In una macchina rotante è l’isolamento a cedere, ed è per questo che la maggior parte di questo materiale riguarda le scariche parziali. Il video riassume sei webinar tecnici su motori e generatori, sul condotto sbarre che li collega al trasformatore e sugli effetti dei cicli di funzionamento delle rinnovabili sui trasformatori di centrale.
Punti chiave
- Le sonde RTD già presenti nell’avvolgimento di statore possono rilevare anche le scariche parziali, e il confronto delle loro letture localizza il difetto.
- Sul condotto sbarre, un sensore di corrente sul percorso verso terra lavora a potenziale di terra e indica da quale lato del giunto proviene la scarica.
- In un caso reale, la scarica era in crescita da almeno due mesi prima del primo scatto per temperatura.
- Nell’accumulo a batterie e nell’eolico il trasformatore non vede più un carico stabile ma un ciclo di funzionamento, e ogni fase del ciclo sollecita qualcosa di diverso.
- L’umidità migra tra carta e olio in funzione della temperatura: lo stesso trasformatore segna 10 ppm a freddo e oltre 100 a caldo.
Scariche parziali: una corrente minima in una finestra stretta
Una scarica in una cavità provoca un piccolo calo di tensione ai capi del campione, e la carica che lo ripristina è un impulso di corrente ad alta frequenza. È questo impulso ciò che lo strumento misura realmente. La letteratura pubblicata colloca la rilevazione migliore tra 30 kHz e 30 MHz; oltre i 30 MHz resta disponibile solo una piccola frazione del segnale. La banda conta più della sensibilità: ascoltando nella finestra sbagliata non si trova nulla, per quanto buono sia lo strumento.
I sensori sono già nell’avvolgimento
L’idea che attraversa tre di queste sessioni è che le sonde RTD di statore, i rilevatori di temperatura annegati nell’avvolgimento, fungano anche da sensori di scariche parziali. Sono più sensibili di un condensatore di accoppiamento, perché l’elemento copre un tratto di avvolgimento, mentre un condensatore di accoppiamento esegue una misura puntuale. Il metodo non interviene sul cablaggio delle sonde RTD, quindi la misura di temperatura non ne risente, e di norma ci sono da due a sei sonde RTD per fase, a seconda della taglia della macchina. Le regole di riconoscimento dei pattern sviluppate per i condensatori di accoppiamento restano valide; cambia solo la sensibilità.
La lettura più alta è la più vicina al difetto
Questo offre qualcosa che le prove convenzionali faticano a dare: la localizzazione. Si misura su ogni sonda RTD intorno allo statore, si confrontano le ampiezze cava per cava, si localizza il difetto vicino a quella con la lettura più alta, si segue l’andamento di quella cava nel tempo e si interviene prima della fermata, non durante. L’alternativa convenzionale è una sonda per effetto corona, che richiede l’apertura della macchina e raggiunge solo la zona fisicamente accessibile.
Il condotto sbarre: non si muove nulla, perché sorvegliarlo?
È un sistema inerte senza parti in movimento, ed è questa l’obiezione abituale. Ma i giunti imbullonati subiscono cicli termici ogni giorno in cui l’impianto funziona. Le connessioni allentate derivano dai cicli termici e da coppie di serraggio errate; i giunti ad alta resistenza da film superficiali, ossidi o perdita della placcatura; i collegamenti flessibili sono la sede abituale; le crepe nei giunti di dilatazione lasciano entrare umidità. E circa tre quarti dei guasti in queste apparecchiature sono legati all’isolamento.
Il sensore utilizzato è elegante. Un sensore di corrente sul percorso verso terra acquisisce gli impulsi ad alta frequenza sulla superficie metallica dell’involucro. Lavora a potenziale di terra, quindi la sua installazione non comporta rischi di alta tensione, non è invasivo (nessuna modifica al condotto stesso), e la polarità dell’impulso distingue il lato macchina dal lato condotto. Si combina con la misura a capsula di temperatura, umidità e pressione.
Un caso: due mesi di preavviso nella scarica
Un sezionatore era monitorato sia per le scariche parziali sia per la temperatura. Sono stati avviati due scatti quando la temperatura ha superato il valore di soglia, ma il forte aumento delle scariche era iniziato almeno due mesi prima. Il guasto si è verificato negli spigoli, a causa dell’effetto pelle. La temperatura lo ha confermato; la scarica lo aveva previsto.
Il trasformatore elevatore: quello che non si sostituisce in una settimana
Il trasformatore elevatore di gruppo viene trattato diversamente da un trasformatore di rete perché non si può sostituire in fretta e non si ferma mai. L’olio è a contatto con ogni componente della parte attiva, quindi il gas fornisce informazioni su tutta la macchina, e un aumento improvviso dei gas disciolti è il miglior indicatore di un guasto incipiente. Per circa il 90 % del tempo la macchina si comporta in modo del tutto normale; il restante 10 % è la ragione per cui esiste il monitoraggio, e una sorveglianza ravvicinata può mantenerla in servizio fino a una fermata programmata. Per contenere i costi, le sessioni raccomandano un monitor a uno o due gas su tutta la flotta piuttosto che un analizzatore completo su una sola macchina.
Cicli di funzionamento delle rinnovabili: ogni sollecitazione attacca qualcosa di diverso
Un trasformatore in un impianto di accumulo a batterie o eolico non ha più un profilo di carico stabile. Ha un ciclo di funzionamento:
| Sollecitazione | Cosa attacca |
|---|---|
| Cicli termici | invecchiamento dell’isolamento |
| Armoniche | riscaldamento per correnti parassite, sovratemperatura aggiuntiva |
| Migrazione dell’umidità | riduzione della rigidità dielettrica |
| Guasti passanti | spostamento meccanico degli avvolgimenti |
| Rampe rapide | fatica termica |
| dV/dt elevato | sollecitazione dell’isolamento |
I trasformatori convenzionali sono stati progettati per carichi relativamente stabili; questi cicli di funzionamento sono sostanzialmente diversi.
Perché il campione inganna: 10 ppm a freddo, 137 a caldo
Quasi tutta l’acqua si trova nell’isolamento solido, non nell’olio, e il riscaldamento la spinge fuori dalla carta e nell’olio. Una macchina da 50 MVA può segnare 10 ppm a 20 °C e 137 ppm a 80 °C: l’acqua non è cambiata, è cambiata solo la temperatura. Per questo gli operatori vedono picchi di ppm sotto carico dopo un campione a freddo “sicuro”. La saturazione relativa misurata online tiene conto automaticamente della temperatura; un valore in ppm di laboratorio no.
Cosa va storto nella pratica
- Trattare un trasformatore per servizio rinnovabile come uno convenzionale.
- Affidarsi solo agli indicatori di temperatura dell’olio e dell’avvolgimento, con scarsa visibilità del punto caldo.
- Ignorare le armoniche: surriscaldamento nascosto e invecchiamento accelerato.
- Soglie di allarme statiche: allarmi intempestivi o eventi non rilevati.
- Nessun dato di riferimento alla messa in servizio, e quindi nessun andamento a lungo termine possibile.
Su cosa concordano le sei sessioni
- Nelle macchine rotanti è l’isolamento a cedere, quindi la misura da fare sono le scariche.
- Bisogna ascoltare nella giusta finestra di frequenza, altrimenti lo strumento non trova nulla.
- Spesso i sensori sono già installati: usate le sonde RTD di statore.
- Il condotto sbarre non è inerte: i giunti imbullonati subiscono cicli ogni giorno.
- I cicli di funzionamento delle rinnovabili sono un problema diverso, non un problema minore.
Apparecchiature correlate
Il monitor per macchine rotanti Dynamic Ratings RMM e il PD Profiler monitorano le scariche parziali in servizio; il resto della gamma si trova in rilevazione delle scariche parziali. Per i trasformatori elevatori, consultate il monitor per trasformatori E3 e il sensore di idrogeno GRIDSCAN5000. Per parlare del vostro impianto, contattate i nostri ingegneri.