Una panoramica dell'ascesa dei test elettrici e dielettrici del trasformatore

Autore: Jill Duplessis 

I trasformatori sono una meraviglia della fisica e dell'ingegneria. Generano un unico percorso di energia continua per soddisfare le esigenze di molti segmenti diversi; forniscono un collegamento, ad esempio, tra i circuiti di trasmissione che operano in modo più efficiente a tensioni elevate e i circuiti di distribuzione che operano necessariamente a media tensione. I trasformatori lo fanno con un ingombro incredibilmente ridotto e perdite intrinseche estremamente basse.

Megger, un vero pioniere nel campo dei test dielettrici, è stato quasi fin da subito associato ai trasformatori. I primi trasformatori di potenza furono realizzati intorno alla metà degli anni ottanta dell'800, seguiti a loro volta dal primo concreto strumento di verifica dell'isolamento, inventato nel 1895 dal fondatore di Megger Sydney Evershed. Questo strumento di verifica produceva una tensione di prova CC sufficientemente alta da consentire la misurazione diretta dei valori di resistenza dell'isolamento nell'intervallo megaohm. Il rivoluzionario "megaohmmetro" fu presto chiamato con l'abbreviazione Megger e il nome diventò un marchio registrato il 25 maggio 1903. 

Circa 125 anni dopo, Megger offre ancora oggi una delle più ampie gamme di apparecchiature di verifica per trasformatori disponibili sul mercato, tra cui soluzioni a funzione singola, multifunzione e complete basate su veicoli. Gli strumenti dell'azienda coprono sia i test di screening che quelli diagnostici per i trasformatori e dimostrano l'impegno di Megger nel garantire che queste importanti risorse offrano le migliori prestazioni e affidabilità possibili. 

L'offerta di un'ampia gamma di soluzioni colloca l'azienda in una posizione esclusiva di neutralità che ci consente di condividere senza pregiudizi i punti di forza e i punti deboli di ogni tipo di test e come questi test possono essere combinati al meglio. Ciò è alla base di un eccezionale volume di dati strategici sui trasformatori, che è estremamente importante con l'avanzare sempre più rapido del settore elettrico verso l'integrazione di dati provenienti da più fonti di test (ad esempio, elettrico/petrolio/infrarossi, diseccitato/eccitato/continuo, ecc.), settore che deve essere in grado inoltre di gestire questi dati in modo responsabile. 

Gli strumenti di verifica Megger sono preziosi in molte fasi del ciclo di vita di un trasformatore, tra cui, ad esempio: 

• Come soluzione per il test dei componenti prima dell'assemblaggio in fabbrica del trasformatore 
• Dopo l'assemblaggio in fabbrica e durante l'essiccazione, per identificare in modo efficiente il punto di completamento del processo 
• Durante i test del produttore 
• Prima della spedizione dal sito del produttore e di nuovo all'arrivo a destinazione 
• Dopo l'assemblaggio sul campo e prima dell'eccitazione (test di accettazione) 
• Durante le interruzioni pianificate per tutta la durata del trasformatore (test di screening) 
• Quando si verificano problemi (test diagnostici) 
• A seguito di un guasto, per identificarne la causa (test forensi)  

I test di screening e diagnostici forniscono informazioni su tutti e tre gli indici di integrità del trasformatore: 

• Dielettrico: capacità dei materiali isolanti del trasformatore di sostenere un campo elettrico e quindi fornire isolamento elettrico delle parti sotto tensione da altre parti che funzionano a tensioni diverse o che sono mantenute a potenziale di massa 
• Meccanico: si riferisce alla capacità di un trasformatore di trasportare corrente e pertanto comprende anche l'integrità magnetica 
• Termico: la capacità del trasformatore di dissipare il calore in modo sicuro ed efficace 

Un test di screening è un test di primo livello che viene eseguito regolarmente come misura precauzionale per verificare che uno (o più) degli indici di integrità del trasformatore rientrino nei limiti accettabili. L'intenzione è individuare i problemi nelle prime fasi del loro sviluppo prima che insorgano altri sintomi più gravi. L'individuazione precoce dei problemi offre l'opportunità di gestire la risorsa da una prospettiva più informata. Ciò, a sua volta, crea la possibilità di ridurre al minimo l'impatto di situazioni indesiderate eseguendo interventi di manutenzione o riparazione o utilizzando la risorsa a capacità ridotta. 

In molti casi, i test di screening vengono eseguiti anche come test di messa in servizio per registrare valori di riferimento quando la risorsa è nuova, a vantaggio di una futura comparazione e per verificare la presenza di problemi imprevisti introdotti durante la produzione o l'installazione. 

Un test diagnostico (test di individuazione) è generalmente conclusivo, ossia indica cosa non funziona piuttosto che fornire un'indicazione generale di un malfunzionamento. Quando i test di screening vengono eseguiti regolarmente, di solito non è necessario eseguire regolarmente i relativi test diagnostici. 

La risposta in frequenza dielettrica (DFR) è un classico esempio di test diagnostico. Fornisce i dati relativi alla percentuale di umidità nella carta, alla conduttività dell'olio e alle caratteristiche termiche di isolamento. Il test DFR viene utilizzato in combinazione con un database e una valutazione computerizzata, specifici per lo strumento di verifica DFR acquistato. 

Tuttavia, è necessaria una conoscenza accurata del contenuto di umidità e della conduttività dell'olio solo quando uno o entrambi i livelli sono inaccettabili. Ciò rende la tecnica alternativa della risposta in frequenza dielettrica a banda stretta (NB DFR, NarrowBand Dielectric Frequency Response) una scelta eccellente per lo screening, poiché ha eccellenti capacità di rilevamento dei problemi e fornisce risultati che possono essere analizzati semplicemente tramite ispezione. Un test NB DFR, ad esempio, avvisa gli utenti di livelli inaccettabili di umidità e/o conduttività dell'olio, il che potrebbe indicare la necessità di ulteriori indagini utilizzando un test DFR completo, con cui è possibile individuare ulteriormente il contaminante in questione e quantificare i livelli presenti.
 

Come mostrato nella Figura 1, i test di screening elettrici e dielettrici di oggi per trasformatori e accessori sono molto più interessanti da raccontare rispetto alla tradizionale "storia dei due test": test della resistenza di isolamento CC e test di fattore di potenza/fattore di dissipazione/capacità. 

Il test della resistenza di isolamento CC è stato il primo test di screening dielettrico al mondo. Tuttavia, è stato subito seguito dai test di fattore di potenza/fattore di dissipazione (PF/DF, Power Factor/Dissipation Factor) e di capacità utilizzati nei laboratori dei produttori di cavi dai primi anni del 1900. I test PF/DF e di capacità sono diventati popolari con l'introduzione degli isolatori passanti basati sulla capacità. La struttura di questi isolatori passanti rappresenta una sfida per i test con le fonti CC, mentre i test PF/DF permettono di individuare problemi localizzati, che in precedenza non era possibile rilevare. 

Attorno al 1920 fu sviluppato il test del rapporto di spire (TTR, Transformer Turns Ratio) del trasformatore. Si tratta di un test molto funzionale che garantisce che la tensione di uscita di un trasformatore sia quella prevista e, se utilizzata insieme ai test della corrente di eccitazione, è anche un importante test dielettrico per la valutazione dell'isolamento tra le spire degli avvolgimenti. Nessun altro test di screening dielettrico, ad eccezione del test della corrente di eccitazione, sollecita l'isolamento tra le spire. 

Anche oggi, lo strumento di verifica TTR con avviamento manuale di Megger, introdotto nel 1949, è considerato da una grande rappresentanza dei collaudatori più esperti in Nord America come il punto di riferimento per gli strumenti di verifica TTR. Quando un altro strumento TTR produce risultati che sembrano dubbi, viene utilizzato lo strumento con avviamento manuale per determinare se è presente o meno un problema. 

Sebbene la teoria del test TTR sia spesso considerata semplice, partendo dal presupposto che il rapporto delle tensioni dei terminali del trasformatore sia uguale al rapporto di spire, un'eccessiva semplificazione potrebbe portare a errori dovuti agli effetti della permeabilità del nucleo, della configurazione dell'avvolgimento, delle perdite di eccitazione, della tensione di prova e molto altro. Negli ultimi anni, sono state raccolte maggiori nozioni relative alle fonti di errore nella misurazione del TTR e sono stati sviluppati nuovi approcci. 

Ad esempio, i risultati dei test sul campo mostrano che l'eccitazione trifase simultanea e un metodo di test step-up, invece del più noto metodo step-down, migliorano notevolmente la precisione dei risultati dei test TTR. Il test TTR step-up consente un migliore accoppiamento tra gli avvolgimenti, genera più flusso e riduce la dipendenza dalla tensione rispetto all'approccio step-down. Il più recente strumento di verifica per trasformatori di Megger, TTRU3, incorpora tutti gli sviluppi più recenti per fornire i test di rapporto più accurati sin dalla messa in moto manuale.
 

Verso la fine del ventesimo secolo, c'era sempre più la sensazione che i test PF/DF e di capacità potessero fornire maggiori informazioni. In risposta a questa tendenza, nel 1996, il Dott. Peter Werelius e il Dott. Björn (Bengtsson) Jernström hanno portato con successo i test della risposta in frequenza dielettrica (DFR) fuori dal laboratorio e sul campo, introducendo il primo strumento per test DFR portatile sul campo, ora noto come Megger IDAX. 

Questo strumento offre un modo affidabile per valutare il contenuto di umidità nell'isolamento della carta/cellulosa di un trasformatore, la sua conduttività dell'olio e il suo comportamento termico. La presenza di acqua nella parte solida dell'isolamento, anche in piccole concentrazioni, ne aumenta la velocità di invecchiamento e riduce la temperatura ammissibile dei punti caldi del trasformatore, il che significa che potrebbe essere necessario rivedere il profilo di carico del trasformatore in situazioni di emergenza. Aumenta inoltre il rischio di formazione di bolle e di conseguente guasto dielettrico, oltre a ridurre la resistenza dielettrica dell'olio del trasformatore e il livello iniziale dell'attività di scarica parziale. 

Poiché si tratta di un test diagnostico, il DFR non è destinato a essere eseguito sistematicamente, a condizione che venga utilizzato un test di screening idoneo per segnalare potenziali problemi di umidità. È importante notare, tuttavia, che un tradizionale test PF/DF e di capacità non è uno strumento di screening valido per la contaminazione da umidità. In media, un test PF/DF a frequenza di linea potrebbe non rilevare un problema fino a quando l'umidità nella carta non raggiunge circa il 3%. Per dare un'idea, a una temperatura di esercizio costante di 90 °C, la cellulosa con l'1% di umidità ha una durata prevista di circa 12 anni; con il 3% di umidità, la durata prevista è di soli 3 anni. 

Un test PF/DF e di capacità presenta altri difetti, come mostrato nella Figura 2. Per questo motivo, nei primi anni di questo secolo, i test NB DFR sono emersi come un'importante integrazione ai test PF/DF. Essenzialmente, in un test NB DFR, i test PF/DF vengono ripetuti più volte a frequenze diverse. Molti strumenti PF/DF hanno capacità di frequenza variabile e possono essere potenzialmente utilizzati per i test NB DFR. Tuttavia, per sfruttare tutti i vantaggi di questo test, è importante effettuare i test a frequenze fino a 1 Hz o inferiori e fino ad almeno 500 Hz (vedere le note nella Figura 2). Lo strumento per test PF/DF e di capacità dedicato di Megger, Delta, offre questa funzionalità, così come lo strumento per test di sottostazioni multifunzione TRAX dell'azienda. 

Un traguardo significativo nei decenni di ricerca sulla DFR è lo sviluppo da parte di Megger dell'algoritmo di correzione individuale della temperatura (ITC) nel 2010, che rende l'interpretazione dei risultati PF/DF e NB DFR significativamente più affidabile. Qualsiasi variazione nel PF/DF può indicare un problema, ma le caratteristiche elettriche dei materiali isolanti cambiano in base alla temperatura. 

Poiché i test di screening sull'isolamento si basano sul rilevamento di variazioni nelle caratteristiche elettriche dei materiali, è possibile confrontare solo i dati ottenuti alla stessa temperatura. In questo modo, qualsiasi variazione dei parametri elettrici misurati può essere attribuita a una variazione dello stato del materiale e non a una differenza di temperatura.

Poiché è difficile garantire una stessa temperatura di esercizio delle risorse ogni volta che vengono testate, è necessario un metodo per determinare il comportamento equivalente dell'isolamento a una temperatura di base (di solito 20 °C). 

Le misurazioni del fattore di potenza della frequenza di rete (50/60 Hz) vengono tradizionalmente corrette a 20 °C utilizzando un fattore di correzione approssimativo. Tuttavia, è risaputo che il vero fattore di correzione dipende dallo stato dell'isolamento e, poiché una tabella di consultazione non può tenere conto di questo, l'uso di una correzione generica può introdurre errori significativi. Fortunatamente, sapendo come interpretare la DFR e tenendo a mente che i moderni strumenti del fattore di potenza possono funzionare su una gamma di frequenze, è ora possibile determinare un fattore di correzione della temperatura molto più preciso, con l'ausilio dell'algoritmo ITC. Questa operazione viene eseguita tramite una scansione a frequenza limitata sull'effettivo oggetto sottoposto a test. Naturalmente, lo screening dielettrico è solo un aspetto della valutazione dello stato di salute dei trasformatori e, negli articoli futuri, ho intenzione di esaminare altri aspetti chiave. Nel frattempo, spero che questo articolo abbia fornito un'utile panoramica del modo in cui i test dielettrici dei trasformatori si sono evoluti nel corso degli anni e di come la tecnologia di test odierna possa fornire informazioni utili, affidabili e facili da acquisire sulle condizioni di queste risorse preziose e universali.