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L'analisi dei gas disciolti (DGA) rileva e quantifica i gas disciolti nell'olio isolante dei trasformatori per identificare i guasti in corso prima che si verifichino guasti catastrofici. Quando l'olio del trasformatore e l'isolamento in cellulosa subiscono uno stress anomalo - sia per surriscaldamento, arco elettrico o scarica parziale - i legami molecolari si rompono e rilasciano gas caratteristici che creano un'impronta digitale diagnostica per i tecnici della manutenzione.
Nelle implementazioni sul campo di oltre 200 trasformatori di potenza da 35 kV a 500 kV, il DGA ha sempre fornito il primo avviso di guasti in corso, spesso da 6 a 18 mesi prima che i metodi diagnostici convenzionali rilevassero le anomalie. Questo tempo di anticipo trasforma la manutenzione reattiva in interventi programmati.
La fisica alla base della DGA si basa sulla decomposizione termica ed elettrica dei materiali isolanti. Livelli energetici diversi rompono legami chimici diversi, il che spiega perché ogni tipo di guasto produce una firma gassosa distinta.
A temperature inferiori a 300°C, la decomposizione del petrolio genera principalmente idrogeno (H₂) e metano (CH₄). L'attività di scarica parziale - guasti elettrici a bassa energia che si verificano nei vuoti di gas o nelle interfacce olio-carta - guida la formazione di idrogeno a queste temperature relativamente modeste. I test condotti sui trasformatori di distribuzione a media tensione mostrano che tassi di generazione di idrogeno di 50-200 ppm/anno spesso indicano lo sviluppo di scariche parziali senza rischio immediato di guasti.
Quando lo stress termico aumenta a 500-700°C, l'etilene (C₂H₄) diventa l'idrocarburo dominante. I punti caldi localizzati dovuti a correnti circolanti, passaggi di raffreddamento bloccati o connessioni deteriorate creano le condizioni per la formazione di etilene. Quando le concentrazioni di etilene superano i 100 ppm con tassi di generazione rapidi, si rende necessaria un'indagine immediata.
L'acetilene (C₂H₂) richiede temperature d'arco superiori a 700°C per una formazione significativa. Anche concentrazioni in tracce di 2-5 ppm giustificano un'indagine, poiché l'acetilene compare raramente durante il normale funzionamento del trasformatore. Questo gas è il marcatore definitivo dei guasti elettrici ad alta energia.
Il monossido di carbonio (CO) e l'anidride carbonica (CO₂) derivano dalla degradazione della cellulosa nell'isolamento in carta piuttosto che dalla degradazione dell'olio. Il rapporto CO₂/CO fornisce indicazioni sulla gravità del degrado: rapporti inferiori a 3 indicano in genere un invecchiamento accelerato che richiede un intervento, mentre rapporti superiori a 7 indicano un normale invecchiamento termico.
I livelli di ossigeno e azoto, pur non essendo gas difettosi di per sé, rivelano l'integrità dei conservatori e delle tenute. L'ossigeno elevato accelera l'ossidazione dell'olio e la formazione di fanghi, aggravando altri meccanismi di degrado.
Ogni gas disciolto racconta una storia specifica sulle condizioni interne del trasformatore. La comprensione di queste firme consente di identificare con precisione i guasti.
Idrogeno (H₂) si forma alle energie di guasto più basse, tipicamente al di sopra dei 150°C. Le fonti principali sono le scariche parziali nell'olio o nelle interfacce olio-carta, le scariche corona nelle sacche di gas e le scintille a bassa energia da potenziali fluttuanti. L'esperienza sul campo dimostra che l'invecchiamento delle boccole di porcellana spesso produce un graduale aumento dell'idrogeno da corona in corrispondenza degli strati di classificazione capacitiva degradati.
Metano (CH₄) indica una decomposizione termica tra 150-300°C. Le fonti più comuni sono le correnti circolanti nelle laminazioni del nucleo, le giunzioni difettose delle cinghie di terra del nucleo e il surriscaldamento dei collegamenti minori. Il metano da solo raramente segnala problemi urgenti, ma merita di essere monitorato.
Etano (C₂H₆) compare in caso di sollecitazioni termiche moderate tra 300-500°C. Le fonti si sovrappongono al metano, ma con intensità maggiori: condotti di raffreddamento ostruiti, contatti del commutatore deteriorati sotto carico e punti caldi localizzati dell'avvolgimento.
Etilene (C₂H₄) richiede temperature di 500-700°C, indicando un grave surriscaldamento. I conduttori surriscaldati, le laminazioni del nucleo in cortocircuito e le connessioni difettose delle boccole generano un notevole quantitativo di etilene. Le tendenze all'aumento dell'etilene richiedono un'indagine seria, indipendentemente dalla concentrazione assoluta.
Acetilene (C2H2) rappresenta il gas di guasto più critico, che si forma solo a temperature superiori a 700°C, condizioni associate a guasti ad arco e scariche ad alta energia. Anche concentrazioni in tracce di 2-5 ppm giustificano un'indagine, poiché l'acetilene compare raramente durante il normale funzionamento.
Monossido di carbonio (CO) e Anidride carbonica (CO₂) segnalano in modo specifico la degradazione della cellulosa. L'invecchiamento termico dell'isolamento della carta produce entrambi i gas e il rapporto indica la gravità. Livelli di CO in rapido aumento, in particolare se superiori a 50 ppm/mese, indicano un'accelerazione del deterioramento della carta che riduce la durata di vita del trasformatore.
Ossigeno (O₂) e Azoto (N₂) indicano l'esposizione all'atmosfera. I trasformatori sigillati devono mantenere l'ossigeno al di sotto di 3.000 ppm. L'ossigeno elevato accelera l'ossidazione, creando sottoprodotti acidi che attaccano l'isolamento in carta.
[Approfondimento degli esperti: insidie nell'interpretazione dei gas].
- I commutatori di carico (LTC) con contatti ad arco che condividono l'olio del serbatoio principale producono acetilene durante la normale commutazione; verificare sempre il tipo di LTC prima di interpretare i dati C₂H₂.
- Il gas disperso da alcuni tipi di olio può produrre idrogeno e metano senza che si verifichino veri e propri guasti; stabilire i valori di riferimento per specifiche marche di olio.
- La recente lavorazione dell'olio (degassificazione, filtrazione) sopprime temporaneamente i livelli di gas, mascherando potenzialmente i difetti in via di sviluppo.
- Il surriscaldamento da fonti esterne (esposizione solare su serbatoi esposti) può generare gas termici non correlati a guasti interni.
Tre metodi principali trasformano le concentrazioni di gas grezzi in diagnosi di guasto. Ognuno di essi offre vantaggi diversi a seconda della complessità del guasto.
Metodo dei gas chiave fornisce la valutazione più rapida sul campo, identificando il singolo gas che presenta la concentrazione più alta o la velocità di aumento più elevata. L'idrogeno dominante suggerisce una scarica parziale. L'etilene dominante indica guasti termici gravi. L'acetilene dominante indica la presenza di archi elettrici. Questo metodo funziona bene per i casi chiari, ma ha difficoltà con le firme dei guasti misti in cui operano contemporaneamente più meccanismi di degrado.
Rapporti Rogers utilizzano relazioni matematiche tra coppie di gas -CH₄/H₂, C₂H₆/CH₄, C₂H₄/C₂H₆, e C₂H₂/C₂H₄ - per classificare i difetti in codici predefiniti. L'approccio sistematico riduce la soggettività dell'interpretazione. Tuttavia, i rapporti Rogers producono spesso risultati “senza diagnosi” quando i rapporti non rientrano nei limiti definiti, un'eventualità comune con i guasti incipienti o misti.
Triangolo di Duval traccia le percentuali relative di metano, etilene e acetilene su coordinate triangolari. Sette zone all'interno del triangolo corrispondono a specifici tipi di faglie:
Il metodo Duval gestisce meglio i guasti misti rispetto ai metodi di rapporto e viene ampiamente accettato dalle utility. Le estensioni, tra cui il Triangolo di Duval 4, il Triangolo 5 e il Pentagono, riguardano apparecchiature specifiche come i commutatori di carico e le reattanze di shunt.
IEEE C57.104-2019 enfatizza i livelli di concentrazione assoluti con uno status di condizione a quattro livelli (condizione 1-4), mentre IEC 60599 si concentra sui rapporti di gas e sugli intervalli di concentrazione tipici. La maggior parte delle società di servizi applica approcci ibridi, utilizzando metodi di rapporto IEC per l'identificazione dei guasti combinati con soglie assolute di tipo IEEE per l'attivazione degli allarmi.
| Metodo | Migliore applicazione | Limitazione primaria |
|---|---|---|
| Gas chiave | Veloce screening sul campo | Difetti misti |
| Rapporti Rogers | Classificazione sistematica | Frequenti risultati “senza diagnosi |
| Triangolo di Duval | Identificazione dei guasti misti | Richiede un minimo di tre dati sui gas |
| IEEE C57.104 | Allarmi a soglia assoluta | Minore specificità del tipo di guasto |
| IEC 60599 | Diagnosi basata sul rapporto | Richiede esperienza di interpretazione |
I risultati della DGA di laboratorio hanno poco significato senza livelli di allarme adeguati al contesto. Il seguente schema riflette la prassi comune delle utility per i trasformatori in olio minerale, anche se le soglie specifiche variano in base alla classe di tensione, all'età e alla criticità dell'asset.
| Gas | Normale (ppm) | Attenzione (ppm) | Avviso (ppm) | Critico (ppm) |
|---|---|---|---|---|
| H₂ | <100 | 100-200 | 200-500 | >500 |
| CH₄ | <50 | 50-100 | 100-150 | >150 |
| C₂H₆ | <30 | 30-60 | 60-100 | >100 |
| C₂H₄ | <50 | 50-100 | 100-200 | >200 |
| C₂H₂ | <2 | 2-10 | 10-35 | >35 |
| CO | <500 | 500-700 | 700-1,000 | >1,000 |
| CO₂ | <5,000 | 5,000-8,000 | 8,000-12,000 | >12,000 |
Questi valori rappresentano una guida generale per i trasformatori ≤69 kV. Le unità di trasmissione spesso utilizzano soglie più rigide.
Le concentrazioni assolute raccontano solo una parte della storia. Il tasso di generazione del gas spesso fornisce un preavviso:
L'andamento richiede intervalli di campionamento coerenti. I trasformatori critici richiedono in genere campionamenti trimestrali; i trasformatori di distribuzione possono utilizzare intervalli annuali. I monitor DGA online giustificano il loro costo sulle unità critiche, dove il rilevamento precoce previene guasti che valgono milioni in costi di sostituzione e perdita di produzione.
Le soglie standard richiedono un adeguamento per:
Gli ingegneri che specificano nuove apparecchiature a riempimento d'olio traggono vantaggio dalla comprensione dei fondamenti della DGA quando valutano le opzioni da una produttore di trasformatori di distribuzione. La qualità dell'olio di base e le scelte progettuali - classe di aumento della temperatura dell'avvolgimento, efficienza del sistema di raffreddamento, materiali isolanti - influenzano direttamente i profili di generazione di gas a lungo termine.
[Expert Insight: Logica dell'allarme nella pratica].
- Non attivare mai allarmi per il superamento di un singolo campione; richiedere un campionamento di conferma entro 2-4 settimane.
- Gli allarmi di velocità di variazione catturano i guasti che si sviluppano rapidamente e che non hanno ancora superato le soglie assolute.
- La normalizzazione della flotta - confrontando le singole unità con le medie della popolazione - identifica i valori anomali anche quando tutte le unità rientrano in intervalli “normali”.
- Documentare le risposte agli allarmi e i risultati per affinare le soglie in base all'effettiva correlazione dei guasti.
La qualità del campione determina il valore diagnostico. I campioni contaminati o trattati in modo improprio producono risultati fuorvianti che possono innescare interventi non necessari o non individuare difetti reali.
Preparazione del pre-campionamento: Prima di raccogliere il campione di analisi, lavare la valvola di campionamento con 200-500 mL di olio. In questo modo si spurga l'olio stagnante e la contaminazione della valvola. Utilizzare siringhe di vetro a tenuta di gas o contenitori metallici progettati per il campionamento di DGA; i contenitori di plastica consentono la permeazione del gas.
Riduzione dell'esposizione all'aria: Completare rapidamente il processo di campionamento. L'aria disciolta nel campione durante la raccolta innalza artificialmente le letture di ossigeno e azoto, diluendo potenzialmente le concentrazioni di gas di guasto. Riempire completamente i contenitori, eliminando lo spazio di testa.
Spedizione e stoccaggio: Spedire i campioni entro 24-48 ore dalla raccolta. La conservazione prolungata consente l'evoluzione continua dei gas e gli scambi atmosferici. Le temperature estreme durante la spedizione possono alterare gli equilibri di solubilità dei gas.
Stabilimento di riferimento: I nuovi trasformatori dovrebbero avere un DGA di riferimento entro 3-6 mesi dall'accensione. Ciò consente di rilevare i livelli iniziali di gas prima che si accumuli lo stress del servizio e fornisce punti di riferimento per le tendenze future.
Integrazione del monitoraggio online: I monitor DGA in continuo che utilizzano la spettroscopia fotoacustica o il rilevamento della conducibilità termica raggiungono limiti di rilevamento di 1-5 ppm con cicli di misurazione orari o giornalieri. Questi sistemi eccellono nel catturare le condizioni di guasto transitorie che il campionamento a lotti potrebbe non rilevare tra i test trimestrali. L'integrazione con lo SCADA consente la visualizzazione automatica degli allarmi e delle tendenze.
Per le strutture che gestiscono sia i trasformatori in olio che le apparecchiature di commutazione a monte, la disciplina diagnostica necessaria per una DGA efficace si estende naturalmente alla comprensione dei requisiti di manutenzione dei dispositivi di protezione a media tensione. Le tecnologie oil-free, come quelle di un produttore di interruttori automatici sottovuoto eliminano i problemi di gas disciolti nelle apparecchiature di commutazione, garantendo al contempo una protezione affidabile dei trasformatori.
I risultati della DGA raramente sono sufficienti per una valutazione completa delle condizioni. L'incrocio dei dati sui gas con altri metodi diagnostici migliora la localizzazione dei guasti e le decisioni di intervento.
Test sulla qualità dell'olio integrare la DGA valutando l'integrità dell'isolamento da diversi punti di vista. Il contenuto di umidità influisce sulla rigidità dielettrica e accelera l'invecchiamento della carta: mettete in relazione l'umidità elevata con le tendenze di CO/CO₂ che indicano il degrado della carta. L'acidità (numero di neutralizzazione) rivela l'accumulo di sottoprodotti di ossidazione. La tensione interfacciale diminuisce quando l'olio si degrada, e si correla con gli indicatori di stress termico.
Test elettrici localizzare i guasti rilevati dalla DGA. Le misure di resistenza degli avvolgimenti identificano i problemi di connessione suggeriti dalle firme dei gas termici. Il test del fattore di potenza rivela la contaminazione dell'isolamento o l'umidità. La verifica del rapporto di rotazione conferma l'integrità dell'avvolgimento quando il DGA mostra potenziali firme di guasti intergiro.
Termografia durante il funzionamento identifica i punti caldi esterni - connessioni allentate, radiatori bloccati, carenze del sistema di raffreddamento - che contribuiscono alla generazione di gas termici. La correlazione dei risultati termografici con le tendenze del DGA individua le cause principali.
Rilevamento di scariche parziali a ultrasuoni convalida i risultati della DGA a dominanza di idrogeno confermando le fonti attive di PD. I metodi acustici possono talvolta localizzare l'attività di scarica a specifiche boccole, commutatori o regioni di avvolgimento.
La comprensione della fisica del rilevamento dei guasti nei trasformatori consente di sviluppare un'intuizione diagnostica applicabile a tutte le apparecchiature di potenza. I principi alla base funzionamento dell'interruttore a vuoto-separazione dei contatti, estinzione dell'arco, recupero del dielettrico, rappresentano sfide diagnostiche analoghe nelle apparecchiature di commutazione, dove si applicano tecniche di misura diverse.
Costruire un programma olistico di valutazione delle condizioni significa stabilire correlazioni tra i metodi diagnostici per il vostro specifico parco trasformatori. Nel corso del tempo, emergono degli schemi: alcune firme di gas predicono in modo affidabile specifiche anomalie dei test elettrici, particolari tendenze della qualità dell'olio precedono le variazioni della generazione di gas e i risultati delle immagini termiche spiegano risultati DGA altrimenti sconcertanti.
Riferimento esterno: IEC 60076 - Norme sui trasformatori di potenza IEC 60076
Il campionamento annuale è adatto alla maggior parte dei trasformatori di distribuzione che operano in condizioni normali, anche se le unità che mostrano livelli di gas elevati o che subiscono frequenti sovraccarichi possono giustificare un monitoraggio trimestrale fino a quando le tendenze si stabilizzano.
I monitoraggi online eccellono per il trend continuo e la cattura di eventi transitori, ma in genere misurano un numero inferiore di gas rispetto alle analisi di laboratorio complete; la maggior parte delle aziende utilizza il monitoraggio online per le unità critiche, mantenendo una conferma di laboratorio periodica.
L'idrogeno è il primo a segnalare l'insorgere di problemi a causa della sua bassa temperatura di formazione, mentre l'acetilene, anche se in tracce, richiede una risposta più urgente perché indica la presenza di archi elettrici attivi.
I trasformatori più vecchi accumulano livelli di gas di fondo dovuti all'invecchiamento termico cumulativo; l'interpretazione dovrebbe confrontare i valori attuali con le tendenze storiche specifiche dell'unità piuttosto che con le sole soglie generiche della popolazione.
La lavorazione del petrolio (degassificazione, filtrazione, bonifica) sopprime temporaneamente i livelli di gas disciolti; i campioni successivi alla lavorazione stabiliscono nuovi valori di riferimento e qualsiasi rapido aumento del gas in seguito può indicare che la lavorazione ha esposto attività di faglia precedentemente mascherate.
I fluidi esteri naturali producono modelli di generazione di gas diversi da quelli dell'olio minerale, con una gassosità diffusa generalmente più elevata e correlazioni temperatura-gas diverse; l'interpretazione richiede una guida specifica per l'estere piuttosto che soglie standard per l'olio minerale.
La DGA identifica in modo affidabile i meccanismi di degradazione attiva, ma non è in grado di prevedere con precisione la vita residua; l'analisi del furano (che misura i sottoprodotti della degradazione della carta), combinata con il trend della DGA, fornisce una stima della vita utile migliore rispetto a uno dei due metodi da solo.
