Colmare le lacune nel monitoraggio DGA online
Riepilogo
L'individuazione tempestiva dei guasti e una chiara valutazione della loro gravità sono fondamentali per stabilire le priorità di manutenzione e prevenire i guasti ai trasformatori. Sebbene l'analisi dei gas disciolti (DGA) sia il metodo preferito per il rilevamento dei guasti e la diagnostica, le soluzioni di monitoraggio online sono spesso troppo costose o presentano un valore diagnostico troppo limitato, ostacolando così l'approccio basato sulle reti intelligenti, in cui tutti i trasformatori critici di una rete possono essere monitorati in tempo reale tramite un software centrale.
Questo articolo presenta una strategia di monitoraggio online economicamente vantaggiosa che utilizza l'idrogeno (H₂), l'acetilene (C₂H₂) e l'umidità disciolta. Ciò è stato reso possibile dall'adozione della spettroscopia laser con diodo modulabile per la misurazione precisa dell'acetilene nel monitoraggio dei trasformatori. Mentre l'idrogeno consente una diagnosi precoce ad ampio raggio, l'acetilene è un indicatore di guasti ad alta energia e l'umidità riflette i rischi di isolamento e dielettrici. Grazie ai principi termodinamici della formazione dei gas e ai dati raccolti sul campo, questo approccio garantisce un'ampia copertura diagnostica, impossibile da ottenere con i metodi di rilevamento dei guasti basati esclusivamente sull'idrogeno, sull'idrogeno e il monossido di carbonio o sul monitoraggio di miscele gassose.
1. Introduzione
Guasti imprevisti ai trasformatori possono causare interruzioni di corrente, danni alle apparecchiature e costose riparazioni. Sebbene l'analisi DGA in laboratorio (offline) rimanga il metodo definitivo per valutare lo stato di salute delle parti attive immerse nell'olio dei trasformatori in servizio ed eseguire la diagnostica dei guasti, il monitoraggio DGA online è già riconosciuto dagli operatori del settore — e sempre più spesso anche dagli assicuratori — come essenziale per mantenere l'affidabilità dei sistemi elettrici ad alta tensione. Questo perché, in un sistema di alimentazione digitale, l'analisi online dei gas disciolti (DGA) offre vantaggi che integrano le tradizionali analisi di laboratorio, in particolare per individuare guasti che si sviluppano rapidamente e che si verificano tra un prelievo periodico di campioni di olio e l'altro.
In realtà, i primi sistemi online degli anni '90 hanno dimostrato l'importanza del monitoraggio continuo dei trasformatori, anche se il loro funzionamento si basava generalmente sull'uso dell'idrogeno come “segno rivelatore” per individuare le anomalie.
Per migliorare le capacità diagnostiche, compresa la possibilità di rilevare e monitorare l'andamento dell'acetilene – considerato il gas più pericoloso – sono stati successivamente sviluppati dei monitor multigas online, che offrono informazioni dettagliate sui tipi e sulla gravità dei guasti. Pur essendo considerati lo standard di riferimento, il loro costo e la loro complessità rendono difficile una diffusione su larga scala, soprattutto in parchi macchine di grandi dimensioni o in installazioni remote.
Per ottenere una copertura più ampia e ridurre i rischi a livello di parco macchine, molti gestori di trasformatori hanno adottato rilevatori più semplici a un gas, a due gas o a gas misti. Tuttavia, questo approccio presenta diverse difficoltà:
- Falsi allarmi causati dalla produzione di idrogeno non dovuta a guasti (emissione accidentale di gas, invecchiamento dell'olio o errori di campionamento) [3].
- Interpretazione ambigua del monossido di carbonio (CO), poiché il CO può derivare sia dalla semplice ossidazione dell'olio che dalla degradazione critica della cellulosa [4].
- Rilevamento tardivo o mancato di gravi guasti elettrici quando non vengono monitorati i gas che generano archi elettrici, come l'acetilene.
Inoltre, il monitoraggio di miscele gassose nasconde il comportamento dei singoli gas, impedendo una diagnosi chiara dei guasti.
Per questo motivo, tra i gestori di trasformatori c'è un bisogno sempre maggiore di:
- allerta precoce in caso di condizioni che potrebbero portare a un guasto catastrofico, in modo che gli operatori possano decidere se inviare o meno squadre di ispezione e manutenzione in modalità di emergenza; e
- convenienza e semplicità, per consentire il monitoraggio di un numero maggiore di trasformatori.
In altre parole, chi gestisce i trasformatori ha bisogno di: efficacia, affidabilità e convenienza in una soluzione di monitoraggio DGA.
2. DGA - Contesto e principi diagnostici
L'analisi dei gas disciolti (DGA) dell'olio dei trasformatori si basa sul principio secondo cui le sollecitazioni elettriche e termiche all'interno dei trasformatori provocano la decomposizione dei materiali isolanti — sia l'olio che l'isolamento solido — generando gas caratteristici del tipo e della gravità del guasto.
2.1 Origini e importanza dei gas disciolti
Ogni gas ha un valore diagnostico, come descritto nella tabella 1.
| Gas | Origine del gas | Valore diagnostico |
|---|---|---|
| Idrogeno (H₂) | Riscaldamento a bassa energia, scariche parziali, archi elettrici, gas residui, ecc. | Un segnale di allerta precoce, ma non molto specifico |
| Acetilene (C₂H₂) | Arco elettrico, scarica ad alta energia | Un chiaro indicatore di gravi guasti elettrici/alte temperature |
| Metano (CH₄) | Guasti termici a bassa energia | Contesto dei guasti termici |
| Etano (C₂H₆) | Surriscaldamento moderato | Contesto dei guasti termici |
| Etilene (C₂H₄) | Guasti termici da alta temperatura | Contesto di forte surriscaldamento |
| Monossido di carbonio (CO) | Deterioramento della carta, ossidazione dell'olio | Indicatore dell'invecchiamento dell'isolamento, ma soggetto a falsi positivi |
| Anidride carbonica (CO₂) | Deterioramento dell'olio/della carta, ossidazione | Indicatore di invecchiamento dell'isolamento |
| Ossigeno (O₂) / Azoto (N₂) | Ingresso di aria | Rilevamento di perdite e contaminazione atmosferica |
2.2 Fondamenti termodinamici della formazione di gas da guasto
La formazione di gas nei trasformatori è dovuta alla decomposizione termodinamica dei materiali isolanti sottoposti a diversi livelli di sollecitazione. La figura 1 illustra i meccanismi fondamentali attraverso i quali quantità diverse di energia portano alla formazione di gas specifici.
Il modello termodinamico semplificato per la formazione di gas descritto nella figura 1 conferma che:
- H₂ e CH₄ si formano a energie di attivazione termica relativamente basse.
- C₂H₆ e C₂H₄ richiedono una maggiore quantità di energia, tipica di un surriscaldamento moderato.
- La formazione di C₂H₂ richiede il massimo apporto energetico ed è direttamente correlata alla formazione di archi elettrici e a guasti ad alta energia.
| Livello di energia | Formazione di gas | Tipo di guasto tipico |
|---|---|---|
| Basso (corona, scarica parziale) | H₂, CH₄ | Scariche parziali, emissioni gassose |
|
Medio (surriscaldamento, punti caldi) |
C₂H₆, C₂H₄, CH₄ | Guasti termici (T1, T2) |
|
Elevato (archi elettrici, grave surriscaldamento) |
C₂H₂ |
Arco elettrico, scarica ad alta energia e guasti termici (T3) |
Sebbene tutti i gas e i rapporti tra alcuni di essi forniscano informazioni diagnostiche, H₂ e C₂H₂ sono i più importanti per individuare tempestivamente eventuali guasti gravi. Dalla figura 1 e dalla tabella 2 si può notare che l'idrogeno e l'acetilene sono i due gas principali associati ai guasti elettrici e alle condizioni di temperatura elevata.
L'umidità, pur non essendo un gas, svolge un ruolo significativo nella valutazione dello stato dell'isolamento e nella previsione del rischio di guasti dielettrici.
2.3 L'importanza del monitoraggio di H₂, C₂H₂ e umidità
Concentrarsi su H₂, C₂H₂ e sull'umidità disciolta risponde all'esigenza degli operatori di disporre di una strategia di monitoraggio che consenta di ridurre i rischi a livello di parco macchine e di stabilire le priorità in materia di indagini e manutenzione. Questo si può ottenere individuando le anomalie e chiarendo la gravità dei guasti, come segue:
- Idrogeno (H₂): indicatore universale precoce di molti guasti, tra cui le scariche parziali, il riscaldamento a bassa energia e il fenomeno più innocuo della emissioni di gas.
- Acetilene (C₂H₂): conferma la presenza di archi elettrici o scariche ad alta energia con surriscaldamento superiore a circa 700 °C. Il C₂H₂ si forma raramente in condizioni normali, il che lo rende un parametro diagnostico decisivo, a differenza di altri gas.
- Umidità: fornisce indicazioni sull'invecchiamento dell'isolamento e sul rischio di rottura dielettrica o formazione di bolle in presenza di sollecitazioni termiche.
Grazie alla combinazione di rilevamento precoce dei guasti, diagnostica intuitiva e costi contenuti, questa metodologia offre una soluzione pratica e scalabile per proteggere i parchi di trasformatori nei sistemi energetici odierni in rapida evoluzione.
3. Coniugare teoria ed esperienza pratica
Oltre a sviluppare i modelli geometrici consolidati per la diagnosi DGA, il dottor Michel Duval ha elaborato un modello termodinamico che descrive l'evoluzione dei gas a diverse temperature e le sollecitazioni associate a tali gas. Il modello è descritto in [5] e illustrato nella figura 2.
In un'altra indagine, un gruppo di ricerca coreano [6] ha individuato una correlazione tra diverse condizioni di sollecitazione e la probabilità di guasto.
La tabella 3 mette insieme lo studio coreano, la tabella C.3 “Presenza di tipi di guasti o sollecitazioni identificati dalla DGA” [8] e il metodo del gas chiave.
|
|
| Gas vs guasti/sollecitazioni | H₂ (%) | C₂H₆ (%) | CH₄ (%) | C₂H₄ (%) | C₂H₂ (%) | Probabilità di guasto (%) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| PD | 95 | 2 | 2 | 1 | 0 | 1 |
| S | 85 | 10 | 5 | 0 | 0 | 0 |
| T1 | 46,7 | 23,3 | 23,3 | 6,7 | 0 | 4 |
| O | 40 | 20 | 24 | 16 | 0 | 0 |
| C | 33,3 | 16,7 | 20,8 | 25 | 4,2 | 0 |
| T2 | 29,2 | 12,5 | 16,7 | 33,3 | 8,3 | 6 |
| T3 | 25 | 8,3 | 12,5 | 41,7 | 12,5 | 30 |
| D2 | 40 | 4 | 8 | 16 | 32 | 40 |
| D1 | 50,7 | 2,2 | 3,6 | 7,2 | 36,2 | 13 |
La conclusione principale che si ricava dalla tabella è che due gas — l'acetilene e l'idrogeno — sono costantemente associati a tutti i casi di guasto documentati. Nella maggior parte dei casi in cui si sono verificati guasti, l'acetilene ha agito come principale indicatore, segnalando in modo affidabile la presenza di condizioni di guasto ad alto rischio e potenzialmente catastrofiche. L'idrogeno ha fornito un valore diagnostico complementare, individuando ulteriori modalità di guasto non rilevate esclusivamente dall'acetilene.
Questa osservazione avvalora lo sviluppo della strategia diagnostica descritta nella sezione “Logica del flusso diagnostico”.
4. Logica del flusso diagnostico
La logica decisionale proposta per il monitoraggio online integra le misurazioni di H₂, C₂H₂ e umidità per fornire indicazioni chiare e concrete. Le soglie e le azioni consigliate sono descritte nella tabella 4.
| Condizione | Idrogeno (ppm) | Acetilene (ppm) | Raccomandazione |
|---|---|---|---|
| Nessun allarme | <50 E <0,5 | Monitoraggio continuo | |
| Allarme non critico | >50 E <0,5 | Programmare DGA in laboratorio | |
| Allarme critico – possibile guasto da scarica elettrica in fase iniziale | <50 E >0,5 | Programmare DGA in laboratorio entro un massimo di 24 ore | |
| Allarme critico – guasto persistente* | >50 E >15 | Programmare un'ispezione urgente e un'analisi DGA in laboratorio; prepararsi alla riduzione del carico o a un'interruzione dell'alimentazione | |
| Allarme critico – incremento rapido | >10 ppm/ora | >1 ppm/ora |
Risposta e indagine immediate; valutare un'interruzione di emergenza |
|
Un elevato livello di umidità nel sistema di isolamento comporta il rischio di formazione di guasti (o di un loro aggravamento, se già esistenti). |
|||
*Durante i primi anni di vita del trasformatore, se l'idrogeno supera i 25 ppm E l'acetilene supera i 5 ppm, si consiglia di programmare un'ispezione urgente e un'analisi DGA in laboratorio; prepararsi alla riduzione del carico o a un'interruzione dell'alimentazione.
In condizioni normali non è necessario intervenire, mentre un livello elevato di idrogeno richiede l'esecuzione di un'analisi DGA offline per individuare eventuali guasti a bassa energia. Un aumento simultaneo dei livelli di idrogeno e acetilene, o un rapido aumento di entrambi, richiede interventi di manutenzione immediati per evitare guasti gravi. Questo approccio permette di intervenire tempestivamente riducendo al minimo le interruzioni non necessarie.
Se abbinata al monitoraggio dell'idrogeno e dell'acetilene, la misurazione dell'umidità fornisce informazioni fondamentali sul margine dielettrico e sulla sollecitazione dell'isolamento, completando il quadro necessario per valutare sia la probabilità che la potenziale gravità di guasti ai trasformatori.
5. Analisi economica
Sulla base della Brochure tecnica CIGRE 783 [7], la tabella 5 fornisce un'indicazione dei costi e dei ricavi relativi a diversi tipi di approcci di monitoraggio.
| Tipo di monitoraggio | Costo stimato (prezzi relativi) | Copertura di guasti gravi | Commento |
|---|---|---|---|
| 9 gas | $$$$ | ~95–98% | Diagnostica eccellente, costo elevato |
| Composito a 4 gas | $$ | ~80–90% | Buon compromesso, ma scarsa specificità |
| H₂ + CO | $-$$ | ~60–75%* | Di uso comune, ma scarsa specificità |
| H₂ | $ | ~60–75%*,** | Richiedi una DGA offline prima della diagnosi |
| H₂ + C₂H₂ (proposta) | $$ | ~80–90% | Elevato valore e specificità; rileva gli archi elettrici con le stesse prestazioni delle tecnologie di monitoraggio per la diagnostica dei guasti. |
* Copertura dopo i test offline; ** Alcune aziende di servizi di pubblica utilità riportano una copertura dei guasti pari solo al 50–60%
La tabella 5 mette a confronto la copertura diagnostica e il costo relativo di diverse configurazioni di DGA online.
Le percentuali di copertura rappresentano la capacità stimata di rilevamento di condizioni di guasto gravi, sulla base dei dati pubblicati e dell'esperienza del settore. I livelli di costo sono relativi e riflettono i prezzi di mercato tipici per ogni tipo di monitoraggio.
Mentre le soluzioni a base di solo idrogeno e H₂ + CO offrono un rilevamento di base dei guasti con una specificità limitata, l'aggiunta di acetilene migliora notevolmente la capacità di identificare guasti di scarica ad alto rischio senza la complessità e i costi dei sistemi multigas completi.
La tabella 5 mostra che aumentare il numero e la tipologia dei gas monitorati migliora la capacità di rilevamento dei guasti; la combinazione di H₂ + C₂H₂ offre un equilibrio ottimale tra rilevamento dei guasti, prestazioni diagnostiche e convenienza economica del sistema.
Casi d'uso dell'approccio di monitoraggio di idrogeno, acetilene e umidità
Dato che le apparecchiature per la DGA online vengono utilizzate sia per monitorare i singoli trasformatori che presentano anomalie, sia per ridurre il rischio a livello di parco installando i dispositivi su tutti i trasformatori critici indipendentemente dal loro stato corrente, l'approccio di monitoraggio di idrogeno, acetilene e umidità può essere preso in considerazione nei seguenti casi:
- Trasformatori di distribuzione per sottostazioni, fondamentali e in buono stato — mitigazione dei rischi a livello di parco macchine
- Trasformatori di generazione e trasmissione in buono stato — mitigazione dei rischi a livello di parco macchine
- Trasformatori industriali e altri trasformatori critici in buono stato — mitigazione dei rischi a livello di parco macchine
- Energie rinnovabili fondamentali e sostenibili — mitigazione dei rischi a livello di parco macchine
- Trasformatori che producono gas dove non è necessaria una diagnostica DGA completa in tempo reale — monitoraggio in caso di budget limitato
6. Conclusione
Man mano che le principali aziende di servizi di pubblica utilità iniziano ad attuare strategie di riduzione del rischio a livello di parco macchine per i trasformatori di media potenza, diventa sempre più evidente la necessità di un approccio di monitoraggio del rapporto costi-benefici ben bilanciato.
La strategia di monitoraggio di H₂ + C₂H₂ + umidità presentata in questo articolo offre la copertura necessaria in termini di rilevamento dei guasti e diagnostica per prevenire guasti critici ai trasformatori, a un costo che finalmente consente l'implementazione su tutto il parco macchine e una reale riduzione dei rischi. Se utilizzato insieme allo standard di riferimento del settore per il processo decisionale finale – le analisi di laboratorio dell'olio – questo approccio può supportare quella che è probabilmente la strategia di monitoraggio dei trasformatori più efficace oggi disponibile.
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Acknowledgement
This article benefited substantially from the input and expertise of Mr. Marius Grisaru, consultant and electric oil diagnostics expert.
Bibliography
[1] Wagner HH. Pennsylvania TCG Transformer Fault-Gas Continuous Monitor. Doble Conference Index of Minutes. Sec. 6-701; 1967.
[2] Duval M. Dissolved Gas Analysis, It Can Save Your Transformer. IEEE Electric Insulation Magazine 1989; 5:22-27.
[3] Grisaru M. Transformer maintenance: Hydrogen–the most measured and monitored transformer parameter. Transformers Magazine. 2018; 5(4):42-49.
[4] Höhlein-Atanasova I, Frotscher R. Carbon oxides in the interpretation of dissolved gas analysis in transformers and tap changers. IEEE Electr Insul Mag. 2010; 26(6):22-26.
[5] Ongoing Activities at IEEE, IEC and CIGRE on DGA. EPRI-TSUG Conference, St. Louis; 2013.
[6] Jung JR, et al. Advanced Dissolved Gas Analysis (DGA) diagnostic methods with estimation of fault location for power transformer based on field database; 2016
[7] CIGRE Technical Brochure 783. DGA Monitoring Systems; 2019
[8] CIGRE Technical Brochure 771. Advances in DGA interpretation. 2019
