Mapping als eine Methode der Risiko- und Kostenbeurteilung

Abstract

Leistungs-, Anlauf- und Hilfstransformatoren sind normalerweise für bestimmte Funktionen in Kraftwerken ausgelegt.  Die Planung, Fertigung und Montage von kundenspezifischen Leistungstransformatoren kann oft viele Jahre dauern. Und wenn sie dann in Betrieb sind, kann der vorzeitige Ausfall dieser kritischen Anlagen vor dem Ende der erwarteten Lebensdauer verheerende Folgen für das Stromversorgungsunternehmen oder den Eigentümer des Industriebetriebs haben. Der Mapping-Prozess unterstützt die proaktive Ermittlung der Transformatoren, die das größte wirtschaftliche und leistungsbezogene Risiko darstellen könnten. Der Prozess unterstützt auch die Bestimmung von Abhilfe-, Erhaltungs- und Konditionierungsmaßnahmen, die gewährleisten, dass diese kritischen Anlagen über die gesamte geplante Lebensdauer funktionieren.

Einführung

In unserem Artikel Mapping von Transformatorbeständen haben wir uns auf den Mapping-Prozess als Ausgangspunkt für die Bestimmung von geeigneten Abhilfe- und Erhaltungsmaßnahmen konzentriert, die Ihr Wartungspersonal ergreifen muss, damit ein Transformatorblock, bei dem eine beschleunigte Alterung auftritt, seine Leistung langfristig erbringen kann. In diesem Artikel werden Mapping und Risikobeurteilung genauer erläutert, um die Maßnahmen zu bestimmen, die zur Verlängerung der Lebensdauer von Transformatoren erforderlich sind, bei denen andere Arten von Risiken auftreten als die auf dem Design und auf zufällig auftretenden externen Faktoren basierenden Risiken. Zur Verbesserung und Kontrolle dieser Risiken werden anhand des Mapping-Prozesses verschiedene Abhilfe- und Erhaltungsstrategien erarbeitet. Diese Strategien werden dann miteinander verglichen, damit die Option, die die Risiken am besten ausgleicht, mit einer Bewertung der operativen und finanziellen Aspekte umgesetzt werden kann. Wir werden diese Konzepte anhand eines hypothetischen Beispiels veranschaulichen, das auf langjähriger Erfahrung in der Praxis basiert.

Risikoarten

Ein Transformatorblock ist ein komplexes System. Die Transformatoren und Hilfsausrüstungen, aus denen der gesamte Block besteht, sind miteinander verbunden und müssen auslegungsgemäß funktionieren, damit die operativen Ziele über einen längeren Zeitraum erreicht werden. Die Probleme, die durch die beschleunigte Alterung und ihre Auswirkungen verursacht werden, wurden bereits in vorhergehenden Artikeln behandelt. Ein Transformatorblock kann auch durch eine unzureichende Auslegung und/oder Ausführung gefährdet sein, die zu Schwachstellen im Transformator führen. Diese können sich wiederum durch das ganze System ausbreiten und Ausfälle, Brände oder andere Probleme bei der Leistungsfähigkeit des Systems im Transformatorblock verursachen. Mängel wie schlecht verschweißte Verbindungen oder defekte Kopfdichtungen können das Risiko erhöhen, dass ein einzelnes Ausrüstungsteil oder der gesamte Transformatorblock ausfällt. Zufallsereignisse wie Blitzschlag, Naturkatastrophen oder Kurzschlüsse stellen weitere Risikoarten dar, die schwer vorherzusehen sind.

Der Begriff Ende der Lebensdauer wird normalerweise verwendet, um den Zeitpunkt zu beschreiben, an dem ein Transformator funktionsunfähig wird. Dieser Begriff ist jedoch ungenau, da er die Maßnahmen, die zur Reduzierung der Risiken, die bei einem Transformatorblock am häufigsten auftreten, ergriffen werden können, nicht vermittelt. Bei diesen Maßnahmen könnte es sich beim Auftreten von beschleunigter Alterung um die Ölaufbereitung und Überwachung oder um die Schaffung von Redundanzen im System zum Schutz gegen den plötzlichen Ausfall kritischer Anlagen handeln. Ein nützlicher Begriff, der in diesem Artikel verwendet wird, ist die verbleibende Substanz. Sie vermittelt das Konzept einer nützlichen Anlage, die je nach der Handhabung der Risiken verbraucht werden oder erhalten bleiben kann. Die Verringerung der verbleibenden Substanz ist exponentiell, wenn die geeigneten Maßnahmen nicht proaktiv ergriffen werden.  Es ist wichtig, die Abhilfe- und/oder Erhaltungsmaßnahmen frühzeitig in die Wege zu leiten, damit die verbleibende Substanz während der gesamten Lebensdauer des Transformators in einem guten Betriebszustand gehalten werden kann. Nach Erfahrungswerten aus der Praxis beträgt die verbleibende Lebensdauer des Transformators nur noch sechs Jahre, wenn die verbleibende Substanz 60 % erreicht hat. Durch angemessene und rechtzeitige Maßnahmen zur Handhabung der Risikofaktoren kann die Lebensdauer des Transformators jedoch um weitere 10 bis 15 Jahre verlängert werden. Im nachfolgenden Diagramm ist die verbleibende Substanz mit und ohne Erhaltungsmaßnahmen dargestellt.

Messwerte für den Wassergehalt von unter 2 % bis über 3 % stellen den Bereich dar, von dem aus die beschleunigte Alterung gemessen wird. Die richtige Auslegung der Abdichtung ist eine Möglichkeit, um die Auswirkungen von O₂ auf die Depolymerisation zu reduzieren. Die Teilentgasung hat sich als eine wirksame Methode zur Wiederherstellung des O₂-Gehalts auf 30 % seiner Sättigungswerte erwiesen.

Ausfälle des Typs 1 – Eine alterungsbedingte Schwächung der elektromechanischen Baugruppen wie Durchführungen und Lastumschalter sowie der festen Isolierstoffe kann zum Ausfall des Transformators beitragen. Die durch die beschleunigte Alterung verursachten Risiken werden durch eine Gas-in-Öl-Analyse und Prüfung der Transformatorflüssigkeit quantifiziert. Diese Prüfverfahren liefern Hinweise auf den Depolymerisationsgrad der festen Isolierstoffe im Transformator, da dieser nicht direkt gemessen werden kann. In welchem Ausmaß und wie häufig die Zellulose den Beschleunigungsfaktoren für die Alterung wie hohe Temperaturen, Feuchtigkeit, Sauerstoff (O₂) und Säuren ausgesetzt war, stellt die Ausgangspunkte für diesen Prozess dar. Diese beeinflussen die physikalischen und elektrischen Eigenschaften des Transformators sowie die Geschwindigkeit der beschleunigten Alterung.

Risiken des Typs 1 können mit modernen Prüfmethoden und -technologien genau bestimmt werden. Wenn die Auswirkungen der Beschleunigungsfaktoren quantifiziert wurden, kann die Lebensdauer des Transformators durch Maßnahmen zur Erhaltung der Zellulose-Isolierung verlängert werden. Zu diesen Maßnahmen gehören unter anderem die Gasüberwachung und Ölaufbereitung.  Wenn Risiken des Typs 1 richtig gehandhabt werden, können sie so kontrolliert werden, dass sie die altersbedingte Zersetzung und das Ende der Lebensdauer eines Transformators verlangsamen. Es ist wichtig, dass man sich hier der folgenden Tatsache bewusst ist: Auch wenn die richtigen Maßnahmen ergriffen werden, schreitet die Alterung des Transformators fort, aber langsamer, als es sonst der Fall wäre. Das heißt, dass sich die Wahrscheinlichkeit eines Ausfalls des Risikotyps 1 im Laufe der Zeit erhöht.

Ausfälle des Typs 2 – Die unzureichende Dimensionierung oder schlechte Bauform eines Transformators verursachen oft einen Zustand, der plötzlich das Ende der Lebensdauer herbeiführt. Die unzureichende Dimensionierung des Kühlsystems eines Transformators führt zu Überhitzung, die wiederum zur beschleunigten Alterung und zu einer höheren Wahrscheinlichkeit des vorzeitigen Ausfalls beiträgt. Die schlechte Ausführung von Schweißverbindungen führt dazu, dass an den undichten Stellen Öl austreten kann oder Feuchtigkeit und atmosphärische Gase in den Transformator gelangen können. Dies führt wiederum zu beschleunigter Alterung und in Folge zum vorzeitigen Ausfall. Risiken des Typs 2 können entstehen, wenn die unzureichende Dimensionierung oder schlechte Ausführung eines neues Transformators den vorzeitigen Ausfall des Transformators verursacht und daraus erhebliche Ertragsausfälle und Reparatur-/Wiederbeschaffungskosten entstehen. Es dauert eine gewisse Zeit, bis man weiß, wie die neue Ausrüstung auf die Bedingungen vor Ort reagiert, wenn sie an die bestehende Anlage im Block angeschlossen wird.

Die Wahrscheinlichkeit, dass ein Ausfall des Typs 2 auftritt, ist am Anfang hoch, nimmt jedoch wieder ab, wenn der Transformator überprüft wird und die erforderlichen Anpassungen zur Optimierung seiner Leistung vorgenommen werden. Ordnungsgemäße Sicherheitsüberprüfungen können mehrere Jahre in Anspruch nehmen, bevor die Ausfallwahrscheinlichkeit ein normales Ausmaß erreicht.

Ausfälle des Typs 3 – Externe Einflüsse wie Blitzschlag oder Kurzschlüsse verursachen oft den plötzlichen und katastrophalen Ausfall von Transformatoren. Das Risiko eines Blitzeinschlags ist nicht quantifizierbar, da der Zeitpunkt und die Stärke des Blitzschlags nicht vorhersehbar sind. Dieser Risikoart kann jedoch auch durch einen Kurzschluss im Transformator eines externen Netzes oder Umspannwerks verursacht werden. Ein Risiko des Typs 3 ist nicht kontrollierbar und zufällig. Risiken des Typs 3 werden in den Mapping-Prozess miteinbezogen, indem man den Schwerpunkt auf die Transformatoren legt, die von dieser Ungewissheit am stärksten betroffen sind.

Durch die mit den Ausfällen des Typs 3 verbundene Ungewissheit sind sie schwer vorherzusagen. Die Kosten, die bei einem Ausfall des Typs 3 anfallen, werden oft als Indikator für das Risiko verwendet. Zu diesen Maßnahmen gehören entgangene Erträge durch den Ausfall der Stromerzeugung über einen längeren Zeitraum, oder die Kosten für den Zukauf von Energie auf dem offenen Markt. Risiken des Typs 3 erhöhen oder verringern sich nicht im Laufe der Zeit und können als eine gleichmäßige Wahrscheinlichkeitsverteilung über die gesamte Lebensdauer des Blocks betrachtet werden. Ausfälle des Typs 3 sind besonders gefährlich, wenn sie bereits geschwächte Anlagen betreffen, die weitere Ausfälle bei anderen Aggregaten des Blocks verursachen.

Gründe für das Mapping

Alle Transformatoren haben ein Risikopotenzial. Sie altern im Laufe der Zeit und verursachen dadurch einen vorzeitigen Ausfall. Eine unzureichende Auslegung kann zu Schwachstellen führen, die erst festgestellt werden, wenn die Anlage länger in Betrieb ist. Zufällig auftretende, mit dem Wetter oder Netz verbundene Risiken können zur Abschaltung des gesamten Transformatorblocks führen. Der in diesem Artikel beschriebene Mapping-Prozess wird zur Bestimmung des Risikos, dem ein Transformatorblock ausgesetzt ist, verwendet, und welche Maßnahmen erforderlich sind, um den negativen Auswirkungen auf die Leistung entgegen zu wirken. Der Prozess berücksichtigt auch die Ziele des Kraftwerksbetreibers, die den zeitlichen Ablauf der Abschaltung des Kraftwerks, eine Verlängerung des Betriebs sowie finanzielle oder Sicherheitsziele umfassen kann.  Wenn die Wartung nicht ordnungsgemäß durchgeführt wird, kann die ursprüngliche finanzielle Grundlage für den Transformator und den Funktionsblock, in dem er betrieben wird, unter Umständen nicht aufrecht erhalten werden. Das Endergebnis des Mapping-Prozesses besteht darin, mehrere Optionen zur Verfügung zu stellen, aus denen der Eigentümer des Kraftwerks auf der Basis des akzeptablen Risikos und der erforderlichen finanziellen Verpflichtung auswählen kann.

Der Mapping-Prozess

Der Mapping-Prozess besteht aus acht Schritten. Jeder Schritt baut auf dem vorhergehenden Schritt auf und führt zur Bewertung verschiedener langfristiger Wiederbeschaffungs-, Abhilfe- und Erhaltungsmaßnahmen, die zur Minderung der Risiken in Bezug auf das Ende der Lebensdauer ergriffen werden können. In diesen Maßnahmenplänen werden die damit verbundenen Kosten und Risiken angegeben, damit der Betreiber des Transformatorblocks die Maßnahmen auswählen kann, die für das Erreichen der Anlagenziele am besten geeignet sind.

Die einzelnen Schritte des Mapping-Prozesses werden anhand der folgenden Szenarios beschrieben:

Beschreibung des Szenarios

Um zu gewährleisten, dass die Transformatoren in einem Heizkraftwerk (HKW) bis zur geplanten Stilllegung in sechs Jahren in Betrieb bleiben, wurde ein Erhaltungsplan für die Anlage erstellt. Die Anfangsphase dieses Plans bestand darin, die Isolierflüssigkeit für Hochspannungs-, Anlauf- und Eigenbedarfstransformatoren aufzubereiten. Ein Jahr nach dem Beginn des Erhaltungsplans begann die zweite Phase der Konditionierungs- und Erhaltungsmaßnahmen an einem der Maschinentransformatoren mit dem Einbau einer transportfähigen Konditionieranlage. Im dritten Jahr des Erhaltungsprozesses wurde eine zweite, transportierbare Konditionieranlage installiert, um die Konditionierung des zweiten Maschinentransformators weiter zu verstärken.

Die Daten, die von Online-Gasüberwachungssystemen in den ersten drei Jahren des Programms zur Verlängerung der Lebensdauer gesammelt wurden, lieferten eine große Menge grundlegender Informationen zum Trend der verbleibenden Substanz. Die Analyse dieser Daten hat die Möglichkeit aufgezeigt, die Lebensdauer noch weiter zu verlängern. Deshalb wurde beschlossen, die Beurteilung der kritischen Anlagen im Kraftwerk zu erweitern. Der Umfang wurde so geändert, dass die Bewertung der drei Szenarien, in denen die Kosten und Risiken einer längeren Betriebsdauer bewertet wurden, mit aufgenommen wurde. Die drei Szenarien würden dem Kraftwerksbetreiber einen Vergleich der verschiedenen Alternativen ermöglichen, um festzustellen, ob eine weitere Verlängerung um zehn Jahre möglich wäre und, falls ja, welche die optimale Vorgehensweise wäre. Mit diesem größeren Umfang sollte bestimmt werden, ob das Kraftwerk mit einem angemessenen Kostenaufwand ohne wesentliche Betriebsrisiken weiterhin Erträge durch die Strom- und Wärmeerzeugung erzielen könnte.

Die einzelnen Schritte des Mapping-Prozesses zum Erreichen der umfangreicheren Beurteilung des HKW lauten wie folgt:

Mapping Schritt 1: Feststellung der Ziele

Bestimmung der Möglichkeiten zur Verlängerung der Lebensdauer des Transformatorblocks, um den sicheren und zuverlässigen Betrieb bis zur geplanten, verlängerten Abschaltung in 12 Jahren zu gewährleisten. Bereitstellung einer kompletten Risiko-Ertrags-Analyse der vorgeschlagenen Optionen für den Eigentümer der Anlage.

Mapping Schritt 2: Datenerfassung und Dokumentation

Eine komplette Historie der folgenden Daten sollte verfügbar gemacht werden und muss Folgendes umfassen:

• Gas-in-Öl-Analyse – Die Erfassung historischer Daten zu den Gasarten und sich ändernden Mengen bestimmter Gase ist eine kritische Phase des Mapping-Prozesses.
• Die Maßnahmen zum Zustand des Öls umfassen den Säuregehalt des Öls, die Grenzflächenspannung, Durchschlagspannung sowie den Furan- und Inhibitor-Gehalt.
• Wartungs- und Ausfalldaten müssen ebenfalls erfasst werden.

Ein wichtiges Ziel in dieser Stufe des Mapping-Prozesses ist das Verständnis der Wechselwirkungen der Beschleunigungsfaktoren für die Alterung und deren Einfluss auf den Alterungsprozess wie im nachfolgenden Diagramm gezeigt:

Mapping Schritt 3: Datenanalyse

Die Gas-in-Öl-Analyse im Rahmen dieses Schritts liefert die Daten, mit denen der Zustand des Transformators und die Risiken ermittelt werden.
Die Messung der Auswirkungen der Alterung des Öls auf die Leistungstransformatoren zeigt die Beschleunigung der Alterungsrate an, sowie die Maßnahmen, die zur Verbesserung dieser Situation erforderlich sind.
Die Wartungshistorie und -daten können aufzeigen, wann und welche mechanischen Unregelmäßigkeiten aufgetreten sind und die mechanische Auslegung der ausgewechselten Teile wie das Kühlsystem und der Lastumschalter aufzeichnen.

In der nachfolgenden Tabelle sind die Nummer und die Funktion der 10 Transformatoren im HKW und die Beurteilung des Endes ihrer Lebensdauer angegeben.

Die in Schritt 2 erfassten Daten werden für das Verständnis der potenziellen Risikobereiche und der möglichen Wiederbeschaffungs-, Abhilfe- und Erhaltungsstrategien verwendet, die für die Verlängerung der Lebensdauer dieses Heizkraftwerks-Transformatorblocks um weitere 10 Jahre erforderlich sind.

Der Alterungszustand der einzelnen Transformatoren wurde anhand einer Reihe von Faktoren beurteilt, die aus der fortlaufenden Gasüberwachung und den Indikatortrends abgeleitet wurden. Für jeden Transformator wurde dann eine Schätzung der verbleibenden Lebensdauer erstellt und jeder Transformator wurde wie oben gezeigt einer Kategorie für die verbleibende Lebensdauer zugeordnet. Weitere Faktoren wie die Lastkapazität, verbleibende Substanz und die Wahrscheinlichkeit eines vorzeitigen Ausfalls aufgrund von Risiken der Typen 2–3 wurden ebenfalls bewertet.

Mapping Schritt 4: Risikobeurteilung

Transformator GSU1 – Dieser Maschinentransformator wurde wegen einer Reihe von Faktoren als leicht verringerte Substanz eingestuft. Dazu gehören ein höherer O₂-Verbrauch und eine hohe Wiedersättigungsrate des Furans, die auf eine gewisse beschleunigte Alterung hindeuten. Einige Anzeichen für hohe Temperaturen in manchen Zonen deuten auf eine Überlastung dieses Transformators hin. Der Säuregehalt des Öls war gut. Es wurde festgestellt, dass GSU1 mit gleichzeitiger Gaskonditionierung betrieben werden müsste, um den O₂-Alterungsprozess zu verlangsamen. Die geschätzte verbleibende Lebensdauer beträgt vier Jahre.

Transformator GSU2 – Dieser Maschinentransformator befindet sich in einem etwas besseren Zustand als GSU1. Die verbleibende Substanz liegt zwar im gleichen Bereich, doch durch eine Leckage in einem Lastumschalter befindet sich Acetylen im System und es findet ein teilweiser Austritt statt. Entsprechend der Empfehlung für GSU1 sollte auch GSU2 mit der gemeinsam genutzten Gaskonditionierungseinheit betrieben werden. Die geschätzte verbleibende Lebensdauer ist länger als fünf Jahre.

Transformator GSUOLD1 – Dieser Maschinentransformator befindet sich in einem bedenklichen Zustand. Er kann nur als Reserve und unter kontrollierten Bedingungen verwendet werden. Die geschätzte verbleibende Lebensdauer beträgt weniger als zwei Jahre.

Transformator GSUSPARE1 – Dieser Transformator wurde von einem Gaskraftwerk mit Spitzenlastbetrieb übernommen, vor einigen Jahren. Er befindet sich in einem ausgezeichneten Zustand, obwohl er bereits 15 Jahre alt ist (er war nur etwa 2 Jahre in Betrieb). Die verfügbaren Daten sind unzuverlässig, da die Gasproben entnommen wurden, als der Transformator nicht in Betrieb war. Eine Überprüfung der Durchführungen ergab einige Abweichungen bei der elektrischen Kapazität. Diese stellen eine Brandgefahr dar. Wenn die Abweichungen bei der elektrischen Kapazität bei einer erneuten Prüfung bestätigt werden und die TANδ-Prüfung einen Spannungsverlust ergibt, wird der Austausch der Durchführungen empfohlen.  Die geschätzte verbleibende Lebensdauer beträgt über 10 Jahre.

Hilfstransformatoren AUX1–AUXB11 – Bei AUX 1 und 2 gibt es Probleme, die durch defekte Feinwähler und undichte Lastumschalter verursacht werden, und zu einem hohen H₂-Gehalt führen. Bei AUX3, AUX4, AUX5 und AUXB11 gab es uneinheitliche Messwerte eines geringeren Feuchtigkeitsgehalts mit höherer Durchschlagspannung. Dies könnte auf den Mangel an Daten für diese Aggregate zurückzuführen sein. Die geschätzte verbleibende Lebensdauer von AUX1, AUX2 und AUX3 beträgt ca. 5 Jahre. Die geschätzte verbleibende Lebensdauer der übrigen Hilfstransformatoren beträgt über fünf Jahre.

Mapping Schritt 5: Einstufung der Aggregate nach dem Kriterium der Priorität der Wichtigkeit

Die wichtigsten Transformatoren im HKW (Tabelle 2) sind die Maschinentransformatoren GSU1 und GSU2. Beim redundanten älteren GSUOLD1 ist die Wahrscheinlichkeit, dass die verlängerte Lebensdauer von 10 Jahren nicht erreicht wird, am größten. Durch den dauerhaften Einsatz der vorhandenen Konditionieranlage wird das Risiko des Typs 1, d. h. der vorzeitige Ausfall von GSUOLD1 verringert, wenn dieser als Reserve benötigt wird, das Risiko kann jedoch nicht ganz ausgeschaltet werden. Durch die Redundanzen und die ausgezeichnete Funktionalität von GSUSPARE1 wird auch das Betriebsrisiko für die Kohorte der Maschinentransformatoren verringert. Die Anschaffung neuer Maschinentransformatoren würde die Verlängerung der Lebensdauer um 10 Jahre fast garantieren, es könnten dadurch aber Risiken des Typs 2 sowie finanzielle Risiken in Bezug auf den Wiederverkauf oder den Einsatz bei der Abschaltung des Maschinentransformators entstehen.

Bei den Hilfstransformatoren ist das Risiko höher, ihre Auswirkungen auf den Betrieb des HKW sind aber geringer. Die Redundanz in dieser Kohorte reicht für die Minimierung der meisten Risiken für das gesamte Kraftwerk aus. Durch das Anschließen von AUX1 an eine externe Stromquelle wird das Risiko von entgangenen Erträgen durch eine niedrigere Stromerzeugungskapazität des Kraftwerks aufgrund eines vorzeitigen Ausfalls weiter verringert.

Mapping Schritt 6: Vorbeuge- und Erhaltungsmaßnahmen

Anhand der im Folgenden beschriebenen Szenarien sollen die verschiedenen Risiken aufgezeigt werden, die sich durch Wiederbeschaffungs-, Abhilfe- und Erhaltungsmaßnahmen ergeben:

Szenario 1 – Keine Beschaffung neuer Transformatoren und kein Zugang zu Reservetransformatoren für Redundanz. Möglicher Ausfall des Transformators eines externen Netzes in der Nähe des HKW. Dieses Szenario ist mit einem hohen Risiko des Typs 3 behaftet. Es kann dabei zu einem weitgehenden oder Gesamtausfall des Kraftwerks kommen, da für den Fall, dass der Transformator eines externen Netzes ausfällt, keine Reserve für den Maschinentransformator vorhanden ist. Dazu würden durch den Ausfall eines Maschinentransformators die Erträge aus der Energieerzeugung, wie in der Tabelle Szenario 1 dargestellt, um 50 % verringert werden. Auch bei der Wärmeerzeugung kann es zum Ausfall von Erträgen kommen.

Szenario 2 – Investition in drei Systeme zur Erhaltung und Konditionierung der verbleibenden Substanz, sowie Ersetzen des alten GSU1 durch einen neueren Reservetransformator. Bei diesem Szenario werden eine Reserve für die Maschinentransformatoren und Ersatzteile für die Anfahr- und Eigenbedarfstransformatoren (Hilfstransformatoren) bereitgestellt. Neben der Beschaffung weiterer Erhaltungs- und Konditioniereinheiten für die vorhandenen Hilfstransformatoren kann das Risiko des Typs 1 ihrer beschleunigten Alterung verringert werden, sodass die erforderliche Verlängerung der Lebensdauer um 10 Jahre erreicht werden kann. Durch die Umstellung vom älteren GSU1 auf einen neueren Reservetransformator wird das Risiko des Typs 1 etwas verringert.  Beschaffung neuer Reservetransformatoren für redundante Anlauf- und Eigenbedarfstransformatoren. Dadurch erhöht sich das Risiko des Typs 2, das sich aber im Laufe der Zeit wieder verringert. Durch den zusätzlichen Anschluss an einen Transformator in einem externen Netz, um die Versorgung von außerhalb des Blocks zu ermöglichen, wird im Falle eines zufällig auftretenden Risikoereignisses das Risiko des Typs 3 verringert. Bei diesem Szenario gibt es einige Risiken der Typen 2 und 3.

Szenario 3 – GSU1 durch einen neu beschafften Maschinentransformator ersetzen. GSU2 durch GSUSPARE1 ersetzen. GSU2 kann als Reserve verwendet werden. Beschaffung von drei Reserveaggregaten für die Hilfsaggregate. GSU1 und GSU2 können als Reserve-Maschinentransformatoren für den neuen Maschinentransformator und GSUSPARE1 verwendet werden, die jetzt als die Maschinentransformatoren des Kraftwerks verwendet werden. Beschaffung von drei Erhaltungs- und Konditionieranlagen, die abwechselnd für die sechs in Betrieb befindlichen Hilfsaggregate eingesetzt werden. Auswechseln von defekten Schaltern und Durchführungen. Bei diesem Szenario gibt es ähnliche Risiken der Typen 2 und 3.  Es gibt auch ein gewisses finanzielles Risiko, das entsteht, wenn der Maschinentransformator am Ende der Verlängerung der zehnjährigen Lebensdauer nicht verkauft bzw. nicht wieder in Betrieb genommen wird.

Mapping Schritt 7: Kostenvoranschläge und Risiken für die Szenarien

Die Kosten und Vorteile der einzelnen Optionen sind hier zusammengefasst.

Mapping Schritt 8: Langfristiger Erhaltungsplan

Auf Basis der wirtschaftlichen Analyse und der mit den einzelnen Szenarien verbundenen Risiken kann Szenario 1 ganz abgelehnt werden, da das Risiko bei einem Ausfall einer oder mehrerer wichtigen Anlagen höher ist als die Vorteile, die es bringt. Es wird geschätzt, dass die Kosten für den Ausfall der Energieerzeugung dieses Kraftwerks bis zu 200.000 € pro Tag betragen könnten. Da die Lieferzeit für einen neuen Transformator 18 Monate beträgt, würden sich diese entgangenen Erträge weiter summieren. Da es sich um ein Heizkraftwerk handelt, würden in den Wintermonaten auch die Heizerträge verloren gehen.

Wenn Szenario 2 als langfristiger Ansatz für die Verlängerung der Lebensdauer des HKW ausgewählt wird, sind sowohl die technischen als auch die wirtschaftlichen Risiken gering. Durch die Reserveaggregate für den Maschinentransformator und den Hilfstransformator wird das Risiko durch einen Kurzschluss in einem Transformator des externen Netzes oder in einem Anlauf- und Eigenbedarfstransformator weitgehend minimiert. Die Konditionierungs- und Überwachungseinheiten werden dafür sorgen, dass die verbleibende Substanz erhalten bleibt, um das Risiko der beschleunigten Alterung in den älteren Aggregaten zu verringern.

Wird Szenario 3 ausgewählt, würden sich die Risiken des Typs 2 erhöhen, doch das gesamte Risikoprofil wäre etwas höher als das Profil von Szenario 2. Für die Vorteile von Szenario 3 sind wesentlich höhere Investitionen erforderlich als bei Szenario 2.  Die höhere Investition bringt auch ein finanzielles Risiko mit sich, wenn es nach Ablauf des zehnjährigen Verlängerungszeitraums zu einer wesentlichen Verzögerung beim Verkauf oder bei der Wiederinbetriebnahme des neuen Maschinentransformators kommt.

Zusammenfassung 

In diesem Artikel wurde erläutert, wie der Mapping-Prozess zur Quantifizierung der technischen, wirtschaftlichen und finanziellen Risiken von Transformatorbeständen verwendet werden kann. Die Ursachen für den Ausfall von Transformatoren, z. B. unzureichende Dimensionierung/Ausführung, zufällig auftretende externe Phänomene und beschleunigte Alterung bestimmen das Ausmaß der Ungewissheit, die bei einem Transformator besteht. Auf Basis des Ausmaßes der Ungewissheit, und auch wo diese Ungewissheit am größten ist, können angemessene Abhilfe- und Erhaltungsmaßnahmen erarbeitet werden, um sicherzustellen, dass sowohl die technischen als auch die wirtschaftlichen Ziele erreicht werden.

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