Come si rileva l'invecchiamento in un trasformatore immerso in olio?

Trasformatori immersi in olio sono risorse essenziali e durature all'interno dei sistemi di energia elettrica. Tuttavia, come tutte le apparecchiature, subiscono processi di invecchiamento che possono in ultima analisi compromettere l'affidabilità e la sicurezza. Il rilevamento proattivo dell’invecchiamento è essenziale per una manutenzione informata, una pianificazione dell’estensione della vita e la prevenzione di guasti catastrofici.
Perché rilevare l'invecchiamento?
I principali materiali isolanti all'interno di un trasformatore immerso in olio sono l'olio isolante e l'isolamento solido a base di cellulosa (carta, cartone pressato). L'invecchiamento degrada questi materiali, riducendone la rigidità dielettrica e l'integrità meccanica. Un degrado incontrollato può portare a una ridotta capacità di carico, scariche parziali e, infine, a guasti dielettrici.

Metodi di rilevamento delle chiavi:

Analisi dell'olio isolante (fluido diagnostico primario):

Analisi dei gas disciolti (DGA): è il fondamento del monitoraggio delle condizioni del trasformatore. Quando i materiali isolanti si degradano termicamente ed elettricamente, generano gas caratteristici disciolti nell'olio. I gas chiave includono:

Idrogeno (H?): Indicatore generale di scarica parziale o guasti termici.

Metano (CH?), Etano (C?H?), Etilene (C?H?): Indica principalmente la degradazione termica dell'olio (rispettivamente bassa, media, alta temperatura).

Acetilene (C?H?): Forte indicatore di archi o guasti termici ad altissima temperatura (> 700°C).

Monossido di carbonio (CO) e anidride carbonica (CO?): indicatori primari della degradazione dell'isolamento in cellulosa (carta), in particolare invecchiamento termico e surriscaldamento. Aumento della CO/CO? i livelli sono indicatori significativi dell’invecchiamento.

Analisi dei composti furanici: la degradazione dell'isolamento in cellulosa produce composti chimici specifici chiamati furani (ad esempio, 2-furfuraldeide). La misurazione della concentrazione di furano nell'olio fornisce una valutazione quantitativa diretta del grado di perdita di polimerizzazione (DP) nella carta, che è direttamente correlato alla sua resistenza meccanica e dielettrica residua.

Acidità (numero di neutralizzazione): l'invecchiamento sia dell'olio che della cellulosa produce sottoprodotti acidi. Un numero di acidità crescente accelera la degradazione sia dell'olio che della carta, formando un ciclo di feedback. Monitorare l'acidità è fondamentale.

Contenuto di umidità: l'acqua è un potente acceleratore dell'invecchiamento della cellulosa e riduce la rigidità dielettrica. È fondamentale monitorare i livelli di umidità nell'olio (e stimare i livelli nell'isolamento solido). La carta invecchiata rilascia anche acqua legata.

Resistenza dielettrica / tensione di rottura: misura la capacità dell'olio di resistere allo stress elettrico. La contaminazione e i sottoprodotti dell'invecchiamento possono abbassare questo valore.

Tensione interfacciale (IFT): misura la presenza di contaminanti polari e sottoprodotti solubili dell'invecchiamento nell'olio. Un IFT decrescente indica contaminazione e/o degradazione avanzata dell'olio.

Prove elettriche:

Fattore di potenza / Fattore di dissipazione (Tan Delta): misura le perdite dielettriche nel sistema di isolamento (olio e solido). Un fattore di potenza crescente indica un deterioramento della qualità dell'isolamento dovuto all'umidità, alla contaminazione o all'invecchiamento dei sottoprodotti che aumentano la conduttività.

Resistenza all'avvolgimento: sebbene serva principalmente a rilevare problemi di contatto, a volte cambiamenti significativi nel tempo possono essere correlati al degrado.

Analisi della risposta in frequenza (FRA): rileva principalmente la deformazione meccanica (spostamenti, allentamenti) all'interno della struttura dell'avvolgimento. Sebbene non sia una misura diretta dell’invecchiamento chimico, l’invecchiamento grave può avere un impatto sull’integrità meccanica, potenzialmente rilevabile dalla FRA.

Misurazione della corrente di polarizzazione/depolarizzazione (PDC)/tensione di recupero (RVM): queste tecniche avanzate di risposta dielettrica forniscono informazioni dettagliate sul contenuto di umidità e sullo stato di invecchiamento dell'isolamento in cellulosa, integrando l'analisi del furano.

Registri di ispezione fisica e manutenzione:

Ispezione visiva (interna quando possibile): durante le ispezioni interne (ad esempio, dopo la lavorazione dell'olio o per la riparazione), l'esame diretto del nucleo, degli avvolgimenti e degli elementi strutturali può rivelare segni fisici di invecchiamento come carta fragile, depositi di fanghi, corrosione o tracciamento del carbonio.

Ispezione dell'olio: controlli visivi dell'olio per verificarne la limpidezza, il colore (l'oscuramento può indicare l'invecchiamento) e la presenza di sedimenti o fanghi.

Cronologia dei carichi: l'analisi dei profili di carico storici, in particolare dei periodi di sovraccarico, fornisce un contesto per lo stress termico sperimentato dall'isolamento.

Registrazioni della temperatura operativa: temperature operative elevate e sostenute accelerano significativamente il tasso di invecchiamento della cellulosa.

Un approccio integrato è essenziale:

Nessun singolo test fornisce un quadro completo dello stato di invecchiamento di un trasformatore immerso in olio. Un rilevamento efficace si basa su una strategia di monitoraggio basata sulle condizioni:

Baseline: stabilire i valori iniziali attraverso test completi dopo la messa in servizio o l'assistenza principale.

Tendenze: eseguire test regolari (in particolare DGA, furani, umidità, acidità, fattore di potenza) e analizzare i risultati nel tempo. Deviazioni significative rispetto alle tendenze di base o consolidate sono indicatori critici dell’invecchiamento.

Correlazione: risultati di riferimenti incrociati da diversi test. Ad esempio, aumento della CO/CO? e l'aumento dei furani conferma fortemente la degradazione della cellulosa. L'elevata umidità combinata con l'elevata acidità accelera l'invecchiamento.

Analisi di esperti: l'interpretazione di set di dati complessi, in particolare modelli DGA e risultati combinati, richiede competenze. Gli standard di settore (IEC, IEEE, CIGRE) forniscono linee guida, ma il contesto è fondamentale.

Il rilevamento dell'invecchiamento nei trasformatori immersi in olio è un processo dalle molteplici sfaccettature incentrato su analisi regolari e sofisticate dell'olio (DGA, furani, umidità, acidità) supportate da diagnosi elettriche chiave (fattore di potenza, risposta dielettrica) e dati contestuali (carico, temperatura, ispezioni). Implementando e orientando sistematicamente questi metodi, gli operatori possono valutare con precisione le condizioni dei propri asset, prendere decisioni informate in merito alla manutenzione (come il ricondizionamento o l'essiccazione dell'olio), gestire i rischi e ottimizzare la vita utile residua di questi componenti vitali della rete elettrica. Un monitoraggio vigile è la chiave per garantire la continua affidabilità e sicurezza dei vecchi trasformatori immersi in olio.