Identificazione dei punti caldi con il dispositivo di monitoraggio DGA online OPT100

Il Vaisala OPT100 è stato installato presso CTM Salto Grande, al confine tra Argentina e Uruguay, per valutare i problemi di gassificazione su un trasformatore da 50/50/100 MVA. L'obiettivo è studiarlo in diverse condizioni operative per un anno, al fine di determinare se esista una correlazione tra i livelli di gas e le condizioni operative, come il carico e la temperatura superiore dell'olio.  

Contesto del problema
Nel 2002, CTM Salto Grande ha installato un trasformatore GSU monofase sigillato OFAF da 100 MVA e, dalla sua messa in servizio, ha riscontrato problemi di sospetto surriscaldamento. L'etano e, in misura minore, il metano, erano comparsi e stavano aumentando. I problemi termici rappresentano un problema specifico per questo trasformatore, poiché il suo olio contiene DBDS, che ad alte temperature può portare alla formazione di zolfo corrosivo. Non è stata rilevata quasi nessuna traccia di idrogeno, fatta eccezione per i picchi dopo l'aggiunta del passivatore metallico Irgamet39 all'olio, che si è ipotizzato fossero causati da gas dispersi dovuti all'Irgamet39. Anche l'azoto, ma non l'ossigeno, era presente nella stessa quantità dell'aria ambiente.

Panoramica del progetto
Nel giugno 2017 è stato installato il Vaisala DGA OPT100 multigas per misurare in tempo reale i principali gas di guasto. Il monitor è stato collegato al trasformatore mentre era sotto tensione, poiché le condizioni operative della centrale idroelettrica non consentivano arresti. Grazie al design unico dell'OPT100 questo non ha rappresentato un problema e l'installazione è stata completata in mezza giornata. Le informazioni sono state raccolte dall'OPT100 tramite il suo software integrato basato su browser e un modem cellulare.

Per un anno il Transformer Maintenance Team ha analizzato i dati DGA e li ha confrontati con le condizioni operative del trasformatore per verificare se vi fosse una correlazione tra i due. Durante questo processo, ogni due o tre settimane, CTM Salto Grande prelevava campioni di olio da analizzare nel proprio laboratorio a scopo di confronto.

Il trasformatore è stato degassato nell'ottobre 2017. Durante questo processo, l'OPT100 ha continuato a effettuare misurazioni. Contemporaneamente venivano prelevati campioni di laboratorio ogni due ore. Un confronto tra i due set di risultati può essere visto nella Figura 3 (pdf). 

Risultati: carico vs. gas
La figura 4 mostra il carico del trasformatore e le concentrazioni di CO₂ nell'olio, misurate dal monitor online OPT100 e dai riferimenti di laboratorio, dimostrando un chiaro aumento di CO₂ durante i periodi di carico elevato. Quando il carico era più basso o variabile, la CO₂ rimaneva stabile o addirittura diminuiva. Ciò potrebbe indicare che durante lunghi periodi di carico elevato, all'interno del trasformatore si verifica una zona più calda, che provoca la formazione di CO₂ dalla carta o dall'olio.

La diminuzione di CO₂ durante carichi e temperature inferiori potrebbe essere dovuta allo scambio di CO₂ tra carta e olio al variare della temperatura. Ciò non è chiaro solo dai dati di carico, ma diventa più chiaro se includiamo il punto caldo stimato: T_{Hot Spot} ≈ T_{Top Oil} + H * gR * ipu^2, dove gR è la differenza di temperatura media tra avvolgimento e olio misurata in fabbrica durante FAT, e H = 2 è il fattore del punto caldo stimato.

Sono stati sperimentati diversi modelli matematici utilizzando la temperatura stimata del punto caldo: uno lineare e un altro con una soglia affinché il punto caldo agisca sulla concentrazione di CO₂, stimata intorno ai +70°C. Sono necessari ulteriori lavori per perfezionare i modelli. Tuttavia, non si tratta di una correlazione semplice, poiché è possibile che nel tempo si verifichi un ampio scambio di CO₂ che non è visibile nei dati che coprono solo pochi giorni.

Un'altra possibile ragione della diminuzione di CO₂ potrebbe essere la fuoriuscita di gas dal serbatoio a causa dell'elevato gradiente di pressione parziale tra l'aria ambiente e l'olio, nonostante si tratti di un trasformatore sigillato. Tuttavia, il fatto che i livelli di azoto aumentino relativamente rapidamente dopo la degassificazione indica che il trasformatore non è completamente a tenuta di gas.

Gli altri gas di faglia, eccetto probabilmente C₂H₆, non hanno mostrato alcuna chiara correlazione con il carico durante il periodo di prova. L'aumento dei livelli di gas subito dopo la degassificazione è dovuto molto probabilmente ai gas presenti in parti del petrolio che non erano disponibili per la degassificazione, come il petrolio impregnato nella carta e il petrolio incastrato in spazi ristretti. Quando questo olio si è diffuso nuovamente nell'olio trattato, i livelli di gas sono aumentati.

Confronto tra l'OPT100 e i test di laboratorio
Oltre al tempo di risposta, le letture del monitor sono state confrontate con i risultati DGA di laboratorio per l'intero periodo. Per semplicità, nella Figura 8 è mostrato solo il metano. La linea blu rappresenta i dati di misurazione del monitor, mentre l'area grigia rappresenta le specifiche di accuratezza del monitor. I riferimenti di laboratorio sono indicati da punti blu.

Quando si valuta un monitor online confrontandolo con i riferimenti di laboratorio, è necessario tenere in considerazione la qualità dei campioni e l'incertezza delle procedure di laboratorio. Inoltre, è importante ricordare che ogni metodo di analisi, sia esso di laboratorio o di monitoraggio online, ha le sue incertezze. Questi aspetti dovrebbero essere presi in considerazione quando si confrontano i risultati e si traggono conclusioni sulle prestazioni del monitor.

In questo caso, poiché l'incertezza del laboratorio non era nota, è stato utilizzato +/- 15%, sulla base degli esempi di accuratezza media del laboratorio pubblicati in IEC 60567 [3]. Pertanto, per confrontare un laboratorio con un DGA online, è più opportuno comparare le tendenze piuttosto che le misurazioni effettive. Se le tendenze sono simili e le aree con incertezze si sovrappongono, si può concludere che i due metodi diversi sono ampiamente concordanti.

Nel complesso, CTM Salto Grande è stata molto soddisfatta della correlazione delle letture e sta aggiungendo ulteriori monitor DGA online al proprio parco per monitorare il funzionamento dei trasformatori. Il campionamento e i test di laboratorio continueranno per alcuni aspetti, come i furani e la rigidità dielettrica, ma il responsabile della manutenzione della sottostazione concorda sul fatto che "l'aggiunta di DGA online e umidità ci ha fornito uno strumento fondamentale per implementare un programma di manutenzione predittiva presso CTM Salto Grande".

Tracce di acqua in olio
L'umidità nell'olio del trasformatore varia in base alle fluttuazioni di temperatura dovute al carico, alla temperatura ambiente o ad entrambi. Questo effetto è stato osservato in questo studio, come mostrato nella Figura 9. La temperatura superiore dell'olio e l'umidità nell'olio (ppm) sono mostrate per un periodo di un anno. Mostra come l'umidità viene rilasciata dalla superficie della carta isolante nell'olio quando la temperatura aumenta e poi riassorbita nella carta quando la temperatura diminuisce.

Tuttavia, il desorbimento dell'acqua è un processo più rapido dell'assorbimento e quindi si nota una chiara isteresi quando l'umidità in ppm viene rappresentata graficamente in base alla temperatura superiore dell'olio. Ciò significa che un trasformatore con carico variabile non è mai in equilibrio.

Questo fenomeno rende difficile stabilire il momento giusto per prelevare un campione di olio per analizzarlo in laboratorio. Alla stessa temperatura, il contenuto di acqua nell'olio può variare in modo significativo a causa dell'effetto dell'isteresi, indipendentemente dal fatto che la temperatura del trasformatore sia in aumento o in diminuzione al momento del campionamento.

Si tratta di un fattore molto importante da considerare quando si preleva un campione di olio per determinare l'umidità nell'isolamento solido di un trasformatore sottoposto a carico variabile e temperatura fluttuante. Questo è anche uno dei motivi principali per cui la misurazione dell'umidità online è molto più efficace nel determinare le tendenze dell'umidità a lungo termine nell'olio/carta. Ma indica anche che quando si campiona l'olio, per poter trarre conclusioni sull'umidità presente in un trasformatore, è fondamentale registrare sempre anche la temperatura dell'olio.

Conclusioni
I risultati dello studio hanno mostrato una chiara correlazione tra il carico del trasformatore e la CO₂. Gli autori non sono ancora certi se la diminuzione di CO₂ durante il periodo di carico inferiore sia dovuta allo scambio di CO₂ tra olio e carta o alla fuoriuscita di CO₂ dal trasformatore. Sono necessarie ulteriori analisi per identificare meglio la posizione dei punti caldi. Grazie all'OPT100, CTM Salto Grande ha potuto identificare meglio la causa del problema nel trasformatore e quali tipi di azioni correttive dovevano essere intraprese per risolverlo. Sono già stati avviati ulteriori test e, con l'OPT100 installato online, i gas (e il rischio che il punto caldo si trasformi in un guasto più grave) vengono ora monitorati e controllati meglio.

Nota
Interpellato sul feedback dell'OPT100, Eduardo Briosso, Asset Maintenance Manager presso CTM, ha scritto che "a oltre due anni dall'installazione non abbiamo riscontrato alcun problema con l'apparecchiatura: non è mai stato necessario alcun intervento da parte dell'utente e non sono mai stati necessari materiali di consumo".

Scarica il caso in formato PDF qui sotto per vedere le Figure 1-10.

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