Soluzioni sostenibili per la gestione del ciclo di vita
(LCM) di trasformatori elettrici con oli isolanti

Acqua nel trasformatore (carta e olio)

Definizioni

 

 

Carta, carta kraft, carta isolante, cartoni/cartogeni

paper – carte (dall’Electropedia IEC)

cellulosic paper of certain types, frequently characterized by their relatively high rigidity
Note – In general the term paper is used for cellulosic papers if not otherwise specified. [fonte]

Kraft paper – carta kraft (da Wikipedia)

Electrical insulation paper (da Wikipedia)

(paper) board – cartoni, cartogeni (dall’Electropedia IEC)
generic term applied to certain types of cellulosic paper frequently characterized by their relatively high rigidity
Note – For some purposes, materials of grammage (mass in grammes per square meter surface area) less than 225 g/m2 are considered to be paper, and materials of grammage of 225 g/m2 or above are considered to be board. [fonte]

 

Nomex, TUP (thermal upgraded paper)

Nomex (dall’Electropedia IEC)

TUP (dalla IEC 62874:2015)
thermally upgraded kraft paper

 

Degree of polymerization (of a polymer) (dall'Electropedia IEC)

the average value of the number of monomeric units in the molecules of a polymer
Note – Different average values (number, mass, or viscometric average) can be determined for the same material. [fonte]

 

Degradation - degrado (of performance) (dall'Electropedia IEC)

an undesired departure in the operational performance of any device, equipment or system from its intended performance
Note – The term “degradation” can apply to temporary or permanent failure. IEV ref. 161-01-19 [fonte]

 

Power transformer - trasformatore di potenza (dall'Electropedia IEC)

a static piece of apparatus with two or more windings which, by electromagnetic induction, transforms a system of alternating voltage and current into another system of voltage and current usually of different values and at the same frequency for the purpose of transmitting electrical power – IEV ref 421-01-01 [fonte]

 

Mineral insulating oil - olio minerale, natural esters - estere naturale, Synthetic organic ester - estere sintetico

Mineral insulating oil

insulating liquid derived from petroleum crudes
Note – Petroleum crude is a complex mixture of hydrocarbons with small amounts of other natural chemical substances.
IEV ref. 212-17-02 [fonte]

Natural esters (dalla IEC 62770)
vegetable oils obtained from seeds and oils obtained from other suitable biological materials and comprised of triglycerides
IEC 62770, ed. 1.0 (2013-11)

Synthetic organic ester (dall’Electropedia IEC)
insulating liquid produced from acids and alcohols by chemical reaction
Note – These esters include mono-, di- and polyol-esters.
IEV ref. 212-17-08 [fonte]

Power transformer

Power transformer (dall’Electropedia IEC)

a static piece of apparatus with two or more windings which, by electromagnetic induction, transforms a system of alternating voltage and current into another system of voltage and current usually of different values and at the same frequency for the purpose of transmitting electrical power
IEV ref 421-01-01 [fonte]

 

Reclaim - rigenerazione, reconditioning - trattamento fisico

Reclaiming (dal Glossario IEC)
elimination of soluble and insoluble contaminants from an insulating liquid or gas by chemical adsorption means, in addition to mechanical means, in order to restore properties as close as possible to the original values or to the levels proposed in this standard
Published in: IEC 60480, ed. 2.0 (2004-10) – Reference number: 3.3.5 – Source: IEV 212-09-05 (modified) [fonte]

Reconditioning (dal Glossario IEC)
process that eliminates or reduces gases, water and solid particles and contaminants by physical processing only
Published in: IEC 60422, ed. 4.0 (2013-01) – Reference number: 3.5 [fonte]

Depolarization (dal Glossario IEC)
process of removing electrical polarization from an electrical insulating material until the depolarization current is negligible
NOTE Depolarization is generally recommended before measuring the resistive properties of an electrical insulating material.
Published in: IEC 62631-1, ed. 1.0 (2011-04) – Reference number: 3.12 [fonte]

 

 

Introduzione

 

Isolamento elettrico

[ALT img: Acqua nel trasformatore (carta e olio) | migrazione acqua temperatura]

Se la temperatura scende l’acqua passa dall’olio alle carte e viceversa se la temperatura sale

Nei trasformatori elettrici l’isolamento è garantito principalmente dal sistema olio e carta.
La costruzione dei trasformatori prevede delle pratiche operative tali da garantire una concentrazione di acqua nella carta tipicamente minore di 0,5%-1% in massa, in relazione ai requisiti contrattuali definiti tra costruttore ed acquirente (rif. 5.4.3 IEC 60422). Il limite di acqua in olio dipende dalla categoria del trasformatore, per trasformatori nuovi (> 170 KV) prima dell’energizzazione la concentrazione massima ammessa di acqua in olio è 10 mg/Kg (rif. tab 3 IEC 60422).

Dopo la iniziale essiccazione del trasformatore nuovo, la concentrazione di acqua incrementa in relazione al tipo di trasformatore, della condizioni ambientali, delle condizioni operative e dei processi di degrado dell’olio e della carta. L’incremento dell’acqua nel trasformatore ha cause esterne (es.: ingresso dall’atmosfera) e cause interne, dovute a complessi meccanismi di degrado del sistema olio-carte. Fra queste ultimi vi sono i processi di degrado chimico-fisico della carta noti come “processi di idrolisi”. Durante il ciclo di vita del trasformatore c’è una condizione di continua modificazione dell’equilibrio tra l’acqua assorbita nella carta e quella disciolta nell’olio.

La migrazione dell’acqua fra carte e olio dipende principalmente dalla temperatura e dal “profilo operativo” del trasformatore.

 

Relazione con la temperatura

La migrazione dell’acqua fra carte e olio dipende principalmente dalla temperatura e dal “profilo operativo” del trasformatore. Più aumenta la temperatura più assistiamo ad una migrazione dell’acqua dalle carte all’olio, più scende la temperatura più l’acqua passa dall’olio alle carte.

[ALT img: Acqua nel trasformatore (carta/olio) ]
Tratta dalla presentazione “World of moisture & Moisture Management” di V. Sokolov presentata alla conferenza My Transfo 2004, Torino 20/10/2004

Il profilo termico del trasformatore non è omogeneo in tutte le sue parti interne; in particolare cambia in funzione del singolo avvolgimento, nelle parti alte medie e basse, dai condotti di circolazione e raffreddamento e dalla geometria del sistema di refrigerazione e dai depositi di sludge che possono modificarsi nel tempo. Un importante studio di queste condizioni è riportata nel documento CIGRE WG 230 del 2007 dal titolo “Moisture equilibrium and moisture migration within transformer insulation systems”, il cui convenor fu il dott. Victor Sokolov (deceduto nel 2008) uno dei massimi esperti della materia.

L’acqua nel trasformatore induce una progressiva riduzione delle proprietà isolanti (tensione di scarica, fattore di dissipazione) del sistema carta-olio con generazione di difetti elettrici (es.: scariche parziali) che possono evolvere in scariche elettriche ed archi di potenza con guasti elettrici al trasformatore.

[ALT img: dangerous effects of free water ]
[ALT img: vapour babble ]

 

Il 99% dell’acqua contenuta nei trasformatori di potenza si trova nei materiali cellulosici.

 

Clicca qui per accedere alle principali pubblicazioni Sea Marconi sull’argomento:

 

Quadro normativo

Principali riferimenti normativi

  • IEC TR 62874:2015, “Guidance on the interpretation of carbon dioxide and 2-furfuraldehyde as markers of paper thermal degradation in insulating mineral oil”
  • IEC 60422:2013, “Mineral insulating oils in electrical equipment – Supervision and maintenance guidance”
  • CIGRE Technical Brochure 227, 2003 “Life Management Techniques for Power Transformer”
  • CIGRE Brochure 323, 2007 “Ageing of cellulose in mineral-oil insulated transformers”
  • CIGRE Brochure 343,2008 “Recommendations for condition monitoring and condition assessment facilities for transformers”
  • CIGRE Technical Brochure 349, 2008 “Moisture Equilibrium and Moisture Migration within Transformer Insulation Systems”
  • CIGRE Technical Brochure 445, 2011 “Guide for Transformer Maintenance”
  • CIGRE Technical Brochure 494, 2012 “Furanic compounds for diagnosis”
  • IEC 60076-7:2005 Ed. 1, “Power Transformers – part 7 loading guide for oil immersed power transformer”
  • CIGRE WG A2-30, 2007 “Moisture equilibrium and moisture migration within transformer insulation systems”

 

 

Cause

[ALT img: Acqua nel trasformatore (carta/olio) ]

Tratta dalla presentazione “World of moisture & Moisture Management” di V. Sokolov presentata alla conferenza My Transfo 2004, Torino 20/10/2004

La criticità “Acqua nel trasformatore (carta e olio)” è causata principalmente da meccanismi derivanti da influssi esterni, con ingresso di umidità dall’atmosfera, e influssi interni, derivanti dai meccanismi di degrado degli isolanti solidi e liquidi che generano acqua (idrolisi della cellulosa).

 

Cause in relazione alle fasi del ciclo di vita

 

Cause della criticità “Acqua nel trasformatore (carte e olio)” | Quando può verificarsi (fasi del ciclo di vita)

Carenza dei requisiti di essiccazione del trasformatore in fase di costruzione (< 0,5%-1%) | Requisiti ed acquisto

Carenza nel controllo qualità per i singoli lotti o singole forniture di carta e olio (esempio: DP iniziale della carta prima dell’impregnazione, contenuto di acqua in olio) | Accettazione carte isolanti e olio

Carenza di controlli e di procedure analitiche (e di campionamento) per la verifica del contenuto di acqua in olio | Accettazione olio, factory test, installazione e pre-energizzazione, esercizio, vecchiaia

Perdita del gas di protezione e accumulo umidità sugli isolanti solidi | Trasporto e installazione del trasformatore

Carenza nei trattamenti di deumidificazione delle carte (es. processi vapour phase). Una buona carta isolante ha un valore di acqua impregnata compresa tra 0,5 e l’1% in massa | Costruzione, trasporto, installazione e pre-energizzazione, esercizio, vecchiaia

Accumulo di aria e umidità (ad esempio durante il cambio dell’olio o altri interventi di manutenzione elettromeccanica) | Factory test, installazione e pre-energizzazione, esercizio, vecchiaia

 

 

Principali sorgenti di contaminazione da acqua

  1. Umidità residua in elementi delle “strutture spesse” (thick structure)
    L’umidità residua in un trasformatore nuovo dopo la sua costruzione dovrebbe essere inferiore all’1% con obiettivo a 0,5%. Un’umidità residua eccessiva del - 4% può permanere in alcuni componenti isolanti spessi, in particolare nei cartoni laminati e nelle plastiche
  2. Ingresso dall’atmosfera
    1. 1. Assorbimento di acqua dall’atmosfera dovuta a esposizione diretta dell’isolamento all’aria (in particolare durante le operazioni di installazione o manutenzione)
      1. 2. Ingresso di umidità sotto forma di flusso molecolare (Knudsen) dovuto alla differenza nella concentrazione di acqua nell’atmosfera ed a quella nell’olio nella cassa (trascurabile)
        1. 3. Flusso viscoso di aria umida nel trasformatore dovuto alla differenza tra pressione atmosferica e pressione nella cassa (principale contaminazione)
  3. Decomposizione della cellulosa a causa dell’invecchiamento
  4. Decomposizione dell’olio a causa dell’invecchiamento
  5. Rilascio di acqua “legata” (bound) da olio e particelle

 

 

Segni (ispezione visuale) – Sintomi (analisi)

Segni (ispezione visuale)

L’olio* affetto dalla criticità “Acqua nel trasformatore (carta e olio)” può presentare differenti aspetti caratteristici.

*qui intendiamo il campione di olio rappresentativo della totalità della massa del fluido presente nella cassa del trasformatore. A questo scopo è necessario prelevare il campione nella parte bassa della cassa del trasformatore. In presenza di accessori (isolatori, commutatori, ecc.) si ripete il campionamento nella parte bassa di ciascun accessorio. In fase di campionamento è tassativo indicare il punto di campionamento e la temperatura dell’olio al momento dell’attività

 

[ALT img: Acqua nel trasformatore (carta e olio) ]
Tratta dalla presentazione “World of moisture & Moisture Management” di V. Sokolov presentata alla conferenza My Transfo 2004, Torino 20/10/2004

A. olio con separazione netta olio-acqua (free water).
In questo caso la frazione acquosa si deposita nella parte inferiore del campione, mentre la frazione oleosa sovrastante appare in forma di emulsione biancastra. Riferito a temperatura ambiente (es. 20 °C)**. È la condizione peggiore

B. olio con aspetto di emulsione lattiginosa. Riferito a temperatura ambiente (es. 20 °C)**

C. olio con aspetto opaco, biancastro. Riferito a temperatura ambiente (es. 20 °C)**

D. olio che non presenta segni caratteristici poiché l’acqua contenuta è completamente solubilizzata. Riferito a temperatura ambiente (es. 20 °C)**

**se la temperatura diminuisce si accentua la fase di separazione e si incrementa l’acqua sul fondo (l’acqua ha peso specifico 1 e l’olio minerale 0,875 mg/cm3).
Se la temperatura aumenta, il fenomeno di separazione delle fasi si riduce per effetto della naturale solubilizzazione dell’acqua in olio.

 

Per la determinazione della quantità di acqua in olio, l’aliquota da sottoporre ad analisi non è l’acqua ma la frazione oleosa più omogenea

 

Nel casi di ispezione interna del trasformatore si possono evidenziare segni di acqua libera o gocce d’acqua principalmente sul fondo della cassa e sulla parte inferiore della testa della cassa del trasformatore. Queste ultime sono molto pericolose perché vicine alle zone di alta tensione. Nella stessa zona si possono evidenziare segni di ruggine o sverniciature locali. Talvolta anche gli avvolgimenti, nei casi di perdite di tenuta della cassa, possono evidenziare segni di acqua.


[ALT img: acqua in sospensione]
[ALT img: acqua in sospensione]

 

 

Campionamento rappresentativo

Durante l’ispezione esterna del trasformatore risulta necessario prelevare dei campioni rappresentativi di olio isolante in conformità alla norma di riferimento ed alle istruzioni operative allegate ai kit di campionamento (approfondisci).

 

È importante che siano impiegati idonei protocolli di campionamento e che si utilizzino kit di campionamento in grado di garantire la conservazione del campione fino alla fase di preanalisi – IEC 60475 “Method of sampling insulating liquids”. Allo stesso modo è importante che il kit offra idonei strumenti di raccolta dati (dati di targa del trasformatore, numerazione progressiva di ciascun campione, ecc.).

 

Qualora si decida di eseguire un’ispezione interna del trasformatore, a seguito di guasto o al fine di eseguire un’investigazione approfondita, è fortemente raccomandato il prelievo di campioni rappresentativi delle carte isolanti in conformità ai protocolli e alle procedure idonee. In particolare si consiglia di prelevare le carte nella parte alta, bassa ed intermedia dei singoli avvolgimenti, sia del primario sia del secondario, per ciascuna fase, prelevando più campioni di carte nelle zone con maggiori segni della criticità (vd. segni poco sopra).

 

 

Sintomi (analisi)

Il sintomo specifico della criticità “Acqua nel trasformatore (carta e olio)” è correlato alla presenza nell’olio dei seguenti indicatori diagnostici con valori tipici non conformi a quelli raccomandati dalla norma IEC 60422:

  • Acqua nell’olio (IEC 60814)

A cui si aggiungono gli indicatori diagnostici derivanti dall’analisi delle carte isolanti (a seguito di eventuale ispezione interna e campionamento):

  • DP, grado di polimerizzazione (IEC 450 : 1974)
  • Acqua nelle carte (IEC 60814)

 


[ALT img: Acqua nel trasformatore (carta e olio)]

Per evitare interferenze nella matrice ed evitare sovrastime
Sea Marconi ha sviluppato ed impiega usa il sistema di preparazione del campione
in atmosfera controllata su vial con la
revolving table (progettata e commercializzata da Sea Marconi)
analizzato automaticamente con metodo Karl Fisher (approfondisci).

 

ci sono poi dei co-fattori utili per completare il quadro diagnostico (derivanti dall’analisi dell’olio):

  • Acidità TAN (IEC 62021-1)
  • Particelle (IEC 60970)

I rapporti di prova Sea Marconi sono conformi (EN ISO/IEC 17025) sull’indicazione dell’incertezza di misura (tranne per l’aspetto che non è una prova numerica, e per il codice ISO delle particelle).

Le particelle distribuite nell’olio, a seconda della loro tipologia, dimensione e concentrazione, possono caricarsi di acqua (bond water) riducendo localmente le proprietà isolanti. Questa condizione può innescare delle scariche parziali fino a evolversi in scariche elettriche e guasto elettrico.

 

 

Diagnosi

Per la diagnosi della criticità “Acqua nel trasformatore (carta o olio)”, Sea Marconi impiega la propria metrica diagnostica, nella fattispecie:

  • si interpretano i segni visuali sul trasformatore (e quelli da eventuale ispezione interna);
  • mediante l’analisi dell’olio e delle carte (se disponibili a seguito di ispezione interna) si identificano i sintomi e si valutano i co-fattori. Uno di questi è senz’altro la temperatura, sia quella di campionamento sia quella ambientale. Parallelamente è necessario valutare il degrado dell’olio, il tipo di olio (tra paraffinici e naftenici ci sono gradi di solubilità diverse, cosa ancor più evidente per gli esteri naturali, che possono arrivare a solubilizzare fino a 10 volte di più rispetto agli oli minerali) e la concentrazione ed il tipo di additivi.

    Il limiti raccomandati dalla IEC 60422 relativamente all’acqua in olio per un trasformatore appena riempito e prima dell’energizzazione sono:

[ALT img: Acqua nel trasformatore (carta e olio) ]

tratta dalla Table 3 – Recommended limits for mineral insulating oils after filling
in new electrical equipment prior to energization – IEC 60422 ed. 4-2013

 

Sempre la stessa norma a pag. 28 indica i limiti raccomandati di acqua in olio per un trasformatore in esercizio:

[ALT img: Acqua nel trasformatore (carta e olio) ]

tratta dalla Table Table 5 – Application and interpretation of tests – IEC 60422 ed. 4-2013

 

Partendo dai risultati analitici della prova “acqua in olio”, ci sono diversi metodi (con differenti livelli di precisione) per valutare lo stato di idratazione della cellulosa, cioè l’acqua assorbita dalle carte. Innanzitutto occorre distinguere fra metodi diretti, che prevedono l’analisi di campioni di carte prelevati da ispezione interna, e metodi indiretti, attraverso formule matematiche e diagrammi.

La norma tecnica IEC 60422 ad esempio consente (vd. tabella poco sotto) di stimare le condizioni di umidità dell’isolante solido (carte). Per ottenere questa stima occorre calcolare (vd. formule sotto) la saturazione dell’acqua in olio, cioè la concentrazione massima di olio che può solubilizzarsi nell’olio ad una certa temperatura.

[ALT img: Acqua nel trasformatore (carta e olio) ]

Dopo aver calcolato la saturazione dell’acqua in olio in termini percentuali, grazie alla tabella sotto (Table A.1 – IEC 60422 ed. 4-2013) è possibile ottenere una stima dell’umidità delle carte: carte asciutte, moderatamente umide, umide, estremamente umide.

[ALT img: Acqua nel trasformatore (carta e olio) ]

Table A.1 – Guidelines for interpreting data expressed in per cent saturation – IEC 60422 ed. 4-2013

[ALT img: Acqua nel trasformatore (carta e olio) ]

T. V. Oommen, “Moisture Equilibrium Charts for Transformer Insulation Drying Practice”, IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol, PAS-103, No. 10, October 1984

 

Ad integrazione è possibile utilizzare le diverse curve di equilibrio (curve di Fabre-Pichon, 1960; curve di Oommen, 1983; curve di Griffin, 1988; curve di Koch, 2005). Si tratta di diagrammi elaborati sulla base di diverse casistiche applicative che consentono di predire scientificamente la quantità media di acqua assorbita nelle carte in funzione della temperatura media esercizio. Successivamente, conoscendo il peso totale della carta e dell’olio, è possibile fare un bilancio di massa dell’acqua totale presente nel trasformatore, sia nella carta sia nell’olio.

 

In alternativa alla determinazione indiretta appena descritta, esiste anche la possibilità di impiegare una metodologia diretta.
In presenza di un campione di carta impregnata da olio, attraverso un protocollo specifico che prevede l’estrazione dell’acqua stessa mediante un gas carrier (ad esempio azoto caldo), è possibile determinare la quantità di acqua nella carta. L’acqua estratta viene determinata con il metodo quantitativo di Karl Fisher (metodo IEC 60814). Questa concentrazione (mg/kg) consente di calcolare la percentuale di acqua rispetto alla massa del campione di carta in analisi.

Sea Marconi ha recentemente impiegato questa metodica per un importante costruttore di trasformatori internazionale. La misura dell’umidità delle carte ha permesso di comprendere meglio il processo di essiccazione del trasformatore e ottimizzare l’intero processo produttivo

  • grazie alla banca dati si studia l’anamnesi familiare o soggettiva (alla ricerca ad esempio di difetti e/o guasti su macchine gemelle);
    • si prendono in esame e si monitorano i fattori di incertezza, la velocità e l’evoluzione nel tempo (trend) degli indicatori sintomatici durante la fasi del ciclo di vita; a questo scopo è importante svincolarsi dalla temperatura di campionamento (che cambia a in relazione al profilo operativo) rinormalizzando l’esito analitico dell’acqua in olio alla temperatura di 20 °C [vd. IEC 60814]. Questo calcolo si esegue impiegando la formula [mettere formula] pag. 13 (IEC 60422) con fattore correzione (vd. fig. 1 pag. 41 IEC 60422).
    • in base alla valutazione di questi fattori chiave la criticità specifica viene classificata in termini di tipo e priorità, definendo allo stesso tempo tipo e priorità delle azioni correttive.

 

la temperatura è un fattore chiave nei processi di degrado dei materiali isolanti carte e olio. Alcuni sensori di temperatura (fibre ottiche interne o da sensori esterni posti in punti rappresentativi) possono monitorare il trasformatore durante il suo ciclo di vita. Questi dati, modellizzati attraverso uno specifico “algoritmo di profilo operativo”, consentono di diagnosticare più efficacemente la situazione in atto e predirne l’evoluzione futura (prognosi) per prevenire e mitigare criticità specifiche.

 

 

Esempio reale

Trasformatore cat A (vd. tab. 2 IEC 60422), di generazione tipo elevatore GSU (respirante con conservatore e silica gel)
Tensione: 400 kV, Potenza: 250 MVA
Massa olio: 50.000 Kg di olio minerale a base paraffinica non inibito
Massa carta: 2.500 kg
Tipo carta: carta kraft non TU

Raffreddamento: ONAF
Severità ambientale: normale , clima temperato altezza (slm) 250 m, piano terra
acidità totale di 0,25 mgKOH/golio (valore “poor” rispetto a tab. 5 IEC 60422),
colore= 6 dark (valore “poor” rispetto a tab. 5 IEC 60422)

 

 

Acqua nella carta

L’acqua nella carta del trasformatore a nuovo era < 0,5 %. La quantità di acqua in olio per un trasformatore nuovo deve essere < di 10 mg/Kg a 40 °C.

Rinormalizzato a 20 °C sono 4,5 mg/Kg di acqua nell’olio quindi 0,225 Kg di acqua nell’olio del trasformatore dell’esempio (4,5 mg/Kg x 50.000 Kg = 225.000 mg = 0,225 Kg).

12,5 Kg di acqua nella carta iniziale

Quindi si ha un rapporto di 55,5, ciò significa che per ogni kg di acqua in olio corrispondono 55 Kg di acqua nella carta

 

 

Acqua nell’olio

Acqua in olio = 40 mg/Kg campionata a 40 °C. Quel valore corretto a 20 °C diventa 18 mg/Kg, ciò significa che su una massa d’olio di 50.000 Kg, ci sono 0,9 Kg di acqua disciolta nell’olio (18 mg/Kg x 50.000 Kg = 900.000 mg = 0,9 Kg)

Quindi, passando da 0,225 Kg a 0,9 Kg, il valore dell’acqua in olio è aumentato del 400%!

La carta isolante ha senz’altro in atto un processo di degrado: inizialmente aveva una massa di 2.500 kg ed è passata a 1.875 kg.

Grazie alle curve di equilibrio di T. V. Oommen, si stima una saturazione relativa di acqua in olio circa del 5%, definita dalla IEC “extremely wet“.

Queste ultime due informazioni ci permettono ricavare il contenuto di acqua nelle carte: 93 Kg (1.875 Kg x 5/100)

Riassumendo, si avrebbe 0,9 Kg di acqua nell’olio e 93 kg di acqua nella carta

Si evince quindi che nell’esempio reale il rapporto di acqua in olio/acqua nelle carte per un trasformatore nuovo è 1 a 55, adesso è praticamente raddoppiato, per ogni kg di acqua in olio ci sono circa 100 Kg di acqua nelle carte

 

Il DP di questo trasformatore si è ridotto in 35 anni da 1000 a 200, inteso come valore medio, che corrisponde convenzionalmente alla fine della vita termica. Parallelamente si stima una perdita di massa della carta del 25%, il suo peso è infatti passato da 2.500 Kg iniziali a 1.875 Kg.

 

 

Prevenzione

La presenza di acqua nel sistema carte e olio all’interno del trasformatore può essere una condizione estremamente critica, soprattutto quando la criticità arriva ad un livello “extremely wet insulation” (tab. A1 IEC 60422 pag. 42), determinando irragionevoli rischi di guasto elettrico.

Questa condizione non è risolvibile con il solo trattamento fisico dell’olio, che ridurrebbe l’acqua nell’olio ma non nelle carte. Sono particolarmente critiche le fasi di energizzazione del trasformatore a bassa temperatura con carico repentino. In questi casi è molto probabile la formazione di bolle d’acqua.

La strategia di gestione del ciclo di vita è quella di evitare il più possibile la formazione di acqua nel sistema olio-carte. Nonostante sia impossibile azzerare questa criticità, è possibile tuttavia prevenirla o mitigarla attraverso opportune pratiche operative (es.: il controllo analitico dell’olio e indirettamente delle carte, il trattamento dell’olio, la gestione del profilo di carico, il raffreddamento della macchina). Nel caso il trasformatore appartenga ad una famiglia di apparecchiature affette da guasto per la stessa criticità, si possono definire delle pratiche operative ad hoc ottimizzando i vari fattori critici (ad esempio mediante l’installazione di cartucce disidratanti).

 

 

Azioni di prevenzione nel corso del ciclo di vita del trasformatore

  • Monitorare gli indicatori sintomatici (vd. sintomi poco sopra). Nel caso si manifestino i primi sintomi della criticità, come un elevato tenore di acqua nell’olio, si raccomanda di aumentare la frequenza delle analisi al fine di monitorarne i trend.
  • Eseguire opportuni trattamenti dell’olio al fine di mantenere bassa l’umidità nelle carte e comunque al fine di evitare di raggiu8ngere la condizione “wet insulation” (Table A.1 – IEC 60422 ed. 4-2013).
    Tra le azioni suggerite vi sono:
    • Trattamento fisico
      Si tratta di un processo eseguito sul posto, mantenendo il trasformatore in servizio (e sotto carico) senza necessità di svuotarlo. Questo intervento si esegue con delle Unità Modulari di Decontaminazione (DMU) realizzate appositamente da Sea Marconi. Il trasformatore viene collegato alla DMU mediante tubazioni flessibili; l’olio degradato viene aspirato dalla parte bassa del trasformatore, finisce poi nella DMU che lo scalda, lo filtra, lo degasa, lo deumidifica per poi pomparlo nella parte alta del trasformatore. Si crea così un circuito chiuso che passaggio dopo passaggio è in grado di ripristinare i valori dei principali parametri fisici dell’olio (acqua, gas, particelle). (approfondisci)
  • Applicazione di cartucce per la deumidificazione del trasformatore
    Questa attività si realizza mediante un’apparecchiatura che viene posta sul trasformatore e opera in modo continuo a circuito chiuso sotto carico e ha colonne con setacci molecolari per adsorbimento selettivo dell’umidità ed altri composti polari.
  • Per machine respiranti con conservatore è consigliabile il controllo periodico dei sali essiccatori (approfondisci)

 

 

In caso di carte umide il cambio olio non è un’opzione risolutiva perché l’acqua assorbita dalle carte non sarebbe rimossa pur cambiando l’olio. L’operazione del cambio dell’olio inoltre potrebbe creare delle bolle di aria (e conseguenti scariche parziali) che rimangono intrappolate nelle zone morte del trasformatore: sotto testa o nei radiatori.

 

Si raccomanda di eseguire (e tenere sempre aggiornato) l’inventario dinamico dei trasformatori con indicazione dei marker (indicatori) sintomatici della criticità “Acqua nel trasformatore (carta e olio)” durante tutte le fasi del ciclo di vita. Si consiglia inoltre una mappatura delle apparecchiature in condizione “wet” ed “extremely wet”.

 

Quali sono le azioni di prevenzione su apparecchiature elettriche con liquidi isolanti diversi da quelli minerali?

 

Per quanto riguarda gli oli esteri naturali e gli esteri sintetici le azioni di prevenzione sono le stesse, tuttavia si consiglia di scegliere le contromisure dopo attente valutazioni in termini di costo-beneficio, costo-efficacia e di impatto ambientale (biodegradabilità e sicurezza antincendio). Per gli oli siliconici in esercizio i trattamenti raccomandati dalla norma (IEC 60944:1988) sono “trattamento sotto vuoto e filtrazione” e “setacci molecolari e filtrazione”.

 

 

Terapie

Per la definizione delle priorità di azione e della scelta delle contromisure è necessario diagnosticare se la criticità ha origine interna (degrado carta) o esterna (influssi atmosferici).

Se l’origine dell’umidità è interna (degrado delle carte e dell’olio) le contromisure sono:

  • Trattamento fisico, in prima battuta da eseguirsi off-load e successivamente da eseguirsi on-load (trasformatore sotto carico). Questa attività può essere coadiuvata applicando delle cartucce deumidificanti
  • Disidratazione diretta (ciclo B). La disidratazione diretta del trasformatore (carte) consiste nello scaldare gli avvolgimenti attraverso la circolazione dell’olio

Vi sono poi altre tecniche, alcune delle quali richiedono la movimentazione del trasformatore. Queste tecniche prevedono che il trasformatore sia aperto e trattato, in alcuni casi attraverso l’essiccazione del nucleo in autoclave, in altri casi impiegando appositi solventi (derivati del cherosene avio). Queste modalità, senz’altro molto più costose, vengono prese in considerazione quando, oltre al problema dell’acqua, sono presenti altre criticità di tipo elettromeccanico, che quindi richiedono la sostituzione di parti o comunque una manutenzione straordinaria del trasformatore.

Se l’origine è esterna occorre individuare i punti di immissione dell’aria, e ripristinare le tenute. Se necessario si consiglia di cambiare i sali essiccatori, valutare di aumentarne la quantità o la geometria del contenitore per incrementare il potere essiccante.

 

 

Avvertenze

  • Il campionamento dell’olio, ed ancor più quello delle carte, deve essere eseguito secondo i protocolli e le procedure da parte di operatori qualificati
  • le analisi di laboratorio devono essere eseguite secondo i metodi indicati dalle norme di riferimento, come garantiscono i laboratori accreditati
  • le azioni di prevenzione alla criticità “Acqua nel trasformatore (carta e olio)”, nella fattispecie i trattamenti di deumidificazione e le ispezioni interne del trasformatore devono essere eseguiti
    - con tecnologie sicure e idonee allo scopo, che soddisfino i requisiti di BAT e BEP
    – con personale in possesso di competenza e addestramento specifico in materia
    – affidandosi ad operatori in grado di dimostrare un’ampia casistica applicativa ed in grado di certificare gli interventi eseguiti in garanzia di qualità (ISO 9001)