{/* Source: knowledge/standards/corrosive-sulphur-management.md, knowledge/standards/cigre-tb625.md, knowledge/standards/paper-scatiggio-2009.md, knowledge/standards/ieee-c57-637.md /} {/ TTS audio: generer efter godkendelse */}

---

Resumé#

Mellem 1999 og 2015 oplevede den globale elindustri en hidtil uset bølge af katastrofale transformatorfejl. Over 100 kritiske aktiver — primært højværdi Generator Step-Up (GSU) transformatorer, HVDC-konvertere og 500 kV klasse shuntreaktorer — led pludseligt dielektrisk sammenbrud, med estimerede samlede omkostninger på over én milliard amerikanske dollars i direkte erstatninger, driftsafbrydelser og flådeomfattende nødafhjælpning.

Årsagen var ikke udstyrsfejl eller operationel forsømmelighed. Det var et kemisk problem: dibenzyldisulfid (DBDS), en svovlforbindelse introduceret i transformatorolieformuleringer i 1990'erne, ødelagde papirisolering stille og roligt indefra. Mest alarmerende: konventionel opløst gasanalyse (DGA) — industriens primære diagnostiske værktøj — gav absolut ingen advarsel før svigt.

Denne hvidbog giver en praktisk, praksisrettet vejledning til fænomenet korrosivt svovl: hvad der skete, hvorfor det skete, hvordan det detekteres, og — vigtigst af alt — hvad asset managers bør gøre ved det i dag. Vi præsenterer en pragmatisk, trinvis tilgang til testning og afhjælpning, designet til virkelighedens begrænsninger med stramme budgetter, konkurrerende prioriteter og aldrende transformatorflåder.

---

1. Krisen: Hvad der skete og hvorfor#

I årtier før år 2000 var den herskende opfattelse i elindustrien, at korrosivt svovl var et forældet problem — en relikt fra dårligt raffinerede olier, der var løst af moderne forarbejdningsteknologi. Forsyningsselskaber købte premium transformatorolier fra velrenommerede store leverandører i fuld tillid til, at svovlrelateret korrosion ikke var en bekymring. Den tillid var malplaceret.

De tre samvirkende faktorer#

Krisen var ikke forårsaget af én enkelt begivenhed, men af den uheldige konvergens af tre uafhængige industritrends mellem ca. 1988 og 1995:

Skiftet til hydrobehandling. Drevet af miljøregulering og udtømningen af traditionelle naftheniske råoliekilder indførte raffinaderier kraftige hydrodesulfureringsprocesser. Disse var yderst effektive til at reducere det samlede svovlindhold — fra ca. 3.000 ppm ned til under 100 ppm i mange tilfælde, som dokumenteret i den historiske tendens i Scatiggio et al. 2009 (IEEE Trans. Power Delivery, 24(3), Fig. 1, p. 1240). Processen var dog kemisk ikke-selektiv: den ødelagde de naturligt forekommende thiophenforbindelser, der historisk havde fungeret som oliens indbyggede oxidationsinhibitorer og metalpassivatorer.

Introduktionen af DBDS. For at kompensere for tabet af naturlig oxidationsstabilitet introducerede olieformulatorerne syntetiske additiver. Blandt disse var dibenzyldisulfid (DBDS), en forbindelse længe anvendt i industriel smøring for sine antislideegenskaber. DBDS blev tilsat transformatorolieformuleringer i koncentrationer typisk i intervallet 100–200 mg/kg, hvor de individuelle olier i den grundlæggende undersøgelse viste værdier mellem 100 og 350 mg/kg (Scatiggio et al. 2009, §II, s. 1241; CIGRE TB 625, §2.2.1, s. 6).

Udvikling i transformatordesign. Moderne krafttransformatorer blev i stigende grad designet til at operere tættere på termiske grænser, med højere hot spot-temperaturer, reducerede køleolievolumener og forseglede kvælstofpudede konserveringssystemer, der eliminerede den beskyttende indflydelse af opløst ilt.

Det afgørende diagnostiske gennembrud#

Det kritiske diagnostiske gennembrud blev publiceret af Scatiggio, Tumiatti, Maina, Tumiatti, Pompili og Bartnikas i 2009 (IEEE Transactions on Power Delivery, 24(3), pp. 1240–1248) med udgangspunkt i forskningsprogrammet drevet af Sea Marconi og den italienske TSO Terna. Ved hjælp af GC-AED (gaskromatografi med atomemissionsdetektion) identificerede forfatterne dibenzyldisulfid (DBDS) som den dominerende korrosive art i de fejlende olier — til stede i de ældede væsker som et intentionelt additiv, ikke som raffineringsrest (Scatiggio et al. 2009, §II, p. 1241). Artiklen dokumenterede endvidere, at ca. halvdelen af de mineralske isolationsolier introduceret efter 1990 testede positive for korrosivt svovl (Scatiggio et al. 2009, Introduction, p. 1240) — et prævalenstal, der satte skalaen på den flåde-omfattende eksponering.

Gennembruddet ændrede industriens forståelse af problemet. Totalt svovlindhold er irrelevant — en olie med 2.000 ppm stabilt thiophenisk svovl er helt sikkert, mens en olie med mindre end 50 ppm total svovl indeholdende DBDS kan ødelægge en transformator. Fundet blev absorberet i IEC TC 10-processen og blev det kemiske fundament, hvorpå IEC 62697-1 (kvantitativ DBDS-bestemmelse) og risikostyringsrammen i CIGRE TB 625 efterfølgende blev bygget.

Historisk overblik#

Tabel 1: Historisk udvikling af problemet med korrosivt svovl — fra antaget forældelse til global krise til moderne speciationsbaseret styring. Kilder: Lewand (2002), Scatiggio et al. 2009, EPRI (2009), CIGRE TB 625 (2015), IEEE C57.637-2015.

---

2. Kemien: Hvorfor noget svovl ødelægger transformatorer og andet ikke gør#

Mineralsk isolationsolie er en kompleks carbonhydridmatrix, der indeholder en række svovlforbindelser både fra råoliekilden og fra tilsatte additiver. Den kritiske indsigt fra efterkrise-forskningen — mest stringent etableret i Scatiggio et al. 2009 — er, at det korrosive potentiale udelukkende afhænger af den molekylære arkitektur hos den enkelte svovlart, ikke af deres totale koncentration.

Tabel 2: Klassifikation af svovlarter i transformatorolie efter korrosivt potentiale. Paradokset ved raffineringsskiftet var, at hydrobehandling selektivt ødelagde de gavnlige arter, mens DBDS efterfølgende blev tilsat.

Hvordan DBDS ødelægger isolering: To parallelle reaktionsveje#

DBDS angriber ikke kobber ved omgivelsestemperatur. Reaktionen er termisk udløst, hvor den kritiske S–S-bindingsspaltning typisk indledes over 80 °C. Reaktionshastigheden fordobles ca. for hver 10 °C stigning efter klassisk Arrhenius-kinetik. To samtidige veje driver skaden:

Thiolat-vejen (lederkorrosion). Termisk spaltning af DBDS genererer højreaktivt benzylmercaptan, der adsorberes på kobberoverfladen og danner et ustabilt kobberthiolat. Dette nedbrydes hurtigt til fast krystallinsk kobbersulfid (Cu₂S og Cu₇.₂S₄) deponeret direkte på lederen.

Kompleks-vejen (papirkontaminering). DBDS reagerer med opløste kobberioner og danner et oliesolidt organometallisk kompleks (Cu-DBDS). Fordi dette kompleks forbliver opløst i olien, migrerer det væk fra lederen og adsorberes af de polære cellulosefibre i kraftpapiromviklingen. Her forårsager lokaliseret termisk belastning, at komplekset nedbrydes, og der udfældes halvledende Cu₂S-krystaller direkte i papirmatrixen.

Det er den anden vej, der i sidste ende forårsager fejl. Det inderste papirlag — direkte ved siden af den varme leder — absorberer den højeste koncentration af kobbersulfid. Scatiggio et al. 2009 (Fig. 13, s. 1245) rapporterer den normaliserede gennemslagsspænding som funktion af papirlagets position: ydre papirlag bevarer næsten nominel gennemslagsstyrke, mens laget tættest på lederen viser en gennemslagsstyrke reduceret til ca. 1/20 af ubrugt. Doble Engineerings undervisningsmateriale citerer omtrentlige absolutte værdier på ~1.800 V/mil (≈70 kV/mm) for ubrugt olieimprægneret kraftpapir faldende til ~80 V/mil (≈3 kV/mm) i det stærkt kontaminerede inderste lag — en reduktion på over 95 % [VERIFICATION NEEDED — original Doble/Lewand-citation findes ikke i TriboTech-bibliotek; verificér mod Lewand (2002) Doble-papir før genpublicering af absolutte værdier, eller omformulér til kun at bruge Scatiggios normaliserede data].

In-service DBDS-depletion som diagnostisk bevis. Scatiggio et al. 2009 overvågede DBDS-koncentrationen i tre shuntreaktorer over 18 måneders fuldlastdrift og observerede et fald på 20–25 % i DBDS (Scatiggio et al. 2009, Fig. 5, p. 1241) — hvilket bekræfter, at DBDS aktivt forbruges af kobberkorrosionsreaktionen i drift, og leverer en realistisk benchmark for, hvor hurtigt den latente trussel udvikler sig i en ubeskyttet enhed.

De diagnostiske blinde pletter#

To karakteristika gør korrosivt svovl unikt farligt for asset managers, der er afhængige af konventionel tilstandsovervågning:

DGA giver ingen advarsel. Kobbersulfid-udfældning sker ved relativt lave temperaturer og genererer ikke de kulbrintegasser (methan, ethylen, ethan), der er karakteristiske for konventionelle elektriske eller termiske fejl. Prøver taget så lidt som én dag før katastrofalt svigt har vist ingen abnorme DGA-signaturer.

Papirets mekaniske styrke forbliver intakt. Kobbersulfid-aflejring er ikke en sur eller hydrolytisk nedbrydningsmekanisme. Selv i papir, hvor dielektrisk styrke er kollapset til 3,1 kV/mm, forbliver polymerisationsgraden (DP) typisk 900–938 — i praksis "som ny" mekanisk tilstand. Det betyder, at hverken DP-testning eller furananalyse vil detektere en forestående korrosiv svovl-fejl. Papiret ser sundt ud på alle konventionelle mål undtagen dets evne til at holde spænding.

Miljøfaktorer, der accelererer problemet#

Ilt opfører sig ikke monotont — der er et optimum-vindue. CIGRE TB 625 §2.2.2 (pp. 6–7) dokumenterer to separate ilt-regimer. I inhiberede olier er den reaktion, der aflejrer kobbersulfid på papir, maksimeret ved et optimumsområde på nogle få tusinde ppm opløst O₂ — ikke ved yderpunkterne. Desuden fremmer stigning af gasfase-ilt over olien fra 2,5 % til 20 % kobberoverflade-aflejring, især i inhiberede olier. Implikationen for asset management er derfor mere subtil end "forseglede systemer er altid værre": risikoen afhænger af, hvilken mekanisme der dominerer i en given enhed, og af samspillet mellem opløst O₂, passivator-status og inhibitor-reserve.

Olie-aldring accelererer processen. Når mineralolie ældes, genererer den carboxylsyrer og hydroperoxider, der accelererer kobberion-opløsningen i bulkvæsken og superlader dannelsen af det oliesoluble Cu-DBDS-kompleks.

Fugt øger risikoen. Forhøjet fugt forbedrer ionmobilitet og sænker tærsklen for kompleks-nedbrydning i papiret.

---

3. Detektion og testning: At få det rigtige svar#

Korrosivt svovl-krisen afslørede alvorlige utilstrækkeligheder i industriens historiske testmetoder. Som respons udviklede det internationale standardfællesskab et markant mere robust sæt af diagnostiske værktøjer. Forståelsen af hver metodes styrker og begrænsninger er kritisk for design af et omkostningseffektivt screeningprogram.

Tabel 3: Sammenligning af analysemetoder for korrosivt svovl. Ingen enkelt test dækker alle scenarier — effektiv risikostyring kræver forståelse af, hvilken test der besvarer hvilket spørgsmål. Kilder: Lewand (2002), Scatiggio et al. 2009, EPRI (2009), IEC 62535 (2008), IEC 62697-1 (2012).

Passivator-maskeringseffekten: Et centralt hensyn#

Alle kvalitative korrosivitetstests — inklusive både ASTM D1275B og IEC 62535 — deler en diagnostisk sårbarhed, som praktikere skal forstå. Hvis en korrosiv olie er blevet behandlet med en metalpassivator som Irgamet 39, belægger passivatoren teststrimlen (og i CCD-testen den papirindpakkede leder) og hæmmer kunstigt sulfid-dannelsen under den 48–72 timers laboratorietest. Olien består med en pletfri visuel vurdering, selvom den underliggende DBDS stadig kan være til stede i farlige koncentrationer.

Det betyder ikke, at passivator-tilgangen er ineffektiv i praksis (se Afsnit 5 nedenfor), men det betyder, at et rent kvalitativt testresultat er diagnostisk tvetydigt, hvis oliens passivator-status er ukendt. Den eneste test, der fuldstændig omgår denne maskeringseffekt, er kvantitativ DBDS-måling via IEC 62697-1 (GC-MS), hvis videnskabelige fundament blev etableret i Scatiggio et al. 2009.

Hvorfor totalt-svovl-screening ikke er en erstatning#

Totalt elementært svovlindhold i isolationsolie kan bestemmes hurtigt og billigt ved energi-dispersiv røntgenfluorescens (ED-XRF, ASTM D4294-24) eller ved bølgelængde-dispersiv XRF (ASTM D2622 / ISO 14596). Dette er nyttigt til analysecertifikater og er indlejret i IEC 60296:2020 Tabel 3-grænsen på 0,05 % total svovl for nye olier.

Identifikation af korrosive arter kræver enten Covered Conductor Deposition-testen (IEC 62535) eller — for passiverede olier fortrinsvis — kvantitativ DBDS-måling ved GC-MS (IEC 62697-1). Totalt svovl hører hjemme på analysecertifikatets linje, ikke i risikovurderingen.

---

4. Risikovurdering: Hvilke transformatorer bør du bekymre dig om?#

For forsyningsselskaber, der forvalter store flåder, er universel testning af hvert aktiv sjældent gennemførlig. CIGRE Technical Brochure 625 (2015) leverer den definitive ramme for risikobaseret prioritering, der klassificerer transformatorer ud fra en kombination af udstyrsdemografi og olietestresultater.

Højrisiko udstyrsprofiler#

• Fabrikationsårgang 1999–2007. Dette vindue svarer direkte til toppen af den globale distribution af hydrobehandlede, DBDS-holdige olier — og overlapper med Scatiggio et al. 2009-prævalensdataene, der viser, at ca. 50 % af de post-1990 mineraloliefyldninger testede positive.
• Aktiver med høj termisk belastning. Generator Step-Up (GSU)-transformatorer, HVDC-konvertere og store shuntreaktorer opererer med iboende højere kontinuerlige hot spot-temperaturer, der direkte driver Arrhenius-kinetikken for DBDS-nedbrydning. Enhver enhed med dokumenterede kontinuerlige hot spot-temperaturer over 80 °C berettiger prioriteret screening.
• Forseglede / kvælstofpudede designs. Som diskuteret i Afsnit 2 accelererer fraværet af opløst ilt korrosionsprocessen dramatisk.
• Blanke kobberledere. Enheder med emaljeret eller lakeret ledningstråd har en fysisk barriere, der markant forsinker svovladsorption.

CIGRE TB 625 risikokategorier#

Tabel 4: CIGRE TB 625 risikoklassifikationsramme for korrosivt svovl i transformatorisolering. C1 og C2-klassifikationerne er mest direkte relevante for DBDS-problemet i denne artikel.

Interventionstærskler#

Den nuværende IEC 60422:2024-vedligeholdelsesstandard rapporterer den binære "non-corrosive / corrosive or potentially corrosive"-klassificering (IEC 60422:2024, Tabel 5, s. 39–40). Tærskelværdien på 10 mg/kg DBDS stammer fra CIGRE's risikohåndteringsramme: per CIGRE TB 625, §4.4 (s. 81), anbefales en yderligere passivatordosis, hvis DBDS overstiger 10 mg/kg efter første passivatortilsætning; vedvarende DBDS > 10 mg/kg kombineret med hurtig passivatorudtømning og "Poor"-oliestand (per IEC 60422 Tabel 5) er den tærskel, hvor TB 625 anbefaler DBDS-fjernelse eller olieskift som langtidsløsning. For nye olier kræver IEC 60296:2020, at DBDS er under detektionsgrænsen (< 5 mg/kg) målt jf. IEC 62697-1.

---

5. Afhjælpning: Hvilke muligheder findes?#

Når en transformator identificeres som at være i risiko, står operatøren over for et valg mellem flere afhjælpningsstrategier. Hver indebærer særlige afvejninger mellem omkostning, nedetid og langsigtet effektivitet.

Metalpassivering med Irgamet 39 (den mest almindelige førstereaktion)#

Per CIGRE WG A2.40-undersøgelsen af >1.200 afhjælpningstilfælde fra 16 lande (CIGRE TB 625, §4.1.1, s. 49, Figur 53) var tilsætning af metalpassivator den indledende intervention i 88 % af tilfældene (inkl. 5 % re-passivering), med olieskift i 5 %, olieregenerering/-behandling i 4 %, og andre teknikker eller blandede tiltag i de resterende 5 %. Standardpassivatoren er Irgamet 39 (N,N-bis(2-ethylhexyl)-methylbenzotriazol), en oliesoluble forbindelse, der hurtigt koordinerer med kobberioner på metaloverfladen og danner en ekstremt tynd (0,5–1 nm), men tæt beskyttende barriere.

Hvorfor passivering virker og forbliver gyldig. Irgamet 39 isolerer fysisk kobberoverfladen fra angribende mercaptaner, frie radikaler og organiske syrer. Når den påføres korrekt ved 100 ppm startkoncentration og holdes over den 50 ppm minimum-effektive tærskel, standser den effektivt ny kobbersulfid-dannelse. For asset managers, der har brug for en øjeblikkelig, omkostningseffektiv reaktion på en bekræftet korrosiv svovl-tilstand, leverer passivering pålidelig beskyttelse.

Den løbende forpligtelse. Passivering neutraliserer eller fjerner ikke DBDS selv — den kemiske trussel forbliver latent i olien. Passivatoren forbruges kontinuerligt af termisk nedbrydning, oxidation og adsorption i cellulosepapiret. Dette betyder, at passivering skaber et permanent overvågningskrav: Irgamet 39-koncentration skal måles regelmæssigt (som minimum årligt, jf. IEC 60666), og re-dosering skal anvendes, hvis koncentrationen falder under 50 ppm. Dokumenterede fejl er forekommet i reaktorer, der blev passiveret, men efterfølgende ikke overvåget.

DGA-fortolkning efter passivering#

Kemisk depolarisering / online-oliebehandling (den permanente løsning)#

For en definitiv løsning, der eliminerer årsagen, kan avancerede kemiske behandlingsprocesser — som selektiv depolarisering eller kontinuerlig online-regenerering med specialiserede faste adsorbenter — fysisk fjerne DBDS fra olien og reducere koncentrationer til ikke-detekterbare niveauer (< 1 mg/kg). Ved at ødelægge DBDS selv elimineres risikoen for fremtidig kobbersulfid-dannelse permanent, og enheden frigøres fra den løbende passivator-overvågningscyklus.

Regenerering jf. IEEE C57.637-2015: Hvor det passer ind#

Regenerering (reclamation) — den kontrollerede fjernelse af oxidationsprodukter, fugt og nedbrudte additiver fra igangværende olie ved brug af adsorbentmedier (Fullers jord, aktiveret alumina) kombineret med afgasning og dehydrering — er kodificeret i IEEE Std C57.637-2015, IEEE Guide for the Reclamation of Mineral Insulating Oil and Criteria for Its Use (revision af IEEE Std 637-1985). For håndtering af korrosivt svovl er regenerering relevant af to grunde:

1. Adsorbentprocesser kan reducere DBDS sammen med syre og oxidationsprodukter. Korrekt specificeret Fullers jord-kolonnebehandling fjerner polære arter fra olien, og DBDS-klasse disulfider fordeler sig i adsorbenten sammen med de øvrige mål. Regenerering er derfor en potentiel vej til lavere DBDS-koncentration uden fuld olieudskiftning, særligt for enheder, hvor syretal og IFT også er forringet, og regenerering allerede var begrundet af oliekvalitetshensyn.
2. Regenereringskriterier og post-regenerering-verifikation er defineret. IEEE C57.637-2015 specificerer de egenskabstærskler, der udløser regenerering, proceskontroller under behandlingen og acceptkriterier for at returnere olien til drift. For transformatorer behandlet for korrosivt svovl er disse kriterier rygraden i post-behandlings-verifikationsplanen.

I praksis ligger regenerering mellem passivering (hurtig, beskyttende, latent risiko-intakt) og kemisk depolarisering (langsom, DBDS-destruktiv, permanent). For en enhed, der kvalificerer sig til regenerering på generelle oliekvalitetshensyn og har en korrosiv svovl-bekymring, kan de to mål nogle gange tjenes af én, passende specificeret regenereringskampagne — forudsat at adsorbent, opholdstid og verifikationsmetodologi eksplicit er designet til at dække begge. IEEE C57.637-2015 leverer referencerammen; specifikationsarbejdet er en ingeniørøvelse, der bør trække på både IEEE-guiden og CIGRE TB 625.

Regenerering er ikke anvendelig for naturlige eller syntetiske estervæsker (IEEE C57.637-2015, Scope), hvilket er en af flere grunde til, at strategien for håndtering af korrosivt svovl afviger fundamentalt mellem mineralolie- og esterfyldte populationer.

Olieudskiftning (den intuitive, men fejlbehæftede mulighed)#

Dræning og udskiftning af olien virker logisk, men er praktisk problematisk. Ca. 10–15 % af den kontaminerede olie forbliver fanget i presspapiret, papiromviklinger og kernehulrum i en stor transformator. Ved genindkobling lækker denne restolie hurtigt DBDS tilbage i den friske olie og re-kontaminerer hele volumen. Hvis olieudskiftning vælges, kræver bedste praksis øjeblikkelig passivering af den nye olie for at neutralisere denne "bounce-back"-effekt — hvilket stort set negerer den økonomiske fordel i forhold til online kemisk behandling.

Afhjælpningsmuligheder i overblik#

Tabel 5: Sammenligning af afhjælpningsstrategier for korrosivt svovl. Det rette valg afhænger af aktiv-kritikalitet, bekræftet DBDS-koncentration, omfanget af eksisterende papirskade samt tilgængelig kapital og nedetids-vinduer. Kilder: CIGRE TB 625, IEEE C57.637-2015, ABB (casestudie).

Prisintervaller angivet (€5–15K passivering, €200K–1M+ olieudskiftning, €2–15M transformatorudskiftning) er vejledende 2024–2025 europæiske markedstal baseret på TriboTech-projekttilbud, leverandørers listepriser og publicerede udbudsdata. Faktiske omkostninger varierer betydeligt med MVA, spændingsklasse, transportadgang, olievolumen, leveringspres og kontraktomfang. Brug kun disse intervaller til størrelsesordensplanlægning; indhent faste leverandørtilbud til budgetgodkendelse [TRIBOTECH EXPERIENCE].

---

6. En pragmatisk tilgang til håndtering af korrosivt svovl#

Hos TriboTech har vores filosofi altid været at levere handlingsorienterede råd, der afspejler den virkelighed, vores klienter står i. Transformatorens asset managers opererer med stramme budgetter, konkurrerende vedligeholdelsesprioriteter og begrænsede nedetidsvinduer. Målet er ikke at eliminere enhver tænkelig risiko inden for ét smalt emne, men at opnå maksimal effekt med de tilgængelige ressourcer ved at adressere de mest betydningsfulde trusler først.

Fundamentet: IEC 62535 forbliver et sundt udgangspunkt#

Vores etablerede anbefaling — at teste med IEC 62535 (Covered Conductor Deposition-testen) og passivere med Irgamet 39, når olien bekræftes korrosiv — er en bevist, effektiv tilgang. IEC 62535-testen er den mest repræsentative simulation af den faktiske in-service svigtmekanisme: den fanger både kobberkorrosion og den kritiske papirmigrationsvej, der i sidste ende forårsager dielektrisk sammenbrud. Vigtigt er, at den reagerer på alle korrosive svovlarter, ikke kun DBDS.

Klienter, der har fulgt dette råd, er beskyttet, forudsat at den anbefalede opfølgning vedligeholdes. Specifikt: regelmæssig re-testning med IEC 62535 ved passende intervaller for at verificere fortsat ikke-korrosivitet, og periodisk re-dosering af Irgamet 39, hvis olien var bekræftet korrosiv og passiveret. Så længe passivator-koncentrationen forbliver over den 50 ppm effektive tærskel og periodisk verificeres, forbliver den beskyttende barriere på kobberoverfladen intakt, og ingen ny kobbersulfid dannes.

En mulighed for at styrke programmet yderligere#

Efterhånden som vores forståelse af korrosivt svovl-landskabet er modnet — informeret af den fundamentale diagnostiske kemi fra Scatiggio et al. 2009, to årtiers felterfaring, det omfattende arbejde af CIGRE WG A2.32 og A2.40 samt de lektioner, der er dokumenteret i Technical Brochures 378 og 625 — mener vi, at der nu er en mulighed for klienter med kritiske, højværdi-aktiver for at styrke deres screeningprogrammer med et yderligere lag af specificitet.

Forbedringen centrerer sig om tilføjelsen af kvantitativ DBDS-måling (IEC 62697-1) som en komplementær test i specifikke højrisiko-scenarier. Dette er ikke en erstatning for IEC 62535, men et yderligere værktøj, der adresserer ét specifikt hul: passivator-maskeringseffekten.

Når en olie er blevet behandlet med Irgamet 39, vil alle kvalitative korrosivitetstests, inklusive IEC 62535, returnere et "ikke-korrosivt" resultat uanset, hvor meget DBDS olien faktisk indeholder. I de fleste tilfælde er dette ikke et praktisk problem, fordi passivatoren udfører sit job. Men det betyder, at kvalitative tests ikke kan bekræfte, om den underliggende risiko er elimineret eller blot undertrykt. Kvantitativ DBDS-måling via GC-MS omgår denne maskeringseffekt fuldstændigt og leverer en definitiv koncentrationsværdi, der kan trendes over tid.

Anbefalet trinvis tilgang#

For kritiske EHV/GSU/HVDC-aktiver (særligt fabrikeret 1999–2012, forseglede designs): Overvej at indlede med IEC 62697-1 (DBDS-kvantificering) for at etablere en definitiv, passivator-sikker baseline. Hvis DBDS detekteres over 5 mg/kg, er risikoen bekræftet, og afhjælpning kan planlægges umiddelbart. Hvis DBDS er under detektionsgrænsen, følg op med IEC 62535 for at screene for ikke-DBDS korrosive arter (C2-risikoprofilen jf. CIGRE TB 625).

For den bredere flåde (distributionstransformatorer, frit-åndende enheder, post-2012 olie): IEC 62535 alene fortsætter med at yde fremragende, omkostningseffektiv screening. Sandsynligheden for udokumenteret passivering i disse populationer er markant lavere, og CCD-testens evne til at detektere alle korrosive arter — uanset deres identitet — er en ægte praktisk fordel.

For enhver transformator, hvor olien er blevet passiveret: Tilføj Irgamet 39-koncentrationsovervågning (IEC 60666) som et standardelement i det løbende vedligeholdelsesprogram. En faldende passivator-tendens er blandt de mest handlingsorienterede tidlige advarsler tilgængelige — den signalerer, at den beskyttende barriere forbruges, og at re-dosering er nødvendig, før beskyttelsen tabes.

For enheder, hvor oliekvaliteten er forringet sammen med en korrosiv svovl-bekymring: Overvej, om en enkelt regenereringskampagne jf. IEEE C57.637-2015 — passende specificeret til at adressere både kvalitetsbaserede og svovlbaserede mål — kan tjene afhjælpningsplanen mere effektivt end parallel passivering og senere regenerering.

---

7. Den økonomiske sag: Hvorfor testning tjener sig ind mange gange#

Økonomien ved korrosivt svovl er utvetydig: omkostningen ved testning og afhjælpning er triviel sammenlignet med omkostningen ved ét enkelt katastrofalt svigt.

En omfattende femårig undersøgelse af Hartford Steam Boiler og IMIA dokumenterede 94 store krafttransformator-tab mellem 1997 og 2001, i alt $286,6 millioner** i udbetalinger. Individuelle GSU-transformatorfejl har genereret driftsafbrydelsestab på over **$86 millioner pr. hændelse. Udskiftningsomkostninger for EHV-transformatorer spænder fra ca. €2 millioner til over €15 millioner installeret, med nuværende leveringstider på 18–60 måneder afhængigt af designets kompleksitet.

Mod disse tal er flåde-screeningsomkostninger ubetydelige — typisk mindre end 0,05 % af transformator-udskiftningsværdien for avanceret speciation-test og godt under 1 % for passivering. Et enkelt forhindret svigt betaler screeningen af en hel flåde mange gange over.

---

8. Nye risici: Sølvkorrosion og klimapåvirkninger#

Mens DBDS-drevet kobberkorrosionskrise nu er velforstået og adresseret af aktuelle standarder, fortjener to nye bekymringer opmærksomhed fra fremsynede asset managers.

Sølvkorrosion i trintkoblere. Sølvbelagte kontakter i On-Load Tap Changers (OLTC'er) er eksponentielt mere reaktive over for svovl end kobber, og danner skørt, ledende sølvsulfid (Ag₂S) ved omgivelsestemperaturer fra sub-ppm-koncentrationer af elementært svovl eller specifikke mercaptaner. Kritisk leverer standard Irgamet 39-passivator ubetydelig beskyttelse for sølv. CIGRE har etableret Joint Working Group D1/A2.84 specifikt for at udvikle nye analyseteknikker til ultra-lav elementær svovl-detektion og sølv-kompatible passivator-kemier.

Klima-drevet acceleration. Fordi korrosivt svovl-reaktioner følger streng Arrhenius-kinetik (ca. fordobling hver 10 °C), accelererer vedvarende stigninger i omgivelsestemperaturen direkte nedbrydningstidslinjen for enhver transformator med latent DBDS. For tungt belastede transformatorer i opvarmende klimaer kan det resterende interventionsvindue være kortere, end historiske modeller forudsiger.

---

9. Nøglepointer for asset managers#

1. Totalt svovlindhold fortæller dig intet om korrosivt potentiale. En olie med meget lavt total svovl kan være yderst farlig, hvis den indeholder DBDS; en olie med højt total svovl kan være fuldstændig sikker, hvis det svovl er i stabil thiophenisk form — den diagnostiske kemi, der først blev stringent etableret af Scatiggio et al. 2009.

2. DGA advarer dig ikke. Korrosivt svovl opererer under den termiske tærskel for konventionel fejlgasdannelse. En ren DGA-rapport giver ingen sikkerhed mod et forestående DBDS-relateret svigt.

3. Papiret ser sundt ud, indtil det svigter. DP- og furananalyse afspejler mekanisk nedbrydning; kobbersulfid forårsager elektrisk svigt gennem en fuldstændig anden mekanisme. Konventionelle isoleringslivsmodeller kan overvurdere den resterende levetid i påvirkede enheder.

4. Passivering virker, men det er en forpligtelse. Irgamet 39 leverer pålidelig beskyttelse, når den vedligeholdes korrekt. Nøgleordet er "vedligeholdes" — passivator-koncentration skal overvåges og re-doseres, når den falder under 50 ppm.

5. Regenerering jf. IEEE C57.637-2015 er en legitim afhjælpningsvej for enheder, hvor oliekvaliteten er forringet sammen med korrosivt svovl-bekymringen — ikke et universelt svar, men et værktøj, der hører hjemme i værktøjskassen sammen med passivering og kemisk depolarisering.

6. Ingen behandling reverserer eksisterende skade. Passivering, regenerering og kemisk depolarisering forhindrer yderligere forringelse, men ingen kan ekstrahere kobbersulfid-krystaller, der allerede er indlejret i papirisoleringen.

7. Test olien før brug. Ny olie bør uafhængigt testes for DBDS og korrosivitet før påfyldning i enhver transformator, uanset leverandørcertificeringer. Æraen med at antage, at mærkevarer er iboende sikre, er ovre.

---

Referencer#

1. Scatiggio, F., Tumiatti, V., Maina, R., Tumiatti, M., Pompili, M., & Bartnikas, R. (2009). "Corrosive Sulfur Induced Failures in Oil-Filled Electrical Power Transformers and Shunt Reactors." IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 24, no. 3, pp. 1240–1248, juli 2009. DOI: 10.1109/TPWRD.2008.2005369.
2. CIGRE Technical Brochure 625, Copper Sulphide Long Term Mitigation and Risk Assessment, WG A2.40, 2015.
3. CIGRE Technical Brochure 378, Copper Sulphide in Transformer Insulation, WG A2.32, 2009.
4. IEEE Std C57.637-2015, IEEE Guide for the Reclamation of Mineral Insulating Oil and Criteria for Its Use (revision af IEEE Std 637-1985), IEEE Power & Energy Society, 2015. IEEE standardside.
5. IEC 62535:2008, Insulating liquids — Test method for detection of potentially corrosive sulphur in used and unused insulating oil.
6. IEC 62697-1:2012, Test methods for quantitative determination of corrosive sulfur compounds in unused and used insulating liquids.
7. IEC 60422:2024 (ED5), Mineral insulating oils in electrical equipment — Supervision and maintenance guidance, IEC TC 10. Afløser IEC 60422:2013 (ED4).
8. IEC 60296 Ed. 5 (2020), Fluids for electrotechnical applications — Unused mineral insulating oils.
9. L. R. Lewand, "The Role of Corrosive Sulfur in Transformers and Transformer Oil," Doble Engineering, 2002.
10. L. Lewand og S. Reed, "Destruction of Dibenzyl Disulfide in Transformer Oil," Doble Engineering, 2008.
11. EPRI, "Understanding and Mitigating Corrosive Sulfur Risks in Oil-Filled Transformers," Report 1022573, 2009.
12. F. Scatiggio et al., "Formation of Corrosive Sulfur with Dibenzyl Disulfide in Fluid-Filled Transformers," Ind. Eng. Chem. Res., 2016.
13. CIGRE Chile, "Influence of Corrosive Sulfur on the Worldwide Population of Power Transformers," cigre.cl (præsentation).
14. Sea Marconi Technologies, "Establishment of Corrosive Sulfur," seamarconisolution.com.
15. P. J. Griffin og L. R. Lewand, "Understanding Corrosive Sulfur Problems in Electric Apparatus," Doble Engineering, 2007.
16. Hrcak (Croatian Scientific Portal), "Sulfur Corrosion Phenomena," hrcak.srce.hr/file/352100.
17. Hrcak, "Metallic Sulfides Deposited in Paper Insulation," hrcak.srce.hr/file/412842.
18. Norwegian Research Information Repository, "Investigation of Dielectric Response Measurement as a Tool to Detect Copper Sulphide," nva.sikt.no.
19. Soltex, Inc., "Stop Corrosive Sulfur: A Successful Multi-Directional Approach," soltexinc.com.
20. F. Wan og J. Qian, "Suppressive Mechanism of the Passivator Irgamet 39 on the Corrosion of Copper Conductors," Semantic Scholar.
21. F. Wan et al., "Suppressive mechanism of the passivator irgamet 39," ResearchGate.
22. L. R. Lewand, "Effects of Metal Deactivator Concentration upon the Gassing Characteristics of Transformer Oils," ResearchGate, 2009.
23. ResearchGate, "Inhibition Effectiveness and Depletion Characteristic of Irgamet 39 in Transformer Oil," 2017.
24. ResearchGate, "Gas Production Mechanism of Irgamet 39 and Its Long-Term Corrosion Resistance," 2023.
25. ResearchGate, "Investigation on the Effects of Irgamet 39 on Stray Gassing Generation," 2021.
26. ABB, "Transformer Oil Reclamation Service Prolongs Active Life for Deeside Power Station's GSU Transformers" (casestudie).
27. HV Assets, "Transformer Failures: Financial Losses Analysis and Prevention Strategies."
28. Doble Engineering, "Lessons Learned from Analysis of Power Transformer Failure Rates," IEEE CONCAPAN, 2022.
29. CSE (CIGRE Science & Engineering), "Silver Corrosion in Liquid-Filled Transformers," cse.cigre.org, Issue 38.
30. CIGRE JWG D1/A2.84, "Proposal for the Creation of a New Working Group: Silver Corrosion in Power Transformers," 2025.

---

Disclaimer: Denne hvidbog leveres til informations- og uddannelsesformål af TriboTech ApS. Selvom der er gjort alle anstrengelser for at sikre nøjagtighed, udgør informationen heri ikke teknisk rådgivning for nogen specifik transformator eller installation. Test- og afhjælpningsbeslutninger bør træffes i samråd med kvalificerede fagpersoner baseret på den specifikke situation for hvert aktiv. TriboTech ApS påtager sig intet ansvar for handlinger truffet eller ikke truffet på grundlag af denne publikation.

---

Brug for hjælp til at vurdere din flåde?#

Brug vores gratis Duval-diagnostikværktøjer til DGA-analyse, eller kontakt os for en konsultation om korrosivt svovl-screening og afhjælpningsstrategier for din transformatorflåde.

For flere indsigter om oliediagnostik, læs:

• Navigation i DGA-labyrinten — en vejledning til IEC vs IEEE-standarder.
• Hvad din transformatorolie prøver at fortælle dig — grundlaget for oliekvalitetstestning.
• Stray gassing: Når din DGA-rapport ikke fortæller dig noget — kontekst for post-passiverings DGA-fortolkning.