Comprensione dei livelli di emergenza nei guasti dei trasformatori: informazioni di base per i team di manutenzione

Il rilevamento dei guasti ai trasformatori si è evoluto in modo significativo durante il secolo scorso, passando dal rudimentale relè Buchholz degli anni '20 agli odierni sofisticati sistemi di analisi di gas disciolti (DGA). Sebbene questi progressi tecnologici abbiano notevolmente migliorato la capacità di monitorare lo stato dei trasformatori, hanno anche introdotto una complessità: comprendere il vero livello di emergenza quando scatta un allarme.

Per i team di manutenzione, questa complessità è ben lontana dall'essere puramente accademica. La classificazione errata dei guasti ai trasformatori ha gravi implicazioni sia per i costi di esercizio che per la sicurezza. Se un problema di lieve entità viene erroneamente classificato come critico, si sprecano risorse per risposte di emergenza non necessarie. Al contrario, se si sottovaluta un guasto grave, un guasto irreparabile può comportare la perdita completa del trasformatore, danni collaterali e rischi per la sicurezza del personale.

L'impatto finanziario di questi errori di classificazione è ingente. Le risposte di emergenza non necessarie possono costare ai servizi di pubblica utilità decine di migliaia di euro a incidente, mentre il guasto irreparabile di un trasformatore può costare milioni.

La sfida della classificazione della manutenzione

I team di manutenzione responsabili dei parchi di trasformatori devono affrontare diverse situazioni comuni che mettono in luce la difficoltà di classificare correttamente i guasti. Un caso tipico riguarda la ricezione di un allarme da un sistema di monitoraggio dell'idrogeno senza una chiara indicazione della gravità del guasto. Senza dati aggiuntivi, i team di manutenzione spesso optano automaticamente per risposte conservative, trattando molti allarmi come potenzialmente gravi.

I rilevatori di guasti tradizionali aggravano questa sfida a causa delle loro limitazioni intrinseche. Sebbene economicamente convenienti, i monitor del solo idrogeno rilevano un'ampia gamma di guasti senza distinguerne la natura o la gravità. I rilevatori di gas compositi presentano analoghe limitazioni per quanto riguarda la capacità di distinguere tra i tipi di guasto. I monitor esistenti del tipo rilevatore di guasti capaci di rilevare l'acetilene, l'indicatore critico dei guasti da arco elettrico ad alta energia, hanno una scarsa sensibilità (> 3 ppm), valore che supera la soglia di 2 ppm consigliata dal Bollettino tecnico CIGRE 783.

Queste limitazioni si traducono in un "affaticamento da falsi allarmi". Come osservato nel Bollettino tecnico CIGRE 783, "tali falsi allarmi dovuti alla formazione di gas o “stray gassing” sono molto più frequenti degli allarmi reali dovuti all’arco elettrico. Pertanto, in seguito alla ripetizione di tali falsi allarmi, l'operatore potrebbe ignorarli." Questa normalizzazione delle anomalie crea una situazione pericolosa in cui i team di manutenzione sono desensibilizzati rispetto agli allarmi.

I guasti da arco elettrico ad alta energia che generano acetilene spesso si sviluppano rapidamente e possono causare guasti catastrofici dei trasformatori se non vi si fa fronte tempestivamente. Come avverte il Bollettino tecnico CIGRE 783, "la formazione di archi elettrici potrebbe essere rilevata solo coi valori tardivi, quando si formano picchi più grandi di acetilene e idrogeno in brevi intervalli di tempo, talvolta troppo tardi per evitare un guasto catastrofico se l'arco si forma negli avvolgimenti..." Un esempio concreto di questo problema si è verificato quando un InsuLogix G2 presso un data centre critico registrò un aumento dell'acetilene da 0 ppm a circa 30 ppm. Sfortunatamente l’InsuLogix non era collegato allo SCADA e il trasformatore si guastò dopo circa sei mesi, una situazione che potrebbe essere stata evitata.

L'impatto degli errori di classificazione delle risorse

L’errata classificazione dei guasti ai trasformatori si ripercuote a cascata sull’inefficienza delle risorse. Quando i problemi non critici attivano risposte di emergenza, i team di manutenzione sono costretti a trasferimenti non necessari che drenano risorse dalle attività pianificate. Questi interventi non pianificati in genere comportano costi elevati, richiedono manodopera straordinaria, mobilizzazione di apparecchiature di emergenza e possibili interruzioni della produzione.

Il ritardo nella risposta ai problemi realmente critici crea un rischio finanziario ancora maggiore. Un guasto grave a un trasformatore può costare milioni per le apparecchiature sostitutive, le riparazioni di emergenza e i costi di ridistribuzione dell'energia. Per gli impianti industriali, le perdite di produzione dovute a un'interruzione non pianificata spesso sovrastano i costi di sostituzione delle apparecchiature.

Oltre alle considerazioni finanziarie, l'errata classificazione comporta anche rischi significativi per la sicurezza del personale. I guasti da arco elettrico ad alta energia possono causare guasti catastrofici dei trasformatori, con potenziali conseguenze quali incendi, esplosioni o fuoriuscite di olio. Gli addetti alla manutenzione potrebbero inavvertitamente mettersi in pericolo se il guasto è stato sottovalutato.

Le spese per il campionamento dell’olio rappresentano un altro costo nascosto degli errori di classificazione. In assenza di chiari indicatori dei guasti, i team di manutenzione spesso si trovano a dover aumentare la frequenza del campionamento manuale dell'olio e delle analisi di laboratorio. L'indagine di un allarme in modalità di emergenza può includere la raccolta, la spedizione e l'analisi di campioni di olio così come la generazione di report, attività che possono costare da diverse centinaia a diverse migliaia di euro. Un servizio di pubblica utilità con centinaia di trasformatori potrebbe spendere decine di migliaia di euro l'anno per il campionamento dell'olio, cosa che si potrebbe evitare con un monitoraggio online più preciso.

Un case study illuminante riguarda un servizio di pubblica utilità che ha recentemente aggiornato il proprio programma di monitoraggio DGA online rimpiazzando varie dozzine di monitor di gas compositi con sistemi InsuLogix G2. In precedenza i monitor dei gas compositi rilevavano le tendenze generali dello sviluppo di gas, senza però distinguere tra i tipi di guasto, cosicché veniva seguito un protocollo di risposta standard per tutti gli allarmi. Una volta implementati monitor in grado di rilevare in modo specifico l'acetilene con elevata precisione, è stato registrato un miglioramento significativo nell'efficienza della manutenzione. Gli allarmi specifici per l'acetilene hanno consentito una chiara classificazione dei livelli di emergenza, permettendo di adottare risposte calibrate in base al rischio effettivo.

Approcci moderni alla classificazione delle emergenze

L'evoluzione della classificazione dei guasti dei trasformatori si è incentrata sullo sviluppo di approcci più sofisticati al monitoraggio dei gas e la sensibilità all'acetilene si è imposta come fattore di differenziazione cruciale. L'acetilene è estremamente utile in quanto si forma solo a temperature superiori a 500 °C, cosicché è un indicatore inequivocabile dei guasti ad alta energia, compreso l’arco elettrico.

I moderni sistemi di monitoraggio aventi una precisione a livello di laboratorio per il rilevamento dell'acetilene (sensibilità di 0,5 ppm) hanno trasformato la classificazione delle emergenze. Questo livello di sensibilità consente di rilevare i guasti ad alta energia ancora nelle fasi iniziali, spesso settimane prima che tali guasti attivino i monitor meno sensibili.

La relazione tra le concentrazioni di idrogeno e acetilene fornisce informazioni diagnostiche preziose. Se i livelli di idrogeno aumentano senza che vi sia un corrispondente incremento dell’acetilene, ciò in genere è indice di guasti a energia più bassa, come una scarica parziale o un surriscaldamento localizzato. Tuttavia, quando l'acetilene è presente insieme all'idrogeno, in particolare se i livelli di acetilene aumentano rapidamente, ciò indica un guasto ad alta energia che richiede attenzione immediata.

Il Bollettino tecnico CIGRE 783 sottolinea nello specifico che "in caso di un guasto da arco elettrico D1 o D2 negli avvolgimenti, potenzialmente il guasto più pericoloso nei trasformatori, il valore IEC/CIGRE tipico di acetilene che deve essere rilevato è ~2 ppm". Ciò fissa una chiara soglia per il rilevamento precoce dei guasti critici da arco elettrico, sottolineando l'importanza dei sistemi di monitoraggio capaci di rilevare l'acetilene a una concentrazione pari o inferiore a tale livello. È importante notare che insieme a questi 2 ppm di acetilene si formano solo circa 6 ppm di idrogeno. Tuttavia, non è possibile rilevare in modo affidabile un aumento di 6 ppm di idrogeno con i monitor di tipo M1 e M2 utilizzando sensori a film metallico od ossido di metallo o celle elettrochimiche a causa dei loro limiti di rilevamento relativamente elevati, in genere ≥ 25 ppm.

Implementazione di procedure di risposta efficaci

Un’efficace classificazione delle emergenze è utile solo se associata a procedure di risposta adeguate. La chiave per una corretta implementazione consiste nell'integrazione di funzionalità di monitoraggio avanzate con i programmi di manutenzione esistenti. Questa integrazione inizia mappando i livelli di classificazione delle emergenze a specifici flussi di lavoro di manutenzione già definiti all'interno dell'organizzazione.

Se si utilizza InsuLogix G2, l'operatore del trasformatore può prendere in considerazione i seguenti protocolli di risposta a scalini a seconda dei livelli di gas, consentendo ai team di manutenzione di allocare risorse proporzionali al rischio effettivo. Nella consapevolezza che trasformatori differenti possono trovarsi in condizioni differenti, un esempio di approccio pratico potrebbe includere quanto segue:

• In caso di rilevamento di idrogeno oltre la soglia di allarme senza rilevamento di acetilene, prendere in considerazione il campionamento dell’olio entro 48 ore.
• In caso di aumento di acetilene da non rilevabile a 0,5-2 ppm, eseguire ulteriori test diagnostici entro al massimo 24 ore.
• In caso di aumento di acetilene da non rilevabile a 2-5 ppm, eseguire ulteriori test diagnostici il prima possibile. 
• In caso di aumento dell'acetilene da non rilevabile a >5 ppm o di un rapido aumento del tasso di variazione (RoC) della concentrazione di acetilene, implementare procedure di emergenza per un potenziale guasto dei trasformatori.

Le linee guida di settore CIGRE, IEC e IEEE forniscono informazioni dettagliate sull'interpretazione dei guasti e sulle azioni consigliate e devono essere seguite. Il protocollo di risposta a scalini sopra descritto è specifico per l'uso del monitor InsuLogix G2 per acetilene, idrogeno e umidità e costituisce solo un esempio.

Un convincente case study riguarda una grande raffineria di petrolio industriale in cui i test di laboratorio di routine hanno rilevato 1,5 ppm di acetilene in un trasformatore critico. Poiché i tempi di consegna di un trasformatore sostitutivo superano i 2,5 anni, è stato implementato un sistema di monitoraggio dell'acetilene ad alta sensibilità InsuLogix G2 per tenere traccia ininterrottamente dei livelli di acetilene tra i test di laboratorio. Ciò ha consentito al cliente di prolungare la durata del trasformatore in attesa della sua sostituzione.

La raffineria ha implementato un protocollo di risposta specificamente calibrato in base ai livelli di acetilene, con interventi di manutenzione attivati a soglie predefinite. Quando si sono verificate fluttuazioni dell'acetilene, le analisi di laboratorio le hanno confermate, a riprova dell'accuratezza del sistema di monitoraggio. Particolarmente degno di nota è il fatto che, in diversi casi, le concentrazioni di idrogeno sono rimaste sotto la soglia dei 40 ppm, un livello che non avrebbe generato preoccupazione in una configurazione di monitoraggio del solo idrogeno, nonostante la presenza di acetilene indicasse un guasto ad alta energia.

Conclusione

Una chiara classificazione delle emergenze dovute ai guasti dei trasformatori offre tre vantaggi interconnessi: riduzione dei costi grazie a meno risposte di emergenza non necessarie e alla prevenzione dei guasti catastrofici; miglioramenti della sicurezza quando i team di manutenzione dispongono di informazioni accurate sulla gravità dei guasti; e, infine, ottimizzazione delle risorse quando i team possono stabilire con sicurezza le priorità del carico di lavoro in base alle condizioni effettive dei trasformatori.

Le organizzazioni che desiderano migliorare la classificazione dei guasti dei trasformatori, nella pratica possono prendere in considerazione una serie di passaggi successivi. Si può iniziare valutando le apparecchiature di monitoraggio online esistenti (se presenti), in particolare per quanto riguarda la sensibilità del rilevamento dell'acetilene. Se non è installato alcun monitor su un trasformatore, prendere in considerazione quello con la massima sensibilità possibile all'acetilene e il rilevamento separato di idrogeno e acetilene. Successivamente, sviluppare un quadro chiaro della classificazione delle emergenze, con soglie definite e protocolli di risposta corrispondenti. Infine, integrare queste classificazioni nei sistemi di gestione della manutenzione esistenti per garantire un'applicazione coerente nell’intera organizzazione.

Implementando un monitoraggio preciso abbinato a una chiara classificazione delle emergenze, i team di manutenzione possono convertire la cura dei trasformatori da un’impegnativa attività reattiva e incerta a una disciplina affidabile e proattiva che ottimizza sia l'affidabilità che le risorse.