Finestre di ispezione per la manutenzione di trasformatori

Tutti sanno che Thomas Alva Edison ha inventato la lampadina, ma chi ha inventato il trasformatore, probabilmente la più importante macchina elettrica mai sviluppata? Il trasformatore a corrente alternata modello ZBD fu inventato nel 1885 da tre ingegneri ungheresi presso stabilimento di Ganz Works nell'impero austro-ungarico: Károly Zipernowsky, Ottó Bláthy e Miksa Déri (ZBD deriva dalle iniziali dei loro nomi). Oggi, i trasformatori sono ovunque, e alimentano le nostre case e le nostre aziende in varie tensioni. Quando un trasformatore si guasta in un ambiente commerciale o industriale, il guasto può compromettere una parte significativa delle attività.

Nella procedura di Valutazione delle criticità delle infrastrutture dei nostri clienti, i trasformatori primari con potenze nominali di 500 kVA e superiori solitamente sono ai primi posti nelle tabelle degli indici di priorità del rischio (RPN). A causa degli elevati costi di sostituzione, dei lunghi tempi di consegna che si aggirano intorno a 12 o più settimane, agli elevati costi di manodopera e alle innumerevoli modalità di guasto impossibili da riparare in loco, i trasformatori possono rappresentare l'anello debole per l'affidabilità del sistema di distribuzione elettrica. Sebbene un sistema di distribuzione elettrica ridondante, come le configurazioni Main-Tie-Main in cui ciascun trasformatore con un carico inferiore al 50% della capacità nominale, possa ridurre gli effetti di un guasto, occorre tener conto di altri aspetti. Data la considerevole quantità di corrente di guasto, alcune modalità di guasto sono potenzialmente pericolose per il personale; inoltre in molti trasformatori i componenti interni sono immersi in olio, fattori che determinano rischi di infiammabilità e impatto ambientale. Adottare metodologie per individuare i problemi e prevenire i guasti a monte è certamente l'approccio più efficace. Il guasto di un trasformatore può facilmente comportare decine di migliaia di dollari in costi di riparazione e tempi di inattività.

Fortunatamente, esistono molti tipi di tecnologie di Manutenzione su condizione (CBM - Condition Based Maintenance) che possono essere utilizzate per cercare di rilevare con largo anticipo i segnali di allarme per guasti imminenti sui trasformatori. L'ispezione a infrarosso è in grado di rilevare connessioni allentate, connettori non correttamente crimpati e dispersioni sui cavi causate da cicli termici. Gli ultrasuoni a contatto (structure borne ultrasound) possono rilevare avvolgimenti distaccati e altri problemi meccanici. Gli ultrasuoni in aria (Airborne ultrasound) sono in grado di rilevare archi, tracking ed effetto corona, fenomeni che emettono segnali ad alta frequenza nello spettro degli ultrasuoni al di sopra dei 20 kHz. Per confermare l'esatta posizione di un evento corona è possibile usare telecamere a ultravioletti (UV). L'ispezione visiva può rilevare la presenza di contaminanti nell'aria, l'ingresso di acqua e parassiti. Molti elettricisti sono stati "sorpresi" da un serpente, un ragno o un roditore attratti dal calore e dall'aria secca all'interno del vano isolatori passanti di un trasformatore.

Sui trasformatori in olio, le analisi periodiche sull'olio possono rilevare la degradazione del materiale isolante composto da carta, la degradazione dell'olio, perdite o eccessiva acidità (compromissione isolamento). L'analisi del gas disciolto nell'olio può ulteriormente rilevare segnali di guasto termico e l'attività di scarica parziale all'interno della camera del trasformatore. Infine, il rilevamento di tensioni transitorie verso terra (TEV), un'altra forma di evento di scarica parziale, può individuare difetti nascosti all'interno dei componenti isolanti di un trasformatore.

La maggior parte di queste tecniche di CBM richiedono che le apparecchiature siano alimentate e funzionino in condizioni di normale carico per poter fornire dati quantitativi utili. Naturalmente, questo impone di prendere in considerazione alcune precauzioni, in particolare a fronte delle nuove linee guida contenute nell'edizione 2018 dell'NFPA 70E. Se una di queste operazioni di ispezione richiede l'apertura degli sportelli o delle coperture del trasformatore, sussiste un elevato rischio di arco elettrico o di folgorazione per gli addetti. Oltre ad essere qualificato, il personale deve indossare dispositivi di protezione individuale (DPI) adeguati al livello di energia incidente rilasciata dall'arco elettrico. Nelle immediate vicinanze di un trasformatore, il rischio di arco elettrico può essere significativo e può costituire un impedimento all'esecuzione delle attività di ispezione e di raccolta dati. Inoltre, il concetto di Gerarchia di controllo incorporato nella normativa NFPA 70E prevede che vengano utilizzate, se possibile e se praticabili, altre alternative al lavoro a pannelli aperti, compresa la "sostituzione" di attività pericolose con attività non pericolose.

Fortunatamente, esistono soluzioni alternative e pratiche per quasi tutti questi tipi di ispezione che impiegano metodi più sicuri di raccolta dati, conformi all'approccio di sicurezza intrinseca nella progettazione (safety-by-design) e l'uso di dispositivi di sicurezza per la manutenzione elettrica (EMSD - Electrical Maintenance Safety Devices).

Le soluzioni per le ispezioni di manutenzione, come quelle fornite da FLIR, possono essere installate praticamente su qualsiasi trasformatore e consentono di eseguire ispezioni visive, a infrarosso e ultravioletti attraverso un unico dispositivo. Le finestre rettangolari di grande formato IRW-XPx consentono di utilizzare una singola unità per i collegamenti a bassa tensione e un'altra per i collegamenti ad alta tensione di un trasformatore. Aprendo il coperchio di questi tipi di finestre, l'apparecchiatura rimane chiusa e protetta e il tecnico non viola il limite di avvicinamento, per cui, secondo la tabella NFPA 70E 130.5 (C), non è necessario indossare DPI speciali in quanto non vi è una maggiore probabilità che si verifichi un arco elettrico.

Anche gli accessi per il prelievo di campioni di olio possono essere spostati all'esterno del vano cavi del trasformatore, con installazione di kit di retrofit offerti da diversi fornitori, che consentono il campionamento sicuro, oltre a fornire un manometro esterno opzionale e una connessione per immettere azoto e scaricare il vuoto. Naturalmente, gli ultrasuoni a contatto e il rilevamento di scarica parziale PD (TEV) vengono eseguiti sul rivestimento esterno dell'apparecchiatura chiusa e quindi non è normalmente richiesto alcun dispositivo speciale di sicurezza per la manutenzione elettrica (EMSD).

La frequenza ottimale delle diverse tecniche di ispezione dipende dalla criticità delle apparecchiature. Seguendo l'approccio FMEA (Failure Modes and Effects Analysis) di analisi delle modalità e degli effetti dei guasti, ogni struttura dovrebbe cercare di classificare le proprie apparecchiature in base al costo di sostituzione, ai tempi di consegna, al costo medio di riparazione, al tempo medio di riparazione (MTTR), ai potenziali impatti del guasto sulla sicurezza, ai potenziali impatti ambientali del guasto e ai costi dell'inattività. In base a un sistema a punteggio condiviso, le apparecchiature sono quindi classificate come Critiche per il funzionamento dell'impianto, Importanti per il funzionamento dell'impianto o come apparecchiatura di Supporto con impatto limitato per l'impianto.

La tabella 1 descrive una tipica raccomandazione sulla frequenza di ispezione per le diverse tecnologie CBM in base alla criticità del trasformatore. È imperativo raccogliere i dati e studiarne l'andamento nel tempo. Per molti di questi parametri misurati, è possibile impostare una baseline di riferimento per il funzionamento "normale" subito dopo la messa in servizio del trasformatore.

È imperativo raccogliere i dati e studiarne l'andamento nel tempo. Per molti di questi parametri misurati, è possibile impostare una baseline di riferimento per il funzionamento "normale" subito dopo la messa in servizio del trasformatore.

La valutazione dello stato di salute dell'apparecchiatura richiede la raccolta di dati a intervalli regolari e l'analisi dell'andamento sul lungo termine. I parametri chiave raccolti per ogni tipo di ispezione sono i seguenti:

Infrarossa

• temperatura di collegamenti incappucciati
• temperatura di collegamenti crimpati
• temperatura di collegamenti a bullone
• scansione di temperatura del serbatoio dell'olio (per i punti caldi e freddi che indicano possibili problemi)
• Differenza di temperatura tra il serbatoio del commutatore di carico e il serbatoio principale

Visiva

• ingresso polvere, infiltrazione acqua, ingresso parassiti
• macchie causate da una precedente stagnazione di acqua
• corrosione
• segni visivi di scarica parziale (se rilevati con altre tecniche CBM)
• funzionamento ventola
• perdita di olio
• isolatori sporchi

Ultrasuoni in aria

• valori in decibel in punti di test predeterminati
• analisi della forma d'onda (analisi del dominio di frequenza e tempo) per determinare la natura della scarica parziale PD

Ultrasuoni a contatto

• valori in decibel in punti di test predefiniti
• analisi della forma d'onda per la determinazione del tipo di guasto

TEV (scarica parziale)

• valori in decibel in punti di test predeterminati
• Rappresentazione con risoluzione in fase di una scarica parziale (analisi comparativa dell'andamento)

Campionamento olio

• pressione dell'olio (lettura manometro)
• temperatura dell'olio (lettura strumento)
• qualità dell'olio (acidità, contenuto di umidità, proprietà dielettriche), livelli di gas disciolti (ppm), compresi gas atmosferici, ossidi di carbonio, idrocarburi e idrogeno

In sintesi, l'uso di EMSD come le finestre di ispezione di manutenzione e gli accessi per il campionamento dell'olio esternamente al trasformatore può eliminare i rischi nelle attività di raccolta dati CBM e la necessità di lavorare a pannelli aperti sotto tensione. Eliminando i rischi, l'ispezione può essere condotta da un solo tecnico senza la necessità di ingombranti DPI di protezione contro archi elettrici, rendendo più efficiente l'attività di raccolta dati. Con l'aumento della frequenza di ispezione, i potenziali problemi che causano guasti imprevisti nei trasformatori possono essere individuati in anticipo e risolti con un intervento preventivo. Monitorare e proteggere i componenti critici dei trasformatori non solo garantisce la conformità alle linee guida NFPA 70E, ma introduce anche un vantaggio economico. L'esperienza ha dimostrato che la sola protezione del trasformatore mediante fusibili non è sufficiente a prevenire gli incendi in caso di corto circuito. La chiave è prevenire le possibili cause di un corto circuito rilevando in anticipo i segnali di allarme con tecniche CBM.