et solide, ICDL 2011, Trondheim, 30th 2011

MCBruzzoniti, RM De Carlo, C. Sarzanini, R. Maina, V. Tumiatti, Détermination du cuivre dans l'isolation liquide et solide pour les grands équipements électriques par ICP-OES.Application à l'évaluation de la contamination de cuivre dans les transformateurs de puissance, Talanta, vol. 99, 2012, 703-711

RM De Carlo, MCBruzzoniti; C. Sarzanini, R. Maina; V. Tumiatti, Huiles Isolantes Contaminées de Cuivre - Essais et Investigations, IEEE Trans. Diélectriques et Chimie Electrique. Riccardo Maina Isolation, vol. 20, n ° 2, 2013, 557-563

RM De Carlo, C. Sarzanini, MCBruzzoniti; R. Maina; V. Tumiatti; Dissolution cuivre-dans-huile et comportement au dépôt cuivre-papier des huiles isolantes minérales, diélectrique trans. IEEE et isolation électrique, vol. 21, n ° 2, 2014, 666-673

MCBruzzoniti, RM De Carlo, C. Sarzanini, R. Maina, V. Tumiatti, la stabilité et la réactivité des composés du soufre contre le cuivre dans l'huile minérale isolante: Définition d'un classement Corrosiveness, Ind.Eng.Chem.Res., 2014, DOI: dx .doi.org / 10.1021 / ie4032814

Cadre normatif

- IEC 60296: 2012, Fluides pour applications électrotechniques - Huiles minérales isolantes inutilisées pour transformateurs et appareillage de commutation
- IEC 60422: 2013, Huiles minérales isolantes dans les équipements électriques - Lignes directrices pour la surveillance et la maintenance
- IEC 62697-1: 2012, Méthode d'essai pour la détermination quantitative du dibenzyldisulfure (DBDS)
- Brochure CIGRE 413: 2010, Régénération d'huile isolante et déshalogénation

Causes

[ALT img: cas 14 traitement des argiles]
[ALT img: 14 cas de contacts en argent]
[ALT img: cas 14 signaux d'arc]

La criticité «soufre corrosif par les sous-produits de la combustion du soufre - C3» est causée par des traitements de régénération de l'huile qui réactivent les argiles de Fuller (et d'autres absorbeurs de particules) au moyen d'un processus de combustion. une oxydation incontrôlée (> 370 ° C) dégrade le soufre présent dans l'huile, engendrant trois problèmes distincts:

A. Contamination par l'huile régénérée avec la formation de sous-produits fortement corrosifs (sulfure d'hydrogène H2S, mercaptans, soufre élémentaire, etc.).
B. Corrosion des parties formant le sulfure de cuivre et d'argent et du sulfure d'argent à l'intérieur du transformateur imprégné d'huile régénérée (par exemple contacts de commutation sous charge)
C. Émissions dans l'environnement de CO2 et de contaminants tels que H2S et PCDD-dioxine et PCDF-Furans en cas de contamination des PCB - biphényles polychlorés autres POP chlorés et persistants

Causes de la criticité "Soufre corrosif des sous-produits de la combustion du soufre - C3" | Quand cela peut se produire (phases du cycle de vie)

Manque d'exigences d'achat pour les huiles (neuves ou recyclées) | Exigences et achat

Déficit de contrôle de qualité pour des lots individuels ou des fournitures individuelles d'huile isolante | Acceptation d'huiles isolantes

Déficit dans les procédures analytiques pour la vérification des composés soufrés corrosifs | Acceptation de l'huile, essais en usine, installation et pré-alimentation, fonctionnement, vieillissement, post-mortem

Contamination croisée par l'utilisation d'huiles, d'équipements, de réservoirs ou de récipients contaminés par des composés soufrés corrosifs (par certificats, imprégnations, recharges ou traitements) | essais en usine, installation et pré-alimentation, fonctionnement, vieillissement, post-mortem (recyclage de l'huile)

Pour comprendre les effets néfastes des traitements de régénération des huiles qui réactivent les argiles de Fuller au moyen de la combustion, il faut plus de détails si la réactivation se produit.

Ouvert pour approfondir

Les traitements à l'huile "régénération" ont pour but de restaurer les propriétés physico-chimiques de l'huile elle-même (par exemple acidité, facteur de dissipation diélectrique)
Les traitements de régénération de l'huile sont réalisés à l'aide de différentes techniques et solutions d'ingénierie, dont certaines «régénèrent» l'huile en circulant dans des colonnes contenant des argiles de Fuller (ou d'autres milieux absorbants particulaires). une température de 60 à 80 ° C
Les argiles Fuller ne sont pas capables de décontaminer les PCB, DBDS ou autres composés soufrés corrosifs
Lorsque les argiles de Fuller sont saturées, elles peuvent être remplacées (avec une production de déchets à éliminer) ou réactivées par combustion, ce qui entraîne une criticité C3.
Afin de réactiver les argiles, le flux d'huile est interrompu dans la colonne et l'huile est vidangée

NB Une partie importante de l'huile après drainage reste imprégnée dans les cavités des argiles de Fuller.

L'étape suivante est la combustion: en entrant dans le détail, cette étape donne:

A. chauffer une extrémité de la colonne à la température d'allumage (environ 350-400 ° C);
B. l'entrée, à l'extrémité opposée de la colonne, de l'oxydant (oxygène de l'air) sous pression;
C. la combustion effective de l'huile imprégnée dans les argiles de Fuller jusqu'à épuisement complet du carburant (huile).

Lors de la combustion, le front de flamme (températures de 700 à 800 ° C) se déplace progressivement du point de départ à la partie opposée de la colonne.Après l'arrêt de la combustion, la combustion est interrompue et la colonne est refroidie et le transporteur de particules à l'intérieur

La durée de la réactivation est d'environ 12 à 18 heures

Exemple réel
Une colonne d'un volume de 200 litres peut contenir environ 150 kg d'argiles de Fuller (à sec); Les argiles de Fuller peuvent retenir l'huile jusqu'à 50% de leur poids: on voit que, malgré le drainage de l'huile, il reste 75 kg de pétrole dans les argiles Fuller, en supposant une concentration totale en soufre de 10 000 mg / h. kg, cela signifie que dans la partie huile il y a 750 000 mg de soufre, soit 750 g!

En conclusion, pour réactiver les argiles de Fuller, 75 kg d'huile et 750 g de soufre seront brûlés, générant des sous-produits fortement corrosifs dans la masse d'huile de transformateur et générant des émissions dangereuses pour l'environnement.

Les mécanismes d'échec

La contamination de composés soufrés corrosifs dans l'huile régénérée crée une contamination croisée incontrôlée dans les parcs de transformateurs avec une forte probabilité de défaillance due à la formation de sulfure de cuivre et de sulfure d'argent (par exemple contacts de commutation sous charge ou interrupteurs Le sulfure de cuivre croît à mesure que la température augmente, atteignant son maximum en présence de points chauds localisés, ce qui entraîne la formation de dépôts et de particules susceptibles de circuler dangereusement dans l'huile, provoquant des décharges partielles et des arcs électriques.
Cependant, le sulfure de cuivre peut également être formé à partir des enroulements, eux aussi en cuivre, ce qui entraîne une migration progressive du sulfure de cuivre des conducteurs des enroulements vers les couches de papier qui les entourent. de sulfure de cuivre presser les couches de papier et atteindre progressivement la couche de papier extérieur (extérieur) jusqu'à ce qu'il perde les propriétés isolantes.Dans ce cas également, des décharges partielles et des arcs de puissance peuvent être générés jusqu'à une défaillance catastrophique .

La corrosion peut être augmentée si des concentrations importantes de composés organiques chlorés (PCB, trichlorobenzènes) sont présentes dans l'huile de départ qui, en cas de dégradation thermique, tend à former des sous-produits hautement toxiques (PCDD-dioxines, PCDF-furanes), ainsi que d'autres composés avec du chlore libre ou de l'acide chlorhydrique HCl.

Signes (inspection visuelle) - Symptômes (analyse)

Signes (inspection visuelle)

Les signaux de cette criticité ne sont visibles que par un contrôle interne du transformateur, par exemple après un défaut: en présence de cette criticité, des dépôts gris sont typiquement observés dans les conducteurs du cuivre (sulfure de cuivre) ou de l'argent (sulfure d'argent) Dans les papiers d'isolation, la contamination au sulfure de cuivre se manifeste par des taches et des stries grises.

Échantillonnage représentatif
Lorsqu'il est décidé de procéder à une inspection interne du transformateur, suite à un défaut ou afin d'effectuer une étude approfondie, il est fortement recommandé de prélever des échantillons des papiers d'isolation conformément aux protocoles et procédures appropriés. En particulier, il est conseillé collecter le papier à partir des parties haute, basse et intermédiaire des enroulements individuels des enroulements primaire et secondaire pour chaque phase en recueillant plus d'échantillons de papier dans les zones avec un assombrissement ou une fragilisation plus importante du papier lui-même.

Lors de l'inspection externe du transformateur, il est nécessaire de prélever des échantillons d'huile isolante conformément à la norme de référence et aux instructions d'utilisation jointes au kit d'échantillonnage.

Symptômes (analyse)

Le principal symptôme de la criticité "Corrosion par les sous-produits de la combustion du soufre - C3" est liée à la présence de composés soufrés corrosifs comme sous-produits de la combustion des argiles Fuller (voir causes).

Le principal indicateur de diagnostic de cette criticité est le
TCS - Soufre corrosif total (IEC 62697-2)
Le soufre total corrosif peut être exprimé comme la somme de tous les composés soufrés corrosifs ou comme une concentration équivalente de DBDS Si la concentration de TCS, exprimée en équivalent DBDS, dépasse les valeurs recommandées (voir onglet "Diagnostic"). , il est nécessaire de mettre en œuvre les thérapies dues.

il y a ensuite des facteurs connexes pour compléter l'image diagnostique:

• Soufre Potentiellement Corrosif - Test CCD (IEC 62535)
• Soufre corrosif (CEI 62535, ASTM D1275 Méthode B, DIN 51353)
• Additifs: Passivateurs (BTA, Irgamet 39, Irgament 30); inhibiteurs d'oxydation (BPDC, DBP)
• Soufre élémentaire

Les méthodes d'analyse du DBDS ne permettent pas de déterminer la corrosivité des composés soufrés responsables de la criticité "Corrosion par les sous-produits de la combustion du soufre - C3".
Pour déterminer le soufre corrosif total, en particulier non dû au DBDS, Sea Marconi a inventé, développé, industrialisé (et breveté n ° 0001394617 de 2008.), la méthode dite TCS - Total Corrosive Sulphur. des composés corrosifs individuels mais évalue les effets équivalents au DBDS en termes de quantité de sulfure de cuivre produite (dans les mêmes conditions d'essai).
Cette méthode sera incluse dans la partie 2 de la norme CEI 62697 «Méthodes d'essai pour la détermination quantitative du soufre total corrosif (TCS)», actuellement dans la phase CDV (Committee Draft for Voting), qui a donné lieu à d'excellents résultats. groupe de travail.

Avec le développement de cette méthode, il a été démontré expérimentalement que la conversion des différents composés soufrés en soufre corrosif total (TCS) se produit de différentes manières en fonction de la température et des caractéristiques moléculaires des mêmes composés.

Les résultats du groupe de travail participant à la CEI 62697 «Partie 3 - Méthodes d'essai pour la détermination quantitative des mercaptans totaux et des disulfures (TMD) et d'autres espèces soufrées corrosives ciblées» aideront à mieux comprendre et diagnostiquer la criticité C3. À l'heure actuelle, un essai circulaire a été effectué sur des échantillons d'huile régénérée, avec des concentrations de soufre supérieures à 100 mg / kg, les échantillons utilisés étant liés à des huiles régénérées par réactivation des Fuller et la combustion.

[Soufre corrosif des sous-produits de la combustion du soufre (C3)]
Corrosivité des différentes familles de composés à différentes températures
[Soufre corrosif des sous-produits de la combustion du soufre (C3)]
Taux de conversion du soufre corrosif de 22 composés soufrés (calcul après test TCS)

MCBruzzoniti, RM De Carlo, C. Sarzanini, R. Maina, V. Tumiatti, la stabilité et la réactivité des composés du soufre contre le cuivre dans l'huile minérale isolante: Définition d'un classement Corrosiveness, Ind.Eng.Chem.Res., 2014, DOI: dx .doi.org / 10.1021 / ie4032814

Diagnostics

Pour le diagnostic de criticité "soufre corrosif des sous-produits de la combustion du soufre - C3", Sea Marconi utilise sa propre métrique de diagnostic, dans ce cas:

• les signaux visuels observés dans le transformateur, dans ce cas, sont interprétés comme résultant de l'inspection après défaillance dans des machines jumelées,
• au moyen de l'analyse de l'huile les symptômes sont identifiés, c'est-à-dire, les indicateurs spécifiques (Total Corrosive Sulphur);

| Valeur DBDS recommandée | Norme de référence

Pour les nouvelles huiles isolantes | "non détectable (<5 mg / kg)" | [IEC 60296 Ed.4-2012, onglet. 2, p. 17]

pour les huiles isolantes en service - avant d'appliquer de l'énergie | "non détectable (<5 mg / kg)" | [CEI 60422 Ed.4-2013, onglet. 3, p. 24]

pour les huiles isolantes en fonctionnement - après mise sous tension - (<5 mg / kg) "Si la concentration de DBDS dépasse la limite recommandée, il est nécessaire d'effectuer une évaluation des risques et de mettre en œuvre des mesures d'atténuation le traitement de dépolarisation sélective pour l'élimination efficace du soufre corrosif de l'huile 11.4.4 [IEC 60422 Ed.4-2013, Tableau 5, page 31]

pour les huiles isolantes en service | (<10 mg / kg) "- également dans ce cas, parmi les techniques d'atténuation est la dépolarisation sélective pour enlever
efficacement des huiles 4.2 p. 25 | [CIGER 379, fig. 9 p. 31]

• grâce à la base de données, on étudie la famille ou l'histoire subjective (à la recherche, par exemple, de défaillances dans des machines jumelles);
• les facteurs d'incertitude, de vitesse et d'évolution dans le temps (tendance) de chaque indicateur symptomatique sont examinés et surveillés

Prévention

• Il est recommandé d'éviter les traitements pétroliers avec des procédés qui réactivent les argiles de Fuller par combustion ou autrement
• Il est toujours conseillé d'éviter que l'huile brûlée ne contamine la masse de l'huile du transformateur.

Thérapies

Les actions recommandées par la CEI 60422 Ed.4-2013

en présence de "soufre corrosif" sont:

• effectuer une évaluation des risques
• puis choisissez une alternative:
• A. réduire la corrosivité de l'huile par l'ajout d'un passivateur de cuivre ou
  [NOTE - Après passivation de l'huile, une vérification régulière de la concentration du passivateur est nécessaire En cas d'usure continue du passivateur, éliminer la cause de la corrosivité selon la section ci-dessous]
• B. enlever la source de corrosivité en changeant l'huile ou
• C. Enlever la source de corrosivité en éliminant les composés corrosifs par des traitements appropriés à l'huile.

A. Passivation

La passivation consiste à ajouter l'huile avec une substance qui doit protéger le cuivre à l'intérieur du transformateur de l'action corrosive du DBDS.Les analyses effectuées sur les huiles contenues dans l'équipement passivé montrent une diminution du contenu de passivador peu après les premiers jours après l'additivation. En revanche, il a été observé que l'action protectrice du passivateur par rapport au cuivre n'est pas homogène, permettant ainsi la formation de sulfure de cuivre dans certaines zones.

Le cas du réseau électrique brésilien en août 2005, indiqué dans la brochure CIGRE 378: 2009, montre que 50% des réacteurs passifs ont subi un dysfonctionnement, les 33 premiers jours après la passivation, ce dernier après 590 jours.

B. Changement d'huile

Malgré le changement d'huile, 10% à 15% de l'ancienne charge d'huile contaminée reste imprégnée dans les rôles du transformateur qui la libère au fil du temps (la condition d'équilibre est atteinte dans environ 90 jours). nouveau, et par conséquent, il est impossible d'enlever complètement le DBDS avec une seule vidange d'huile.

C. Enlèvement des composés corrosifs, dépolarisation (en savoir plus)

Une partie de cette catégorie est la contre-mesure proposée et mise en œuvre par Sea Marconi: il s'agit d'un processus de dépolarisation sélective de DBDS effectué in situ, en maintenant le transformateur en service (et sous charge), sans avoir à le vider. Unités de décontamination modulaire (DMU), spécialement conçues par Sea Marconi Le transformateur est relié à la DMU par des tuyaux flexibles; l'huile contaminée par des composés soufrés corrosifs est aspirée par le bas du transformateur, puis vers la DMU, ​​qui chauffe, filtre, dégazifie, déshumidifie et décontamine, puis est pompée par le haut du transformateur. passage après passage, les composés soufrés corrosifs sont éliminés (<10 mg / kg, exprimé en équivalent DBDS)

Avertissements

Un opérateur qualifié devrait pouvoir proposer différentes solutions pour le traitement des huiles, en soulignant les forces et les faiblesses de chaque intervention, dans ce cas, il est conseillé de vérifier si l'opérateur / fournisseur connaît en détail les dangers inhérents aux procédés de traitement de l'huile. réactivation des terres de Fuller par combustion.

Quand et où avons-nous réussi

[ALT img.: Soufre corrosif provenant des sous-produits de la combustion du soufre (C3) | cas 14 signaux d'arc]

Élimination du soufre corrosif dû aux sous-produits du soufre (C3) - Uruguay 2010
soufre corrosif provenant de la combustion du soufre (C3)