Dati meno noti sui test TTR che influenzano i risultati

Il test del rapporto di spire del trasformatore (TTR, Transformer Turns Ratio) è uno dei metodi più comuni per valutare le condizioni degli avvolgimenti e del nucleo di un trasformatore. Per tutta la durata di un trasformatore, i risultati del TTR vengono confrontati con i valori nominali riportati sulla targhetta costruttore per rivelare deterioramento dell'isolamento, spire in corto, riscaldamento del nucleo o altre anomalie. Il test TTR è semplice, quindi spesso viene effettuato senza aver compreso appieno le sue basi. Di conseguenza, quando le misurazioni non rientrano nei limiti previsti, è difficile determinare la causa e risolvere il problema. 

Questo articolo si concentra su alcuni degli aspetti meno noti dei test TTR, come l'effetto della tensione di test applicata, l'eccitazione step-up rispetto a quella step-down, le differenze tra il rapporto indicato nella targhetta costruttore, il rapporto di tensione e il rapporto di spire, le fonti di errore, il test per fase rispetto a un reale test trifase e molto altro.

Nozioni di base 

I trasformatori trasferiscono l'alimentazione tra i circuiti, solitamente a diversi livelli di tensione e corrente, tramite induzione elettromagnetica. Questa funzione dipende dal rapporto tra il numero di spire di una specifica coppia di avvolgimenti nel trasformatore. Poiché questa relazione è così importante, il test TTR viene generalmente eseguito molte volte per tutta la vita utile di un trasformatore: durante la produzione, all'accettazione e quindi durante la manutenzione ordinaria e come ausilio alla ricerca guasti. 

Il rapporto di spire (TTR) è semplicemente il rapporto del numero di spire in una coppia di avvolgimenti e può essere scritto come segue:

Dove Np è il numero di spire nell'avvolgimento primario e Ns è il numero di spire nell'avvolgimento secondario. In genere, gli utilizzatori di un trasformatore non conoscono Np e Ns, quindi si basano sul rapporto indicato nella targhetta costruttore del trasformatore (TNR), che può essere calcolato come:   

Dove VLLp è la tensione da linea a linea primaria e VLLs è la tensione da linea a linea secondaria, entrambe prese dalla targhetta costruttore del trasformatore. 

I moderni strumenti TTR funzioneranno applicando una tensione su un avvolgimento del trasformatore (VP), misurando la tensione risultante su un altro avvolgimento (VS) e calcolando quindi il rapporto di queste due tensioni. Questo è il rapporto di tensione del trasformatore (TVR, Transformer Voltage Ratio), ma va notato che per i trasformatori trifase è necessario applicare un fattore di correzione che dipende dalla configurazione vettoriale degli avvolgimenti. 

Poiché le misurazioni del TTR vengono eseguite in assenza di carico, l'impedenza avrà un effetto trascurabile sui risultati. Il valore misurato del TVR, quindi, sarà approssimativamente uguale al TTR, il rapporto di spire. Per questo motivo, è prassi standard del settore convalidare il TTR con uno strumento che in realtà misura il TVR.  

Comprensione dei risultati 

Uno strumento di test TTR presenta tre impostazioni per ciascuna misurazione: TVR, corrente di eccitazione e deviazione di fase. Il TVR misurato può essere confrontato con il TVR previsto, calcolato dai dati sulla targhetta costruttore e, se necessario, con il fattore di correzione della configurazione dell'avvolgimento. Secondo lo standard IEEE C57.152, 2013, i valori misurati e calcolati del TVR devono corrispondere entro ± 0,5%. 

Figura 1: errore del rapporto di spire a varie tensioni di test

La misurazione della corrente di eccitazione può essere utilizzata per rilevare problemi nella struttura del nucleo magnetico, difetti degli avvolgimenti, come spire in corto, e problemi con il commutatore. La misurazione può essere eseguita anche utilizzando un set di test del fattore di potenza, in quanto avviene normalmente a una frequenza nominale e a tensioni fino a 10 kV. I risultati dipendono dalla tensione e, poiché la valutazione delle misurazioni si basa principalmente sul riconoscimento dei modelli, i risultati ottenuti durante i test TTR, anche a tensioni notevolmente inferiori, possono essere un utile strumento diagnostico. 

La deviazione di fase dipende principalmente dalla qualità del materiale utilizzato nella costruzione del nucleo del trasformatore. Avere un nucleo del trasformatore a elevata permeabilità, con materiale a bassa perdita e senza difetti tra le lamine, contribuisce a ridurre al minimo le correnti parassite e, di conseguenza, la deviazione di fase. Una deviazione di fase significativa indica pertanto un nucleo inefficiente. 

Come documentato nello standard IEEE C57.152, 2013, sono presenti casi speciali che coinvolgono un trasformatore con un commutatore sotto carico sul lato bassa tensione e un numero ridotto di spire complessive. Con questi, la variazione per presa potrebbe non rientrare nella normale tolleranza di ± 0,5%. In tali casi, le misurazioni alle estremità del commutatore devono rientrare nella banda di tolleranza di ± 0,5% e, per tutte le prese, le tre fasi devono avere tutte gli stessi rapporti di tensione. 

Correlazione con altri test 

Quando i risultati del test TTR suggeriscono la presenza di un problema, è utile sapere in che modo tali risultati sono correlati ad altri test che possono essere eseguiti sul campo. 
La corrente di eccitazione di un trasformatore è la corrente che scorre in un avvolgimento eccitato, con tutti gli altri avvolgimenti aperti. La misurazione della corrente di eccitazione può aiutare a identificare gravi problemi nella struttura del nucleo, problemi con i commutatori, guasti tra spire e avvolgimenti collegati a terra. 

I test di resistenza dell'avvolgimento possono fornire informazioni su problemi di isolamento, come cortocircuiti tra spire e problemi nei commutatori che, in casi estremi, influiranno sulle misurazioni del TTR. Infine, per ottenere una buona approssimazione del rapporto di tensione di un trasformatore, è possibile utilizzare un test tra avvolgimenti induttivi, che è uno dei diversi tipi possibili di misurazione durante l'esecuzione del test di analisi della risposta in frequenza sweep (SFRA). 

Fonti di errore 

Nei test TTR si presume che, in condizioni di assenza di carico, il rapporto di tensione di un trasformatore sia uguale al rapporto di spire. Un'altra ipotesi è che tutto il flusso prodotto da un avvolgimento si collega con il secondo avvolgimento. Tuttavia, in realtà è sempre presente una dispersione del flusso, il che significa che la tensione nell'avvolgimento secondario sarà sempre inferiore a quella data da un semplice calcolo basato sul rapporto di spire. Questi fattori, insieme alle perdite di corrente parassita e di isteresi, alle perdite di eccitazione e agli effetti della tensione di eccitazione applicata e della permeabilità del nucleo, contribuiscono agli errori nel rapporto di spire misurato. Altri fattori esterni che possono influenzare le misurazioni del TTR includono il tipo di trasformatore (due avvolgimenti, tre avvolgimenti, autotrasformatore con avvolgimento terziario, ecc.), la configurazione del trasformatore (Dy, Yd, Yy, Dd, ecc.), i collegamenti effettuati tra il trasformatore e lo strumento di test (eccitazione dell'avvolgimento ad alta tensione o dell'avvolgimento a bassa tensione), l'eccitazione monofase o trifase, il carico degli avvolgimenti delta (ove presenti), l'entità della tensione di eccitazione e il valore del rapporto di spire stesso. Questi fattori sono esaminati nelle seguenti sezioni dell'articolo. 

Tensione di test 

Un test TTR viene generalmente eseguito eccitando l'avvolgimento ad alta tensione di un trasformatore e misurando la tensione sull'avvolgimento a bassa tensione. Questo è il metodo di test step-down. Tuttavia, la tensione utilizzata per eccitare l'avvolgimento può influire sui risultati. Quando viene applicata la tensione di test, il flusso magnetico direttamente proporzionale ai volt/alle spire viene indotto nel nucleo del trasformatore. La maggior parte di questo flusso, ma non tutto, si collega all'avvolgimento secondario ed è noto come flusso di mutua induzione. Il flusso che non si collega all'avvolgimento secondario è il flusso di dispersione. 

Il flusso di mutua induzione dipende dalle induttanze dell'avvolgimento, dal design del nucleo, dalla struttura e dalla permeabilità del nucleo. Poiché il flusso nel nucleo è una funzione di volt/spire, potrebbe essere necessaria una tensione di eccitazione più alta per ottenere un collegamento del flusso di mutua induzione più elevato e superare gli errori dovuti al flusso di dispersione, alle perdite di eccitazione e alle perdite del nucleo. Inoltre, poiché la permeabilità del nucleo aumenta con l'aumentare della tensione di eccitazione, è utile utilizzare tensioni di test più alte. La Figura 1 mostra i risultati del TTR a varie tensioni di test per un trasformatore Dyn1, da 138 kV a 4,365 kV, eccitato dal lato alta tensione. 
In pratica, per qualsiasi trasformatore è presente una tensione di eccitazione oltre la quale si riduce la dipendenza dalla tensione. I risultati del TTR sono coerenti a qualsiasi tensione superiore. 

Configurazione del trasformatore 

I trasformatori trifase sono prodotti con un'ampia gamma di configurazioni di avvolgimento e, in generale, è più difficile verificare con precisione se l'avvolgimento a bassa tensione presenta una configurazione Delta. Ciò è dovuto al fatto che il test TTR presume che l'avvolgimento secondario sia un circuito aperto e non presenti alcun carico collegato. Con un avvolgimento a bassa tensione con collegamento Delta e misurazioni eseguite fase per fase, questa ipotesi non regge, poiché l'avvolgimento sottoposto a test viene caricato dal collegamento con gli altri due avvolgimenti nel loop Delta. La corrente che circola nel loop Delta provoca perdite interne e influisce sulla precisione della misurazione del TTR. 

In questi casi, si consiglia di eccitare l'avvolgimento ad alta tensione da linea a linea o di ricorrere all'eccitazione trifase. Una soluzione ancora migliore consiste nell'eccitare l'avvolgimento a bassa tensione e misurare la tensione indotta nell'avvolgimento ad alta tensione (modalità step-up). La Figura 2 mostra l'effetto che queste misure hanno sui risultati del TTR e vale la pena notare che, anche quando è stata utilizzata una tensione di test di appena 8 V con eccitazione step-up, i risultati sono stati più precisi rispetto a quando è stata utilizzata una tensione di test di 80 V in modalità step-down. 

Figura 2: errore TTR per un trasformatore YNd con vari metodi di eccitazione

Figura 3: confronto degli errori nelle modalità step-up e step-down per un autotrasformatore con avvolgimento terziario

Con trasformatori a tre avvolgimenti e autotrasformatori con avvolgimenti terziari, è difficile ottenere una buona misurazione del rapporto avvolgimento ad alta tensione-avvolgimento terziario. L'avvolgimento terziario è solitamente più vicino al nucleo, mentre l'avvolgimento ad alta tensione è quello più esterno. Con questa configurazione, quando il test TTR viene eseguito dal lato alta tensione, il coefficiente di accoppiamento tra avvolgimento ad alta tensione e avvolgimento terziario è inferiore rispetto a un tipico trasformatore a due avvolgimenti. La situazione è peggiore quando il rapporto di spire è elevato: l'esperienza dimostra che qualsiasi rapporto superiore a 20:1 crea problemi per le misurazioni del rapporto avvolgimento ad alta tensione-avvolgimento terziario quando viene utilizzata la modalità di test step-down. Inoltre, l'avvolgimento terziario presenta solitamente un collegamento Delta, il che crea ulteriori difficoltà, come discusso in precedenza. 

Per affrontare queste sfide, si consiglia di eseguire le misurazioni del TTR in modalità step-up dal lato terziario. Tuttavia, è importante mantenere bassa la tensione di eccitazione a bassa tensione per evitare di produrre tensioni pericolosamente elevate sul lato alta tensione. 

Di solito, la tensione di test di eccitazione step-up viene scelta in base alla tensione massima che lo strumento di test può misurare in modo sicuro e preciso nell'avvolgimento ad alta tensione. 

La Figura 3 mostra le misurazioni del rapporto di spire alta tensione-terziario per un autotrasformatore da 288,7 kV/95,2 kV/26,4 kV. I test sono stati eseguiti dai lati alta tensione e terziario ai fini di un confronto. Come si può notare, con l'eccitazione dell'avvolgimento ad alta tensione, il primo gruppo di prese ha fornito risultati che non rientravano nel limite IEEE di ± 0,5%. Con l'eccitazione dell'avvolgimento terziario, tuttavia, tutte le prese rientravano nei limiti di tolleranza. 

Eccitazione degli avvolgimenti ad alta tensione e a bassa tensione a confronto 

Come già discusso, il rapporto di trasformazione misurato in un test TTR è influenzato dal flusso di mutua induzione che collega gli avvolgimenti ad alta e a bassa tensione. Ciò a sua volta dipende dalla geometria degli avvolgimenti, dal numero di spire e dalla permeabilità del nucleo. Per un determinato trasformatore, i primi due di questi fattori sono fissi, ma la permeabilità del nucleo non è costante. 

Per il tipo di acciaio utilizzato nei nuclei dei trasformatori, la permeabilità aumenta rapidamente con l'aumentare dell'intensità del campo magnetico H. L'applicazione di una tensione di eccitazione più elevata aumenta H, che aumenta la permeabilità del nucleo e determina un accoppiamento più efficace tra gli avvolgimenti. Ciò migliora la precisione delle misurazioni del TTR, come mostrato nella Figura 4, dove la tensione di eccitazione viene applicata all'avvolgimento ad alta tensione. 

Figura 4: errori TTR con eccitazione dell'avvolgimento ad alta tensione monofase utilizzando varie tensioni di test

Tuttavia, è possibile ottenere vantaggi ancora maggiori utilizzando la modalità di test step-up, in cui il trasformatore viene eccitato dal lato bassa tensione. Poiché il flusso è una funzione di volt/spire, la stessa tensione di eccitazione produce più flusso se viene applicata sul lato bassa tensione. Inoltre, poiché l'avvolgimento a bassa tensione è solitamente più vicino al nucleo, l'accoppiamento tra gli avvolgimenti da bassa ad alta tensione è migliore. Un migliore accoppiamento e una maggiore quantità di flusso consentono di ottenere risultati del TTR più accurati. Esempi di risultati del test TTR step-up sono mostrati nella Figura 5 e vale la pena notare che, man mano che la tensione di eccitazione aumenta, l'errore del rapporto si sposta in una direzione positiva, il che è opposto a ciò che accade nel test step-down.  

Figura 5: errori TTR con eccitazione dell'avvolgimento a bassa tensione monofase utilizzando varie tensioni di test

Un ulteriore vantaggio del test in modalità step-up è che fornisce una migliore precisione in presenza di livelli elevati di interferenza. Con i test step-up, le moderne tecniche di misurazione e di elaborazione del segnale consentono di ottenere risultati affidabili anche nelle condizioni più difficili sul campo. 

Eccitazione monofase e trifase a confronto 

I trasformatori di potenza trifase vengono spesso testati fase per fase con una sorgente monofase, utilizzando dei relè per trasferire l'alimentazione da una fase all'altra in base alle esigenze. Le limitazioni dei metodi fase per fase sono già state discusse e, per compensarle, si consiglia di utilizzare una tensione di eccitazione più elevata, insieme alla modalità di test step-up. Anche l'eccitazione di due fasi tramite test fase per
fase è auspicabile poiché, con due avvolgimenti eccitati, si migliora l'accoppiamento tra gli avvolgimenti e si riduce la dipendenza dalla tensione di eccitazione. 

Risultati ancora migliori si ottengono utilizzando una sorgente trifase e testando le tre fasi contemporaneamente. La distribuzione del flusso sarà più uniforme, determinando un accoppiamento maggiore tra gli avvolgimenti e generando risultati meno sensibili alla tensione di eccitazione. Le perdite di eccitazione durante il test sono condivise da tutte e tre le sorgenti, fornendo risultati molto più accurati rispetto a quelli ottenuti con eccitazione monofase o bifase. Altri vantaggi sono che la misurazione simultanea di tutte e tre le fasi riduce al minimo i tempi di test e, diminuendo la necessità di sostituire i puntali e di fare su e giù per le scale, la sicurezza aumenta. Inoltre, i relè di commutazione non sono più necessari nello strumento di test, migliorando così l'affidabilità e la durata. 

La Figura 6 mostra i risultati dei test monofase e trifase in modalità step-up per quattro tensioni di test e si osserverà che il test trifase fornisce errori minori in ogni caso. 

Figura 6: eccitazione monofase e trifase a varie tensioni

Quando le tre fasi vengono misurate simultaneamente, è possibile effettuare confronti migliori tra i risultati per ciascuna fase. Altri vantaggi includono la capacità di testare il rapporto dei trasformatori a sfasamento, una maggiore precisione delle misurazioni della deviazione di fase e la possibilità di utilizzare tecniche di riconoscimento vettoriale su trasformatori con informazioni limitate sulla targhetta costruttore. L'esecuzione di misurazioni TTR trifase in modalità step-up è ancora migliore poiché combina i vantaggi di entrambe le tecniche, come mostrato in modo convincente nelle Figure 7 e 8. 

Figura 7: errore nelle misurazioni del TTR step-down trifase su un trasformatore con OLTC

Figura 8: errore nelle misurazioni del TTR step-up trifase su un trasformatore con OLTC  

La Figura 7 mostra i risultati dell'eccitazione step-down trifase per l'OLTC lato alta tensione di un trasformatore trifase Dyn1 138 kV/4,365 kV. Si può notare che gli errori sono enormi e incoerenti, con alcune prese che superano il limite di tolleranza IEEE di ± 0,5%. 

La Figura 8 mostra i risultati per lo stesso trasformatore e OLTC utilizzando l'eccitazione step-up trifase. In questo caso, gli errori sono ridotti e più coerenti tra le fasi, e tutte le prese rientrano nel limite di tolleranza IEEE.

Riepilogo e conclusioni 

Il test TTR è un importante ausilio per valutare le condizioni degli avvolgimenti, del nucleo e dell'isolamento di un trasformatore. Il test è semplice, ma molti fattori, come la permeabilità del nucleo, il flusso di dispersione, le perdite di eccitazione e la configurazione dell'avvolgimento, possono influire sulla precisione dei risultati. Anche le tecniche di test utilizzate influenzano la precisione, portando potenzialmente a differenze significative tra i rapporti misurati e quelli riportati sulla targhetta costruttore. Molti di questi fattori esulano dal controllo della persona che esegue il test, ma è possibile adottare alcune misure per migliorare l'accuratezza e la ripetibilità dei risultati. È possibile adottare delle best practice per selezionare l'avvolgimento più appropriato da eccitare (modalità step-up o step-down), scegliere una tensione di eccitazione che riduca al minimo la dipendenza dalla tensione e decidere se eccitare più avvolgimenti (eccitazione da linea a linea o trifase), in modo da ridurre al minimo gli errori dovuti a perdite di eccitazione e la configurazione degli avvolgimenti. I test sul campo mostrano che l'eccitazione trifase e il test in modalità step-up simultanei migliorano notevolmente la precisione, ma laddove l'eccitazione trifase non fosse possibile, il test da linea a linea è un'alternativa accettabile. I test step-up offrono un migliore accoppiamento, generano più flusso e riducono la dipendenza dalla tensione rispetto alla modalità step-down. 

Con queste best practice, i test TTR diventano più sicuri ed efficienti e consentono di testare con precisione trasformatori sensibili alla tensione di eccitazione applicata, autotrasformatori con avvolgimenti terziari e trasformatori con avvolgimenti a bassa tensione delta per ottenere errori di rapporto che possono essere confrontati con i limiti IEEE per fornire una valutazione affidabile delle condizioni dell'isolamento e dell'avvolgimento.

Autori: Dinesh Chhajer, Daniel Carreno e Ken Petroff