L’utilizzo di avanzate diagnostiche dei trasformatori permette di eseguire valutazioni affidabili sul loro stato tecnico e proposta di un preventivo con le raccomandazioni per ulteriori manutenzioni.

Vedi anche: Esempio di perizia

Vedi anche: Completa diagnosi dello stato tecnico dei trasformatori

Vedi anche: Valutazione dello stato tecnico dei trasformatori

La durata del trasformatore è determinata dalle condizioni tecniche del suo sistema isolante e, in particolare di quello basato sulla cellulosa. Spesso si ripete che la vita del trasformatore è espressa dalla lunghezza di vita della carta, dalla quale viene costruita la sua isolazione. Il naturale processo di degradazione termica della cellulosa, che prende parte durante il funzionamento, consiste principalmente nella riduzione delle sue fibre, provocando un una riduzione dei parametri meccanici dell’isolazione e in piccola parte, una diminuzione della resistenza elettrica della carta elettrotecnica impregnata di olio.

L’esperienza nella manutenzione ha dimostrato che quando il grado medio di polimerizzazione DP della cellulosa nell’isolazione carta-olio scende sotto 400, l’isolazione perde tutte le proprietà meccaniche.

Dipendenza della resistenza meccanica della cellulosa dal grado di polimerizzazione

Cellulosa in diversi momenti dell’invecchiamento

Il tempo di distruzione delle macromolecole di cellulosa dipende prima di tutto dalla temperatura e il grado di umidità. L’innalzamento della temperatura del trasformatore di 6÷8°C comporta una riduzione della durata dell’isolazione della metà. Si stima che, per uno stabile contenuto d’acqua nella cellulosa del valore dello 0.5% di parti in peso, la vita dell’isolamento è la seguente:

  • 500 anni per temperature dell’hotspot dell’involucro pari 80°C,
  • 50’anni per temperature di 100°C,
  • circa 6 anni per temperature di 120°C,
  • e solamente 1 anno circa per temperature di 140°C.

Analogamente, ogni duplice aumento dell’umidità riduce la resistenza dell’isolamento cartaceo della metà. L’aumento della quantità d’acqua nella carta dello 0.5% – 1% di parti in peso riduce di due volte la vita dell’isolamento e, al 2% di parti in peso di ben quattro volte.

La perdita del modulo di Young della cellulosa e, quindi la scomparsa delle forze di compressione iniziali dell’avvolgimento,decidono la resistenza cortocircuitare delle parti attive del trasformatore. Per questo nel caso di isolanti carta-olio con un avanzato stato d’invecchiamento, anche relativamente piccoli cortocircuiti, che si verificano durante la commutazione, possono diventare pericolosi e facilmente deformare o spostare l’avvolgimento. Di conseguenza, in molti casi, questo si traduce in un indebolimento dell’isolamento e un guasto catastrofico del trasformatore

L’eccessivo inumidimento del sistema di isolazione del trasformatore porta al rischio di formazione di bolle di vapore, causate da un locale aumento della temperature nell’isolamento. Nella maggior parte dei casi le bolle di vapore sono causate da cortocircuiti o sovraccarichi del trasformatore. Ad accompagnare l’evaporazione dell’acqua vi è un aumento della pressione all’interno della siviera che può causare danneggiamenti alla struttura del trasformatore oppure, nel migliore dei casi, l’attivazione del relè di protezione dall’esplosione da gas. Nel caso dei trasformatori ad alta tensione un ulteriore rischio è rappresentato dalla maggiore probabilità di cortocircuito diretto causato dalla riduzione della resistenza dielettrica del sistema. Per l’inumidimento dell’isolamento superiore al 3% la temperatura che da inizio alla formazione delle bolle di vapore è talmente bassa che risulta necessario ridurre la temperatura di lavoro del trasformatore e quindi ridurre anche il carico massimo. Però anche questo stato di sovraccarico a breve termine, comporta un rischio elevato di danneggiamento. Per questo il controllo del grado di umidità dell’isolamento carta-olio e il mantenimento sotto la soglia critica (c.ca 2.5%) è u punto cardine per una longeva attività dei trasformatori.

Influenza dell’umidità sulla cinetica dell’invecchiamento della cellulosa.

Dipendenza della temperatura di iniziazione dell’effetto di gorgogliamento dall’umidità

Il processo di accorciamento della catena principale della cellulosa è accompagnato dal rilascio di gruppi terminali e formazioni di composti a basso peso molecolare come l’acqua, ossido di carbonio, idrocarburi, idrogeno e composti da una struttura più complessa, compresi i composti di furano. Un prodotto specifico dell’invecchiamento della cellulosa, sono i composti di furano, e in particolare 2FAL, 2 aldeide furano. Una proprietà caratteristica della generazione dei furani durante l’invecchiamento della cellulosa è il loro accumulo nell’olio senza perdite all’esterno. Per questo la valutazione della quantità di composti di furano nei campioni d’olio elettroisolante permetto di valutare il grado di utilizzo dell”isolamento di cellulosa espresso nella riduzione del grado di polimerizzazione DP.

I trasformatori d’età avanzata generalmente sono ricchi di olio isolante degradato, nel quale i prodotti con i frammenti dell’isolamento di cellulosa invecchiato creano della particelle di sospensione. Questa sospensione, va a formare dei fanghi che peggiora notevolmente la dissipazione del calore abbassando cosi il carico del trasformatore e accelerando significativamente la cinetica del processo di degradazione della cellulosa.

Risultati statistici di molti paesi mostrano che circa il 40% dei danneggiamenti catastrofici dei trasformatori sono causati dal danneggiamento delle boccole degli isolatori. Inoltre si può notare un danneggiamento elevato sulla nuova costruzione, in particolare sull’isolamento RIP. Ricerche si effettuate con la cooperazione della nostra azienda, hanno mostrato che, le cause principali di una forte riduzione dello stato tecnico delle boccole OIP è l’aumento della pressione interna per effetto delle bolle, mentre sulle boccole RIP e RBP un invecchiamento termico del materiale del nucleo. Dall’esperienza di ENERGO-COMPLEX sembra che siano sufficienti due periodi di caldo primavera – estate affinché il grado di invecchiamento termico dell’isolazione delle boccole RIP e RBP diventi critico. Per questo è possibile identificare anzitempo questo problema riducendo il danneggiamento dei trasformatori. Da un’analisi della natura e delle conseguenze di questi processi, sembra che le tradizionali misurazioni tgδ50Hz hanno smesso di essere un indicatore importante della fase iniziale dei difetti è quindi necessario utilizzare metodi più sensibili. Da un’altra parte ci si aspetta anche dei metodi di misurazione tali da consentire una diagnosi delle boccole senza dover scollegare il trasformatore dalla corrente.

Dalla breve descrizione sopraindicata, riguardante i principali problemi risulta necessario utilizzare oltre alle misurazioni standard, sistemi avanzati di diagnostica dei trasformatori, che permettono di identificare i processi di invecchiamento nelle diverse fasi del loro sviluppo. In questo senso ENERGO-COMPLEX offre un set completo di tecnologie diagnostiche che permettono una complessa valutazione dello stato tecnico dei trasformatori, stima del rischio e valutazione dei regimi di lavoro consigliati. Nella maggior parte sono originali, prodotti da ENERGO-COMPLEX e l’università tecnologica della Pomerania Occidentale, i metodi di misurazione integrati che identificano i difetti sulla base di diversi processi fisici. Il loro vantaggio principale è la valutazione più precisa della condizione tecnica del trasformatore mantenendo un tempo ragionevole per eseguire la procedura di diagnostica.

Veduta dell’isolazione del trasformatore degradata
a), b) – depositi sulla parte attiva, c) – cellulosa degradata, d) – avvolgimenti deformati

Stima dell’umidità dell’isolazione sulla base della curva di Oommen.
Variazione dell’umidità nell’olio da 8 a 20 ppm provoca cambiamenti nell’umidità dell’isolazione dal 2.5% al 5,1%.

Valutazione del grado di Umidita’ dell’isolazione dei transformatori

Il processo di umidificazione dell’isolazione del trasformatore a causa dell’assorbimento di umidità dall’ambiente circostante e la degradazione della cellulosa, dura ininterrottamente per diversi anni. Pertanto diventa necessario monitorare sistematicamente la quantità d’acqua immagazzinata dalla cellulosa. Gli elementi dell’isolamento statico presentano circa 95-98% d’acqua contenuta in tutto il sistema di isolazione carta-olio. L’acqua li accumulata praticamente decide il grado di umidificazione dell’olio. Attraverso cambiamenti di temperatura del lavoro del trasformatore vi è un continuo scambio d’acqua tra cellulosa e olio, che influenza ulteriormente la presenza in esso di umidità. L’assenza di un equilibrio termodinamico della concentrazione di umidità tra carta e oli, oltre alla bassa risoluzione del metodo KFT comporta che gli studi condotti sulla quantità d’acqua presente nell’olio per valutare l’umidità dell’isolazione, sono poco efficaci e soggetti a un elevato errore.

La grande incertezza sulla stima dell’umidità dell’isolamento sulla base dell’analisi dell’olio e la misurazione del fattore di perdita dielettrica tgδ a una frequenza di 50Hz rendono necessari metodi più sofisticati per la valutazione della quantità d’acqua accumulata negli elementi stabili dell’isolazione. In questo senso ENERGO-COMPLEX utilizza tre metodi complementari che si basano sull’analisi dei fenomeni di polarizzazione per frequenza (metodo FDS) e per il tempo (metodo RVM) oltre alla valutazione della conducibilità con corrente fissa della carta e cartone impregnati (metodo PDC) che rappresentano i componenti base del sistema isolante.

Metodo FDS (Frequency Dielectric Spectroscopy)

Il fattore della perdita dielettrica tgδ è definito come il rapporto tra la perdita di corrente attiva e la corrente capacitiva lc che fluisce nel dielettrico in seguito all’applicazione di tensione alternata. Per definizione tgδ è una misura della bontà e ideale dielettrico che senza perdite è pari a zero. In caso di peggioramento della qualità dielettrica (invecchiamento termico, assorbimento d’acqua) il valore di questo coefficiente aumenta. Per questo da molti anni la valutazione tgδ è utilizzata nella valutazione dello stato tecnico dei sistemi isolanti, in questi anche quella carta-olio. Di regola questo è valutato per frequenze di misura 50 Hz o 60 Hz. Tanti anni d’esperienza anno però mostrato che il valore di tgδ pari a 50Hz non rappresenta un indicatore molto sensibile dei cambiamenti morfologici dell’isolazione e identifica solamente il profondo processo di invecchiamento o umidizzazione.

La quantità della perdita di potenza (corrente lr), e quindi tgδ, nella realtà dielettrica dipende fortemente dalla frequenza e struttura morfologica. Pertanto misure spettroscopiche del fattore di frequenza e capacità tgδ (FDS) permettono di identificare diversi difetti nell’isolamento, e in questo anche il grado di invecchiamento e saturazione dell’umidità. A causa della possibilità di misurazione dell’umidità nell’isolamento carta-olio più utile è la misurazione della gamma di frequenze basse e ultrabasse, da 1000÷0,0001 Hz. Le misurazioni FDS con grande precisione determinano il contenuto medio d’acqua nell’isolamento dei trasformatori, inoltre aiutano l’identificazione della presenza di precipitati negli avvolgimenti.

Dipendenza della perdita dielettrica tgδ dalla frequenza per il sistema di isolamento carta-olio

Algoritmo del metodo RVM (a) e regole di misurazione secondo il metodo “RVM-PDC”

Caratteristiche della tensione di recupero Vr dell’isolamento carta-olio con diversi gradi di umidità.

La corrente di carica, depolarizzazione e conduttività nell’isolamento del trasformatore

Metodo RVM-PDC

Il dielettrico sottoposto a un campo elettrico stabile si polarizza in accordo con la curva di rilassamento (risposta). Generalmente questo processo di depolarizzazione segue la stessa funzione. La forma della funzione di rilassamento dipende tra l’altro, dalla struttura del dielettrico, i difetti, l’umidità e la temperatura. Se il tempo di depolarizzazione è inferiore a quello della polarizzazione, nel dielettrico si forma un carico residuo indotto, il quale provoca la cosiddetta tensione inversa del valore pari al quoziente di carico e la capacità del sistema. La tensione di recupero dipende anche dal tempo di polarizzazione e depolarizzazione. C’è inoltre un tempo di polarizzazione, corrispondente al tempo di rotazione dei domini dominanti e dipoli, per i quali la tensione inversa è superiore. La determinazione del tempo di rilassamento delle strutture dominanti polarizzate è alla base del metodo RVM (Return Voltage Method) che valuta il grado di invecchiamento e umidità dell’isolamento della macchina e cavi WN, oltre all’isolamento carta-olio. Nel caso dell’isolamento dei trasformatori, questa serve principalmente per determinare il grado di umidità, come la costante di tempo dominante è determinata principalmente tramite processi che avvengono all’estremità della fase tra la pressboard e l’olio, le quali sono in funzione principalmente dal contenuto d’acqua sulla carta e temperatura dal materiale isolante.

L’originale sistema sviluppato da ENERGO-COMPLEX per misurare l’umidità nei trasformatori è conosciuto come misurazione “RVM-PDC”. Si basa sulla determinazione della quantità d’acqua nell’isolamento tramite l’utilizzo di due diversi fenomeni fisici. Il primo è il processo di polarizzazione (RVM), il secondo il processo di conduzione della corrente permanente (PDC). La registrazione di entrambi i processi avviene contemporaneamente durante la misurazione standard RVM. Durante questi due passaggi la determinazione della tensione di recupero allo stesso tempo viene misurata con le caratteristiche del tempo della corrente di carica e depolarizzazione del sistema isolante. Sulla base di ciò si valuta la conduttività della cellulosa presente nel sistema isolante carta-olio. Poiché per l’impregnata pressboard è questa dipendente solo dal grado di umidità e temperatura utilizzando una caratteristica taratura in maniera semplice è possibile valutare la percentuale d’acqua accumulata in esso.

La misurazione “RVM-PDC” permette di limitare gli errori e migliorare significativamente l’accuratezza della stima della quantità di umidità nell’isolamento carta-olio. Questo è molto utile nel caso di misurazioni nei trasformatori caratterizzati dalla mancanza di equilibrio termodinamico dei livelli di umidità nell’olio e nella carta. Questo problema riguarda tra gli altri, misurazioni post produzione, in seguito all’asciugamento delle parti attive, oltre che alle unità con isolamento invecchiato e inumidito.

Identificazione dei depositi nell’isolamento del transformatore

Risultanti dai processi di ossidazione dell’olio e impurità dalla decomposizione della cellulosa, durante un funzionamento a lungo termine del trasformatore, comportano la formazione di una sospensione colloidale nell’olio elettroisolante. Superando una certa concentrazione di impurità, queste precipitano sotto forma di fanghi sugli elementi della parte attiva del trasformatore. Oltre alla reazione chimica e riduzione della resistenza dell’isolamento, soprattutto, provocano un peggioramento del raffreddamento della parte attiva. La riduzione della sezione dei canali dell’olio all’interno delle bobine e la contaminazione dello strato termoisolante provocano un aumento della temperatura degli avvolgimenti. Una tipica immagine del “processo” in questa situazione è il surriscaldamento nella valutazione delle basse temperature DGA, nonostante le relative basse temperature dell’olio mostrate dai termometri. Questo comporta un rapido degrado termico della cellulosa. Il metodo diretto attualmente utilizzato nell’identificazione della presenza di sedimenti si basa principalmente sulla valutazione visiva eseguita durante la revisione interna del trasformatore. Questa procedura necessità di un elevato impegno di forze e mezzi logistico – tecnici, soprattutto per le unità dalle grandi potenze e, disconnessione a lungo termine del trasformatore dall’alimentazione elettrica. Un altro metodo molto noto, indiretto, è l’analisi a lungo termine delle variazioni fisico-chimiche delle proprietà dell’olio.

ENERGO-COMPLEX utilizza moderne metodologie nell’identificazione dei sedimenti nella parte isolante fissa del trasformatore. Queste sono il risultato di studi sui processi elettrici e chimici che accompagnano la formazione dei sedimenti. La formazione di fanghi sulla superficie dell’isolamento modifica radicalmente la morfologia all’estremità della fase “olio – pressboard”. Questi cambiamenti influenzano l’isolamento dielettrico e possono essere osservati con l’aiuto delle misurazioni RVM. D’altra parte, di regola non influenzano la conducibilità CC della pressboard. L’analisi dei risultati delle misurazioni RVM e la conduttività CC della cellulosa presente nell’isolamento del trasformatore con l’aiuto della misurazione “RVM-PDC”, dopo aver tenuto conto delle proprietà chimico-fisiche dell’olio, permette l’identificazione della presenza di sedimenti senza la necessità di revisione interna del trasformatore. Il vantaggio usato da ENERGO-COMPLEX sta nel modo di identificazione dei sedimenti, con grande sensibilità e efficienza oltre alla semplicità nella realizzazione. D’altra parte la consapevolezza della presenza di sedimenti nell’isolamento è utile nel pianificare ristrutturazioni e modernizzazioni dei trasformatori in seguito a un lungo periodo di funzionamento. Questa consente anche di valutare con grande precisione lo stato tecnico con un significativo risparmio di soldi.

Idetificazione della tensione meccanica dell’avvolgimento

L’individuazione tempestiva delle deformazioni dell’avvolgimento possono prevenire importanti danneggiamenti. E’ anche utile nella razionale progettazione delle riparazioni delle unità, permettendo l’ottimizzazione dei costi della manutenzione. Utilizzata per molti anni, la misurazione reattanza di dispersione attraverso la frequenza di rete, non da la possibilità di rilevare spostamenti locali degli avvolgimenti, a causa della ridotta sensibilità del metodo. Questa possibilità è data anche dal metodo basato sulla funzione di trasferimento dell’avvolgimento su una vasta gamma di frequenze (metodo SFRA). Considerando l’avvolgimento del trasformatore come una rete di elementi RLC, è chiaro che, ognuno degli avvolgimenti ha una caratteristica frequenza di risposta. Questa rappresenta un identificativo unico (“impronta digitale”) dell’avvolgimento, determinata dalla sua geometria di costruzione e disposizione. Qualunque passaggio o deformazione dell’avvolgimento, influenzano la capacità di induttanza di dispersione che cambiano in parte le risposte. Applicato in pratica il metodo per determinare funzione di trasferimento, si basa sulla tensione di registrazione nell’estremità dell’avvolgimento, che è una risposta applicata alla parte iniziale degli avvolgimenti di segnali di tensione sinusoidali dalle differenti frequenze. Questo tipo di misurazioni è chiamato “misurazione in SFRA”. Utilizzato per valutazioni dello stato degli avvolgimenti che permette di individuare la presenza di assiali e radiali deflessioni dell’avvolgimento. Tuttavia non è possibile identificare la perdita di avvolgimenti o la caduta di cunei e distanziali se non causano questi variazioni nella geometria degli avvolgimenti.

ENERGO-COMPLEX per valutare la distorsione e l’allentamento degli avvolgimenti oltre alla misurazione SFRA utilizza anche misurazioni vibro acustiche VM in forma di complesso “FRA-VM”. I test simultanei VM permettono di ottenere un miglioramento nell’identificazione dei difetti e valutazione dello stato meccanico delle parti attive del trasformatore. Questo riguarda i casi in cui le deformazioni degli avvolgimenti sono minime o il nucleo/avvolgimento sono allentati. Questi errori possono essere identificati sulla base delle vibrazioni della siviera. Gli avanzati metodi usati nell’analisi della siviera permettono la valutazione della condizione tecnica dei nuclei e avvolgimenti.

Avvolgimenti del trasformatore deformati

Relazione tra il tempo di sviluppo dei difetti e il periodo di misurazione

Termogramma delle boccole e la distribuzione dei calcoli delle temperature secondo l’asse del nucleo

Caratteristiche della frequenza tgδ delle nuove e vecchie boccole RBP

Caratteristiche della frequenza tgδ della nuova boccola OIP e con la presenza dei prodotti del funzionamento SP

Diagnostica delle boccole degli isolatori

Nell’invecchiamento della popolazione di trasformatori i processi di degradazione dell’isolazione avvengono non solo nella parte attiva del trasformatore, ma anche nell’isolamento delle boccole WN e il loro danneggiamento può portare alla totale distruzione del trasformatore. Per evitare questo, la diagnostica delle boccole è obbligatoria per molti utilizzatori di trasformatori. Attualmente viene utilizzata una diagnosi basata sulla misurazione tgδ e portata della frequenza di rete (50Hz) che non è sufficiente. Questa misurazione, effettuata sotto tensione minore rispetto alla tensione di esercizio e la temperatura del nucleo della boccola diversa dalla temperatura di esercizio, non è sufficientemente sensibile per identificare lo stato iniziale di degradazione del sistema isolante. D’altra parte l’esperienza mostra che sono sufficienti due periodi caldi di primavera – estate per far si che la fase iniziale dell’invecchiamento si tramuti in fase avanzata e critica per il funzionamento dell’isolamento RIP o RBP.

Una più sofisticata valutazione dell’isolamento è l’analisi dei processi di polarizzazione misurati nel dominio di frequenza (FDS). Permettono di identificare i difetti nell’isolamento come:

  • ecessiva umidità (boccole OIP)
  • presenza di gas nell’isolazione (boccole OIP)
  • presenza di prodotti della decomposizione termica e attività interna (boccole OIP, RIP, RBP)
  • progressivo processo di distruzione termica (boccole RIP, RBP)

La diagnostica basata su misurazioni dinamiche del coefficiente di perdita dielettrica, capacità e coefficiente di assorbimento, aprono nuove prospettive nella precoce allerta dello sviluppo dei difetti e, il suo utilizzo riduce significativamente i danneggiamenti delle boccole dei trasformatori.

Invecchiamento termico dell’isolazione della boccola RIP